Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Скв.№№ 70, 71, 72 и 74 вскрыли пласт в чисто нефтяной зоне.
Водонефтяной контакт в скважинах не подсечен, поэтому граница залежи и контур запасов категории С1 приняты на абс. отметке минус 2945,6 м по наиболее гипсометрически низкой подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.№ 70.
Залежь нефти пласта Дк пластово-сводового типа. Размеры залежи в пределах принятого контура составляют 1,8х1,7 км, высота 35,2 м.
Залежь нефти с момента ее открытия в 1990 г. до 2008 г. находилась в консервации. В настоящее время разрабатывается скв.№№ 70, 71 и 72 (74 под нагнетанием на вышеуказанный пласт).
Залежь нефти пласта ДI/ пашийского горизонта
Залежь нефти пласта ДI/ приурочена к песчаникам светло-коричневым, мелкозернистым, пористым, уплотненным, нефтенасыщенным, а также алевролитам светло-серым, плотным, крепким, песчанистым, залегающим в верхней части пашийского горизонта, на средней глубине 2952 м. Керновым материалом пласт не охарактеризован. Покрышкой залежи служат глины тиманского горизонта.
По данным ГИС пласт ДI/ состоит из 1-4 проницаемых пропластков, толщиной от 0,8 до 2,8 м, разобщённых плотными прослоями толщиной от 0,4 до 4,4 м.
Разведочные скважины №№ 71, 72, 73, 74, вскрыли залежь нефти пласта ДI1. В скв.№ 70 пласт по данным ГИС и по описанию керна полностью водонасыщен.
Коэффициент эффективности (песчанистости) – 0,59, расчлененность – 2,3.
В скв.№ 71 при совместном испытании пластоиспытателем пластов Дк и ДI/ в 1990 г. в интервале 2990,0-3034,0 м (абс. отметка от минус 2910,1 до минус 2954,1 м), получили приток газированной нефти 4,4 м3.
Промышленный приток нефти из пласта ДI/ был получен в 1991 г. при опробовании в скв.№ 72, в которой из интервала перфорации 3133-3138 м (абс. отметка от минус 2928,5 до минус 2933,8 м), был получен приток безводной нефти дебитом 19,0 т/сут.
В скв.№ 73 в результате ИПТ в 1991 г., из интервала 3020,0-3060,0 (абс. отметка минус 2907,7-2947,7 м), был получен незначительный приток нефти с газом дебитом 0,23 м3 за 102 мин. Скв.№№ 71, 72, 73 и 74 по данным ГИС вскрыли пласт в чисто нефтяной зоне.
Водонефтяной контакт в скважинах не подсечен, поэтому граница залежи и контур запасов категории С1 приняты на абс. отметке минус 2958,6 м по наиболее гипсометрически низкой подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.№ 74.
Залежь нефти пласта ДI/ пластово-сводового типа. Размеры залежи в пределах принятого контура составляют 2,3х1,5 км, высота 27,3 м.
Залежь нефти с момента ее открытия в 1991 г. до 2008 г. находилась в консервации. В настоящее время разрабатывается скв.№ 72.
1.6 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов Дк и ДI/ Бирюковского месторождения оценивались по керну, методами геофизических (ГИС) и промыслово-гидродинамических исследований (ГДИ) скважин [1].
Оценка емкостных характеристик пластов по данным ГИС производилась по результатам интерпретации материалов НГК. Начальная нефтенасыщенность по ГИС оценивалась по удельным электрическим сопротивлениям. Средневзвешенные значения пористости и начальной нефтенасыщенности пласта Дк по ГИС рассчитывались по 8 нефтенасыщенным интервалам скв.№№ 70, 71, 72 и 74. Промыслово-гидродинамические исследования (ГДИ) пласта Дк проводились при установившемся и неустановившемся режимах работы скважин.
