СКАЧАТЬ:  promyslovaya-geologiya.zip [14,61 Kb] (cкачиваний: 46)

Глава 1. ЛИТОЛОГИЯ  И СТРАТИГРАФИЯ

а) Стратиграфия.

Система: девонская;

Отдел: Верхний Д₃;

Ярус: франский fr;

Горизонты: кыновский и пашийский.

б) Литология.

В результате корреляции 10 скважин выделено 6 пластов-коллекторов.

Пласт-коллектор д представлен песчаниками в 26, 57, 58, 80, 88 скважинах, глинистыми песчаниками в 50 скважине. Его толщина меняется от 1 м в 26 скважине до 8 м в 50 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважинах 26,  58, 80, 88 выделена зона слияния пласта-коллектора д с пластом-коллектором г₃. Пласт-коллектор д в 26, 57, 58, 80, 88 скважинах является кондиционным коллектором, в 8, 17, 33, 47 скважинах отсутствует.

Пласт-коллектор г₃ представлен песчаниками в 8, 17, 26, 33, 47, 57, 58, 80, 88, скважинах, глинистыми песчаниками  в 50 скважине. Его толщина меняется от 2,4 м в 50 скважине до 10 м в 8 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважинах 8, 17, 26, 33, 47, 50, 58, 80, 88 выделена зона слияния пласта-коллектора г₃ с пластом-коллектором г₂. Пласт-коллектор г₃ в 8, 17, 26, 33, 47, 50, 57, 58, 80, 88 скважинах является кондиционным коллектором.

Пласт-коллектор г₂ представлен песчаниками в  17, 26,  47,  57, 58, 80, 88 скважинах, глинистыми песчаниками  в 8, 33, 50 скважине. Его толщина меняется от 2 м в 33 скважине до 5,6 в 57 скважине. Глинистые прослои не выделены. В 8, 17, 33, 47, 50, 57, 58, 80 скважинах выделена зона слияния пласта-коллектора г₂ с пластом-коллектором г₁. Пласт-коллектор г₂ в 8, 17, 26, 33, 47, 50, 57, 58, 80, 88 является кондиционным коллектором.

Пласт-коллектор г₁ представлен песчаниками в 8, 17, 26, 33, 47, 50, 57, 58, 80 скважинах. Его толщина меняется от 2,4 м в 50 скважине до 6 м в 58 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважинах 8, 17, 26, 33, 47, 50, 57, 58, 80 выделена зона слияния пласта-коллектора г₁ с пластом-коллектором. В АО всех скважинах пласт-коллектор г₁ является кондиционным.

Пласт-коллектор в представлен песчаниками в 17, 26, 47, 57, 58, 80 скважинах, алевролитами в 8, 50 скважине, глинистыми песчаниками в 88 скважине. Его толщина меняется от 1,4 м  в 88 скважине до 7,6 м в 58 скважине. Глинистые прослои не выделены. Пласт-коллектор в в скважинах 8, 17, 26, 47, 50, 57, 58, 80, 88 является кондиционным коллектором.

Пласт-коллектор б₃ представлен глинистыми песчаниками в 8, 17, 26, 50, 58, 80, 88 скважинах, алевролитами в 47 скважине, глинами в 57 скважине. Его толщина меняется от 1,2 в 88 скважине до 6 м в 50 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважине  50  выделена зона слияния пласта-коллектора б₃ с пластом-коллектором б₂. Пласт-коллектор б₃ в 8, 17, 26, 47, 50, 58, 80, 88 скважинах является кондиционным коллектором, в 57 скважине является глинистым коллектором, в 33 скважине отсутствует.

Пласт-коллектор б₂ представлен глинистыми песчаниками в 17, 26, 33, 50, 88 скважинах, алевролитами в 8 скважине, глинистыми алевролитами в 58, 80 сважинах, глинами в 47, 57 скважинах. Его толщина меняется от 1,1 м в 8 скважине до 4,8 м  в 33 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважинах 26, 33,  50, 57, 80, 88скважинах выделена зона слияния пласта-коллектора б₂ с пластом-коллектором б₁. Пласт-коллектор б₂ в 8, 17, 26, 33, 50, 58, 88 скважинах является кондиционным коллектором, в 47, 57, 80 является неколлектором.

Пласт-коллектор б₁ представлен глинистыми песчаниками в скважинах 17, 26, 50, 58 скважинах, алевролитами в 8 скважине, глинами в 47, 57, 80, 88 скважинах. Его толщина меняется от 1 м в 47 скважине до 3,2 м в 50 скважине. Глинистые прослои не выделены. В скважинах 8, 17, 26, 50, 57, 58, 80 выделена зона слияния пласта-коллектора б₁ с пластом-коллектором а. Пласт-коллектор б₁ в 8, 17, 26, 50, 58 скважинах является кондиционным коллектором, в 47, 57, 80, 88 скважинах является неколлектором.

Пласт-коллектор а представлен глинистыми песчаниками в скважинах 8, 26, 50, 57, 58 скважинах, глинистыми алевролитами в 8, 47  скважинах, алевролитами в 17, 33 скважинах,  глинами в 80, 88 скважинах. Его толщина меняется  от 1,2 м в скважине 33 до 3 м  в 57 скважине. Глинистые прослои не выделены. Пласт-коллектор а в скважинах 17, 33, 50, 57, 58 скважинах является кондиционным коллектором, в 8, 47, 80, 88 скважинах является неколлектором.

