Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника


Нафтогазоносність




 

Південно-Гвіздецьке родовище розміщене в Надвірнянському нафтопромисловому районі, де відомо чимало покладів вуглеводнів. У безпосередній близькості з північного заходу знаходяться Гвіздецьке нафтове, Монастирчанське нафтогазоконденсатне, а ще дальше Космацьке газоконденсатне і Росільнянське нафтогазоконденсатне родовища, з південного заходу прилягає Пнівське, а за ним Пасічнянське, Битків-Бабченське з нафтовими і конденсатними покладами і на кінець Довбушанське й Бистрицьке нафтові родовища. У межах Пнівського, Пасічнянського, Монастирчанського, Довбушанського й Бистрицького нафтогазоносними є відклади менілітової світи олігоцену, а в усіх інших ще й еоцену.

Промислова нафтогазоносність Південно-Гвіздецького родовища пов'язана з олігоценовими і еоценовими відкладами і доказана результатами випробування свердловин у Битківському та Пасічнянському блоках. У межах першого блоку виявлено нафтові поклади в середньо- і нижньоменілітових відкладах, а в другому окрім цих порід ще у вигодських і манявських – нафтові і газоконденсатні з нафтовою облямівкою. Невеликі газоносні пласти встановлені в попельських і вигодських верствах у межах V ділянки Битківського блоку.

Відповідно до класифікації запасів нафти й газу Південно-Гвіздецьке родовище відноситься до групи дуже складної будови, оскільки характеризується наявністю тектонічних порушень, літологічних заміщень, невитриманістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

Виходячи з розподілу колекторів, у менілітових відкладах виділено два горизонти підрахунку: I – середньоменілітовий, II – клівських пісковиків нижньоменілітової підсвіти. У межах Пасічнянського блоку крім вказаних виділені III – вигодський і IV – манявський горизонти.

Уперше приплив нафти дебітом 202 т/доб і газу 91 тис.м3/доб на родовищі отримали зі свердловини 2 з відкладів середньоменілітової підсвіти (фільтр в інтервалі глибин 3020,1-3098,3 м) на IV ділянці Битківського блоку. Згодом промислова нафтоносність покладу була підтверджена бурінням експлуатаційних випереджувальних свердловин 22, 23, 25 і 29 з дебітами відповідно 24,8 м3/доб нафти і 114 тис.м3/доб газу; 13 т/доб нафти і 13 тис.м3/доб газу; 18 м3/доб нафти; 0,4 м3/доб нафти.

У межах II ділянки, де пробурені свердловини 1 і 70-Гв, отримали в першій свердловині з інтервалу глибин 2608-2675 м глинистий розчин 0,09 м3/35 хв., а в колоні інтервалу глибин 2640-2610 м припливу не було. Також припливу не одержано у свердловині 70-Гв, хоча за даними ГДС залягають водонасичені верстви. У Пасічнянському блоці (I) зі свердловини 8 приплив нафти становив 19-23 м3/доб і газу 4,9 тис.м3/доб. Тут в інтервалі глибин 2930,7-2994 м спущено фільтр, який також частково перекриває безколекторну верхню частину нижньоменілітової світи, а на глибині 3000 м зафіксовано штучний вибій. Це дає підставу вважати, що приплив обумовлений відкладами середньоменілітової підсвіти. У свердловині 6 за даними ГДС нафтогазонасичені пласти відсутні, у свердловині 16 вони не випробувані. На II ділянці Пасічнянського блоку середньоменілітові відклади розкриті свердловиною 10, в якій колекторські різновидності відсутні.

Першою, що відкрила нижньоменілітовий поклад, є свердловина 5, в якій з інтервалу глибин 2840-2913 м на штуцері діаметром 4 мм отримали дебіт нафти 25,8 м3/доб. Пізніше на V ділянці підтвердилася нафтоносність нижньоменілітових відкладів свердловинами 3, 7 і 24. З першої, з інтервалу 3158-3230 м, отримали приплив нафти дебітом 6 м3/доб з періодичним фонтануванням, з другої, з інтервалу глибин 3487-3540 м – 1,69 м3/доб, а з третьої, з інтервалу глибин 3205-3232 м – 4,4 т/доб. На IV ділянці нижньоменілітові відклади випробувані у свердловині 22 в інтервалі глибин 2965-3053 м, з якого отримали приплив води з дебітом 9 м3/доб при динамічному рівні 690 м. Вміст нафти в продукції становив 10%. Приплив води обумовлений тим, що разом з нафтоносними пластами випробуваний і водоносний. Після чотириразового виконання ізоляційних робіт при рівні 2093 м від устя свердловини впродовж чотирьох діб припливу не отримали. У зв'язку з цим перейшли до випробування залягаючих вище середньоменілітових відкладів. У межах II ділянки, де пробурені свердловини 1 і 70-Гв, отримали в першій свердловині з інтервалу глибин 2764-2779 м мінералізовану воду з нафтою 25 %. Дебіт продукції – 2,38 м3/добу при динамічному рівні 1572,5 м. Вищевказаного інтервалу за даними ГДС залягають нафтогазонасичені верстви, які у свердловині 70-Гв заміщені більш щільними породами. На I ділянці, яка відноситься вже до Гвіздецького родовища отримали, у свердловині 40-Ст з інтервалу глибин 2535-2555 м конденсат дебітом 3,2 м3/добу і газ дебітом 9,47 тис. м3/добу.