Таблица 1.1
Характеристика коллекторских свойств и нефте-
газонасыщенности продуктивного пласта Дк Бирюковского месторождения
Метод опре- деле-ния | Наименование | Проницае-мость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Начальная | Насы-щен-ность связан-ной водой, доли ед. | |
нефте-насы-щен-ность, доли ед. | газона-сыщен-ность, доли ед. | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Лабораторные исследования керна | Количество скважин, шт. | - | 1 | - | - | - |
Количество определений, шт. | - | 5 | - | - | - | |
Среднее значение | - | 0,167 | - | - | - | |
Коэффициент вариации, доли ед. | - | 0,137 | - | - | - | |
Интервал изменения | - | 0,143-0,194 | - | - | - | |
Геофизические исследования скважин | Количество скважин, шт. | - | 4 | 4 | - | 4 |
Количество определений, шт. | - | 8 | 8 | - | 8 | |
Среднее значение | - | 0,189 | 0,940 | - | 0,06 | |
Коэффициент вариации, доли ед. | - | 0,140 | 0,012 | - | 0,192 | |
Интервал изменения | - | 0,139-0,221 | 0,918-0,953 | - | 0,047-0,082 | |
Гидродинамические исследования скважин | Количество скважин, шт. | 2* | - | - | - | - |
Количество определений, шт. | 2* | - | - | - | - | |
Среднее значение | 0,027* | - | - | - | - | |
Коэффициент вариации, доли ед. | - | - | - | - | - | |
Интервал изменения | 0,023-0,030 | - | - | - | - | |
Принятые при проектировании значения параметров | 0,027 | 0,19 | 0,94 | - | 0,06 |
* - по КВД
1.7 Свойства и состав пластовых флюидов
Пласт Дк
Исследованы четыре глубинные пробы и пять поверхностных проб из скв.№№ 71 и 74.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 747,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 11,43 МПа, газосодержание 115,46 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,86 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 858,0 кг/м3, газовый фактор – 114,56 м3/т, динамическая вязкость разгазированной нефти 12,60 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – нет, углекислого газа – 1,21 %, азота – 3,60 %, гелия – 0,077 %, метана – 47,77 %, этана – 20,06 %, пропана – 14,79 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 27,36 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,039, а теплотворная способность – 64585,7 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,09 %), малосмолистая (смол силикагелевых 4,68 %), парафиновая (парафинов 4,87 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 42,0 % объёмных.
Для характеристики вод пласта Дк тиманского горизонта использованы одновозрастные пластовые воды Криволукского и Никольско-Спиридоновского месторождений.
Минерализация вод пласта Дк составляет 268,02 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1895 г/см3, (в пластовых условиях 1,1579 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,85 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 35,24 г/дм3, магния 4,07 г/дм3, сульфатов 0,21 г/дм3, первая соленость 55,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,56).
Свойства и состав пластовых вод пласта Дк Бирюковского месторождения приведены в табл. 1.2 [1].
Таблица 1.2
Свойства и состав пластовых вод пласта Дк
Наименование параметра | Пласт Дк | |
Диапазон изменения | Среднее значение | |
1 | 2 | 3 |
Газосодержание, м3/м3 | - | - |
Плотность воды, кг/м3 | ||
- в стандартных условиях | 1189,2*-1189,7* | 1189,5* |
- в условиях пласта | 1157,6-1158,1 | 1157,9 |
Вязкость в условиях пласта, мПа · с | - | 0,85 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4 | - | 2,26 |
Объемный коэффициент, доли ед. | - | 1,02728 |
Химический состав вод г/дм3 | ||
Na+ + K+ | 59,94*-61,49* | 60,717* |
Ca2+ | 33,03*-37,46* | 35,243* |
Мg2+ | 4,01*-4,13* | 4,074* |
Cl- | 165,11*-170,29* | 167,702* |
HCO3- | 0,0*-0,15* | 0,073* |
SO42- | 0,20*-0,21* | 0,208* |
NH4 | - | - |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 | ||
Br- | - | 1330* |
J- | - | 11* |
B+3 | - | 19* |
Li+ | - | - |
Sr+2 | - | - |
Rb+ | - | - |
Cs+ | - | - |
Общая минерализация, г/дм3 | 264,11*-271,92* | 268,02* |
Водородный показатель, рН | - | - |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 | - | - |
Химический тип воды (по ) | Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скважин) | 2(2) |
Примечание: * - по аналогии с одновозрастными пластовыми водами Криволукского, Никольско-Спиридоновского месторождений.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