Пласт-коллектор Д₀ представлен глинистыми песчаниками в 17, 88 скважинах, алевролитами в 8, 33, 57, 58 скважинах, глинистыми алевролитами в 8, 47, 80 скважинах, глинами в 26, 50 скважинах. Его толщина меняется от 0,8 м в скважине 33 до 4,6 м в скважине 88. Глинистые прослои не выделены. В скважине 8 он неоднороден по составу: в верхней части представлен глинистыми песчаниками, в нижней – глинистыми алевролитами. Пласт-коллектор Д₀ в скважинах 8, 17, 57, 58, 88 является кондиционным коллектором, в остальных является неколлектором.

в)Подсчетный объект.

В качестве подсчетного объекта выделен пласт-коллектор Д₀. Он представлен глинистыми песчаниками в 17, 88 скважинах, алевролитами в скважинах 8, 33,  57, 58 скважинах, глинами в 26, 50 скважинах. В скважине 8 он неоднороден по составу: в верхней части представлен глинистыми песчаниками, в нижней – глинистыми алевролитами.

На карте α_сп выделена зона отсутствия коллектора (ок) по данным скважины 26, 47, 50, 80, большая по площади, в северо-восточной  части района работ; зона распространения кондиционных коллекторов (кк) по данным скважин 8, 17, 57, 58, 88; зона распространения глинистых коллекторов (гк) отсутствует. Максимальное значение α_сп составляет 0,87 в скважине 88, а минимальное 0 в 50 скважине.

При анализе карты общей толщины видно, что наибольшая толщина объекта составляет 5,6 м в 8 скважине, а наименьшая 0,8 в 33 скважине. Общая толщина возрастает в северо-западном направлении до 5,6 м в 8 скважине, и юго-восточном направлении до 4,6 м в 88 скважине.

При анализе карты эффективной толщины наибольшая толщина составляет 4,6 м в 88 скважине, а наименьшая 0,8 м в 33 скважине. Наблюдается увеличение эффективной толщины в юго-восточном направлении до 4,6 м в 88 скважине. Общая и эффективная толщина мало различаются, что позволяет прогнозировать относительно равномерное продвижение в подсчетном объекте  фронта вытеснения нефти водой при его заводнении.

При анализе карты надстилающей покрышки наибольшая толщина составляет 15,8 м в 33 скважине, а наименьшая 3,8 м в 17 скважине. Наблюдается увеличение толщины в юго-западномном направлении. В 17 скважине толщина надстилающей покрышки небольшая - 3,8 м, поэтому в ней велика вероятность возникновения затрубной циркуляции жидкости.

При анализе карты подстилающей покрышки наибольшая толщина составляет 8,8 м в 80 скважине, а наименьшая 1,3 м в 17 скважине. Наблюдается увеличение толщины в восточном направлении.

При анализе карты открытой пористости наибольшее значение Коп составляет 0,235 в 88 скважине, а наименьшее 0 в 50 скважине. Зона относительно высоких значений Коп ограничивается изолинией 0,2, а относительно низких изолинией 0,05.

Глава 2. ТЕКТОНИКА

При анализе структурной карты по кровле минимальное значение абсолютной отметки кровли составляет  -1492,9  в 33 скважине, а максимальное  -1475,75 в 50 скважине. На кровле подсчетного объекта выделяются следующие структурные элементы.

• Антиклинальная складка в восточной и центральной части района работ. По типу складка является косой, изоклинальной, брахискладкой. Складка выделена по стратоизогипсе -1483 м и осложнена двумя куполами в районе 50 и 57 скважин, которые выделяются по незамкнутой стратоизогипсе -1477 м и -1479 м.
• Фрагмент синклинальной складки в юго-западной части работ по стратоизогипсе -1485 м. Складку можно отнести к косому, изоклинальному, линейному типу.  

На структурной карте по подошве подсчетного объекта видно, что максимальная абсолютная отметка подошвы составляет -1478,5 м в 50 скважине, а минимальная -1494,9 м в 80 скважине, на подошве объекта выделяют следующие структурные элементы.

• Моноклиналь в северо-западной части района работ с перепадом отметок 16,4 м (1493,7-1485=8,7  м), наклоненная в юго-восточном  направлении.
• Аклинальная складка по стратоизогипсе -1484 м в центральной и северо-восточной части района работ, осложнена двумя куполами в районе 57 и 50 скважин. Тип складки – косая, нормальная, брахиантиклинальная.

В целом структура кровли наследуется от подошвы.

Глава 3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

При анализе карты эффективной нефтенасыщенной толщины максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 13 м в 48 скважине, а минимальная 2 м в 25 скважине. Наблюдается увеличение эффективной толщины в юго-восточном направлении до 13 м в 48 скважине. В зоне распространения кондиционных коллекторов 2 м в 25 скважине до 13 м в 48 скважине, б в зоне распространения глинистых коллекторов  от 2,8 м в 77 скважине до 4 м в 85 скважине. Т.к. ВНК залежи находится ниже подсчетного объекта, то контуры нефтеносности не выделяются, район работ находится в НЗ залежи. Карта эффективной нефенасыщенной толщины совпадает с картой эффективной толщины.

При анализе карты нефтенасыщенности максимальное значение Кн составляет 0,918 в 8 скважине, а минимальное 0,65 в 33 и 50 скважинах. В зоне распространения кондиционных коллекторов Кн изменяется от 0,825 до 0,918. Зона относительно высоких значений Кн ограничивается изолинией 0,92, а относительно низких изолинией 0,85.

Пласт-коллектор Д₀ является нефтеносным в скважинах 8, 17, 33, 57, 58, 88 по всей толщине; пласт-коллектор не пересекает ВНК залежи.

Список литературы

1. Максимов Е.М. Литология природных резервуаров нефти и газа. М., 2008, 432стр.

2. Мстиславская Л.П., Филлипов В.П. Геология, поиски и разведка нефти и газа. М., 2005, 200стр.

3.  Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Промысловая геофизика. М., 1986, 344стр.