У межах Пасічнянського блоку на I ділянці через аварійний стан свердловини 8 нижньоменілітові відклади не випробувані, не виконано також комплекс ГДС, що не дозволило виділити ефективні нафтонасичені різновидності порід. Тільки у свердловині 16, яка розташована поруч, отримали з цих відкладів дебіт нафти 0,67 т/доб в інтервалі глибин3277-3381 м. Необхідно вказати, що це випробування не є дуже вдалим, бо після останнього прострілу в інтервалі глибин 2277-3280 м і через заклинення, перфоратор з перехідником і заправочною головкою залишився у свердловині. В інших свердловинах, які знаходяться на I ділянці, випробування в колоні цих відкладів не проводилося і лише в процесі буріння, коли у свердловині 4 з трьох інтервалів одержали слабогазований і газований глинистий розчин, а у свердловині 9 припливу не було, хоча за даними ГДС тут виділені нафтогазонасичені пласти. У свердловині 6 на цій ділянці нафтогазонасичені пласти відсутні, а у 51 відділяються нафтогазонасичені пласти, які не випробувані.

На II ділянці Пасічнянського блоку за даними ГДС колекторські різновидності порід у свердловині 10 обводнені, яка є єдиною на цій ділянці.

Висвітлена нафтоносність нижньоменілітових відкладів Південно-Гвіздецького родовища пов'язана тільки з горизонтом клівських пісковиків, а піщані різновидності підроговикового горизонту цієї підсвіти всюди є водоносними (свердловини 40-Ст, 70-Гв, 1, 5, 3, 24, 7).

Промислова газоносність еоценових (вигодських) відкладів уперше була встановлена свердловиною 4, яка розташована на I ділянці Пасічнянського блоку. Тут з інтервалу глибин 3372-3427 м на штуцері діаметром 6 мм отримали приплив газу дебітом 148,1 тис.м3/доб і конденсату 87,4 м3/доб. Згодом свердловиною 9 була виявлена нафтова облямівка покладу, з інтервалу глибин 3856-3862 м отримали приплив важкої нафти дебітом 2,3 т/доб. Підтвердженням наявності облямівки є отримання припливу нафти дебітом 6 м3/доб з інтервалу глибин 3682-3696 м у свердловині 16. На жаль в експлуатаційній свердловині 51, яка пробурена майже сім років після 4, припливу не отримали, хоча за даними ГДС виділяються кондиційні піщані різновидності. Це пояснюється тим, що за цей час пластовий тиск у свердловині понизився до 22 МПа, що значно нижче від початкових тисків у свердловинах 4 (53,1 МПа) і 9 (56,5 МПа).

Понижене значення пластового тиску у свердловині 51 пояснюється впливом зменшення його в зоні відбору свердловини 4 (13,4 МПа, замір 17.08.96 р.). Під час випробування в процесі буріння інтервалу глибин 3555-3594 м зафіксовано, що стовп глинистого розчину (ρр=1270 кг/м3) обумовив на вибої свердловини (3594 м) значення тиску 44,3 МПа, що можливо призвело до закупорки колекторів і неможливості, на даному етапі розвитку техніки й технології освоєння, одержання припливу.

На II ділянці Пасічнянського блоку промислова нафтогазоносність вказаних відкладів була підтверджена свердловиною 10, яка також вперше виявила гагоконденсатний поклад у відкладах манявської світи. Так після випробування їх в інтервалі глибин 4366-4386 м отримали приплив важкої нафти дебітом 6,4 м3/доб, а після дострілу інтервалу глибин 4308-4342 м дебіт конденсату – 15 м3/доб і газу дебітом 22600 м3/доб. За результатами дослідження глибинних проб у ЦНДЛ ВАТ "Укрнафта", зроблено висновок, що до манявських відкладів приурочений газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою.

Через деякий час експлуатації дебіт нафти з манявських відкладів зменшився до 1,2 т/доб, а газу – до 3230 м3/доб і тільки після випробування сумісно з манявським покладом вигодських відкладів в інтервалі глибин 4050-4085 м дебіт збільшився до 7,17 т/доб., а газу до 4,1 тис.м3/доб на 4 мм штуцері. Це і подальша експлуатація свердловин дає підставу вважати, що звигодськими відкладами пов'язаний нафтовий поклад.

