Геологическое строение Самотлорского месторождения
Рисунок 2.3
Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1.
Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:
На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,03,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.
На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,42,4км, высота - 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.
По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.
На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о. -2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.
На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, -2471м, -2467м.
На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. - 2476м и 2490м.
На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. - 2476м. Залежь имеет размеры 3,21,5км, высота - 8м.
На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. - 2322м и 2369м, соответственно.
На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.
Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. - 2399м -2404м. Размеры 1,43,5км, высота - 28м.
В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке - 2352м. Размеры залежи 1,10,75км, высота - 7м.
Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. - 2353м. Размеры 1,60,9м, высота - 11м.
На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245. ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,40,7км, высота - 11м.
Все залежи пластовые, сводовые.
Таблица 2.7
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.
Основные показатели разработки.
№
Год
Добыча
нефти
Добыча
Жидкости
Накопл.
добыча
нефти
Накопл.
добыча
жидкости
Дебит
нефти
Дебит
жидкости
Обводн.
Время
добычи
Действ.
фонд
добыв.
скважин
тыс.т
Тыс.т
тыс.т
тыс.т
т/сут
т/сут
%
сут
1971
6598,1
6637,5
12049,1
12089,3
522,8
525,9
0,59
12620,7
46
1972
8245,1
8293,5
20294,1
20382,8
539,2
542,4
0,58
15291,5
69
1973
14292,8
14587,9
34586,9
34970,7
431,6
440,5
2,02
33119,2
158
1974
25003,0
25985,3
59589,9
60956,0
364,9
379,2
3,78
68529
258
1975
27075,7
28777,1
86665,6
89733,1
303,7
322,8
5,91
89159,5
278
1976
29564,8
32982,0
116230,4
122715,1
322,1
359,3
10,36
91774,3
307
1977
33822,0
39908,8
150052,4
162623,9
306,2
361,3
15,25
110440
376
1978
35233,5
43915,2
185285,8
206539,1
257,8
321,3
19,77
136646,6
466
1979
34260,6
43519,3
219546,4
250058,4
186,8
237,3
21,27
183374,4
628
1980
36800,8
51421,9
256347,2
301480,3
157,4
219,9
28,43
233865
730
1981
39927,5
58177,5
296274,7
359657,8
143,4
208,9
31,37
278521,4
903
1982
38461,7
64335,3
334736,5
423993,1
126,0
210,8
40,22
305306,1
1034
1983
38471,7
76909,0
373208,1
500902,1
110,3
220,5
49,98
348851,5
1152
1984
35916,1
88076,6
409124,3
588978,7
86,7
212,6
59,22
414226,9
1326
1985
27676,3
85993,8
436800,6
674972,5
72,5
225,3
67,82
381914,4
1381
1986
28273,2
107990,8
465073,8
782963,3
57,8
220,8
73,82
489022,5
1652
1987
25456,2
130687,9
490530,0
913651,2
44,9
230,5
80,52
567113,4
1819
1988
21542,1
142889,5
512072,1
1056540,7
33,6
222,9
84,92
641288,9
1923
1989
18096,9
145453,5
530169,0
1201994,2
28,0
225,0
87,56
646504,8
1933
1990
13732,9
142379,0
543901,9
1344373,2
21,4
221,9
90,35
642596,9
1918
1991
9763,0
126954,2
553664,9
1471327,3
15,4
200,3
92,31
635935,2
1904
1992
6213,9
87239,1
559878,8
1558566,4
10,3
144,6
92,88
602565,7
1820
1993
4699,1
58819,4
564577,9
1617385,8
8,2
102,6
92,01
572772,2
1743
1994
4538,0
49575,2
569115,9
1666961,0
13,0
142,0
90,85
349674,8
1605
1995
4784,3
55020,7
573900,2
1721981,7
13,2
151,8
91,30
363373,6
1239
1996
1924,2
24624,9
575824,4
1746606,6
12,0
153,6
92,19
160759,3
1216
Рисунок 2.4
2.2.4 Петрофизическая характеристика пластов
Петрофизические характеристики коллекторов Самотлорского месторождения определялись лабораторными методами по керну и по данным ГИС.
Пористость.
Одним из основных подсчетных параметров является коэффициент пористости, который определяется по данным керна или материалам промысловой геофизики. Наиболее широко применяются:
1.Метод сопротивлений.
2.Радиоактивные методы.
3.Метод потенциалов собственной поляризации.
В последнее время опробуется акустический метод, гамма-гамма каротаж. На Самотлорском месторождении было опробовано несколько методов определения Кп:
1.Определение Кп по удельному сопротивлению зоны проникновения. Сопоставление значений коэффициента пористости, полученных по данной методике с результатами анализов керна для одних и тех же интервалов выявило существенное занижение величины Кп по зп, по сравнению с Кп по керну при полном отсутствии связи между этими параметрами.
2.Определение Кп по радиометрии основано на наличии функциональной зависимости между показателями Нкт-50 и суммарным водосодержанием пласта (W ) при одинаковых аппаратурных и скважинных условиях измерения.
3.Определение Кп по методу потенциалов собственной поляризации.
Наряду с применением радиометрии для оценки Кп рассмотрены возможности метода потенциалов собственной поляризации. Для этой цели по 58 скважинам, охарактеризованным керном проводился анализ тесноты связи Кп ( пс) для различных классов пород и отдельных продуктивных горизонтов. Пористость пород группы АВ1-5 в целом закономерно возрастет с ростом величины параметра пс( с уменьшением глинистости пород ).
По всему массиву пластов, охарактеризованных керновыми данными, были получены зависимости Кп ( пс ), описываемые уравнениями:
АВ1-5 -Кп = 17+13,2 пс
БВ8-10 -Кп = 13+13,4 пс
БВ16-22 - Кп = 12+12,8 пс
ЮВ1-2 - Кп = 7,8+10,4 пс
При расчете зависимостей между относительной амплитудой аномалии потенциалов ПС и пористостью пород использовались наблюденные значения потенциалов собственной поляризации. В качестве опорных пластов при расчетах относительной амплитуды аномалии потенциалов ПС ( пс) использовались наиболее чистые слабоглинистые интервалы в интервале пластов АВ4-6 для пластов группы АВ, БВ6 - для пластов группы БВ8-10, ЮВ1-2 - для пластов ЮВ1/1-2 и наибольшее по разрезу значение, исправленное за несоответствие температурных условий - для пластов БВ16-22. Для исключения влияния ограниченной мощности пласта на характер зависимости пс ( Кп ) из массива были исключены пластопересечения мощностью менее 2 метров. Не учитывались также пластопересечения, охарактеризованные единичными образцами керна. Учитывались лишь интервалы с выносом керна не менее 70 % .
Метод потенциалов собственной поляризации при достаточной точности обладает наибольшей простотой в реализации. Преимущество этого метода заключается в том, что по этому способу можно определить Кп практически любого прослоя, а также по тем литологическим разностям, по которым керн не изучен и не проведен РК. Средневзвешенные значения по керну и геофизике приведены в таблице 2.8.