У межах Битківського блоку в еоценових відкладах промислових покладів вуглеводнів не виявлено. За винятком тільки того, що тут в попельських відкладах свердловини 7 за даними ГДС виділені нафтогазонасичені пласти товщиною 5,2 мм, які випробувані в інтервалі глибин 3618-3645 м сумісно з водоносним горизонтом, що зумовило приплив води дебітом 0,23 м3/доб. Також виділяється за даними ГДС у попельських і покрівлі вигодських відкладів у свердловині 3 по одному нафтогазоносному пласту ефективною товщиною відповідно 1,2 і 8,8 м. Під час випробування верхньої частини вигодської світи в інтервалі глибин 3360-3380 м отримали приплив газу дебітом 2,5 тис.м3/доб. Попельські відклади не випробувалися. У свердловинах 1 і 5 випробувані в процесі буріння манявські і вигодські відклади, але позитивних результатів не отримано.

Таким чином на Південно-Гвіздецькому родовищі промислові поклади нафти виявлені в межах Битківського й Пасічнянського блоків у середньо- і нижньоменілітових відкладах, а еоценові утворення (манявська й вигодська світа) промислово нафтогазоносні тільки в межах другого блоку.

 

1.6. Колекторські властивості продуктивних відкладів (об'єктів розробки)

 

Для виділення колекторів і оцінки характеру насичення використовувались усі методи геофізичних досліджень свердловин, дані вивчення кернового матеріалу, шламу, висновки за результатами інтерпретації матеріалів ГДС, результати випробування і гідродинамічних досліджень свердловин.

Нафтогазонасиченими колекторами родовища є пласти і прошарки пісковиків та алевролітів, які розділені пачками щільних глинистих порід. Нафтовий поклад середньоменілітових відкладів зосереджений у піщано - аргілітовому горизонті (чергуванням пісковиків, алевролітів та аргілітів), де налічується від 1 до10 пластів-колекторів товщиною від 1,2 до 7 м. Найбільше значення ефективних товщин встановлено в межах IV ділянки Битківського блоку (св.2 – 30,6 м), на V ділянці товщини зменшуються до 5,8 м у свердловині 21, а в межах I і II ділянок колектори взагалі відсутні через заміщення їх аргілітами. На Пасічнянському блоці колектори розповсюджені переважно в прифронтальній частині I ділянки (св.16 – 11,2 м), у південно-західному напрямку товщина їх зменшується, на II ділянці блоку вони повністю відсутні.

Газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою на I ділянці і нафтовий на II ділянці Пасічнянського блоку містяться у вигодських відкладах, де залягає від 3 до 5 пластів-колекторів товщиною від 1,4 до 8,0 м. На I ділянці блоку ефективні товщини підвищуються від 10 м на південно-західному крилі до 25 м у фронтальній частині складки, на II ділянці вони не перевищують 10,4 м. Газоконденсатний поклад з нафтовою облямівкою на II ділянці Пасічнянського блоку залягає у манявських відкладах, де в розрізі свердловини 10 виділяється 6 пластів-колекторів ефективною товщиною 16 м. Характер насиченості та фільтраційно-ємкісні властивості пластів-колекторів, виділених у розрізах свердловин наведені в таблиці 1.2

 

Таблиця 1.2 – Дані з товщин, насиченості та неоднорідності колекторів продуктивних відкладів.

 

Номер свердло-вини Товщина колекторів, м Коефіцієнт відкри-тої пористості, частка од Коефіцієнт нафтонаси-ченості, частка. од Коефіцієнти
загальна еффективна нафтона-сичена водона-сичена нафтонас. колект. водонас. колект. піщанис-тості розчлену-вання
Вигодська світа Пасічнянський блок, І ділянка
26,0 26,0 26,0 0,103 0,78 0,57
0,63
Вигодська світа Пасічнянський блок, ІІ ділянка
10,4 10,4 10,4 0,085 0,78 0,93
Манявська світа Пасічнянський блок, ІІ ділянка
17,7 17,7 0,07 0,78 0,23

 

Параметр пористості прийнято за даними геофізичних досліджень, лабораторні визначення мають допоміжний характер через обмеженість кернового матеріалу і переважаючу кількість некондиційних значень. Так, у вигодських відкладах з 9 визначень по 2 свердловинах 5 взірців по свердловині 10 мають величини пористості 7% - 8,5% при середній 7,6%, у манявських – з 3 значень по 2 свердловинах наявне 1 значення по свердловині 9 величиною 11,7%.

Параметр проникності у вигодських відкладах за 4 визначеннями по свердловині 10 коливається в межах (0,13-0,22)·10-3 мкм2, у манявських за 1 визначенням по свердловині 9 – 6,92·10-3 мкм2.

Отже згідно з даними проведених досліджень і випробувань продуктивних відкладів встановлено, що по Південно-Гвіздецькому родовищі свердловинний фонд газоконденсатних свердловин складають три свердловини – 4, 6 і 10 свердловини.

 


Поделиться:

Дата добавления: 2015-08-05; просмотров: 63; Мы поможем в написании вашей работы!; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2024 год. (0.006 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты