НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МАЛОДУШИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Промышленная нефтеносность Малодушинского месторождения установлена на западном и восточном блоках и связана с подсолевыми карбонатными коллекторами саргаевского, семилукского и воронежского горизонтов.
Залежь нефти саргаевского горизонта вскрыта 9 скважинами и приурочена к западному блоку. Промышленно нефтеносными являются отложения ведричских слоев. Залежь представлена в виде трех участков (рисунок 2.1.1).
Участок в районе скважин 52 и 40 – пластовая залежь, тектонически экранированная с юго-запада. С северо-западной и юго-восточной сторон границей является зона литологического отсутствия коллектора, а с северо-востока - контур нефтеносности.
Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3628 м. Протяженность участка с северо-запада на юго-восток – 1,1 км, с севера на юг 0,38 км в среднем, высота залежи - 0,228 км.
Участок скважины 54 ограничен с юго-запада региональным нарушением, а на остальной площади граница проведена на середине расстояния до неприточных скважин 42, 30 и 34. Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3362 м. Размеры залежи с северо-запада на юго-восток 0,83 км, с севера на юг-0,27 км, высота-0,062 км.
Участок скважин 58 и 35, 35s2 оконтурен региональным разломом аналогично предыдущим полям, в остальном – на середине расстояния до скважин 63, 41 и далее – средним шагом промысловой сетки, равным 250 м. Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3420 м. Размеры залежи с северо-запада на юго-восток -1,03 км, с севера на юг 0,38км, высота-0,06 км.
|
|
|
Развитие саргаевских коллекторов по площади носит фрагментарный характер и приурочены они к вершине подсолевого блока и имеют гораздо меньшее распространение, чем в семилукских. Коллекторами нефти саргаевского горизонта являются кавернозные, трещиноватые доломиты и известняки.
Тип коллектора саргаевского горизонта – каверново-порово-трещинный.
Пласты-коллекторы в саргаевских отложениях выделены по ГИС в скважинах 12s2, 35, 35s2, 37, 40, 52, 54, 57, 58.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1,7 в скв.12s2 до 11 м в скв.54 . Нефтенасыщенная мощность коллекторов на участке скважин 52,40 составляет в среднем 7 м, скв. 12s2, 54- 11 м, скв. 58, 35- 6 м.
Вскрытые нефтяные объекты разрабатываются совместно с семилукской залежью (за исключением скв. №№ 52 и 35).
Результаты испытаний и опробований
Саргаевские отложения испытаны в процессе опробования практически во всех подсолевых скважинах, в большинстве из них совместно с выше- или нижележащими горизонтами.
|
|
|
Притоки нефти в открытом стволе получены в скв. 26 при совместном испытании с воронежским и семилукским горизонтами, а также в скважине 9060 совместно с семилукским горизонтом. В скважине 14 – получена вода с пленкой нефти, в скважинах 2, 3, 4, 7, 19 – пластовая вода.
При испытании в колонне притоки нефти получены в скважинах 35 и 52 дебитами 75 и 76 м3/сут соответственно. В скважинах 40, 54 и 58 получены притоки нефти совместно с семилукским горизонтом. Дебиты составляют от 7,2 м3/сут (скв. 40) до 144 м3/сут (скв. 54).
При испытании в открытом стволе скважины 61s3 получен глинистый раствор с пленкой нефти.
Семилукская залежь вскрыта 37 скважинами (29 – в контуре месторождения, 8 – за контуром) и состоит из двух изолированных блоков: западного и восточного.
Залежь западного блока пластовая, тектонически экранированная с юго-запада-юга, на севере-северо-западе границей является контур нефтеносности. Залежь разбита на блоки малоамплитудными поперечными нарушениями, которые не нарушают гидродинамическую целостность залежи и почти не влияют на ее разработку. Согласно последним представлениям, после проведения геолого-промыслового анализа разработки и гидродинамических условий, семилукская залежь западного блока Малодушинского месторождения и семилукская залежь Старо-Малодушинского участка (район скважин 61s3, 9060, 9060s2, 62s2) рассматриваются как единый объект разработки западного блока.
|
|
|
Граница подсчета запасов ведется на отметке водо-нефтяного контакта -3664 м. Высота залежи – 404 м, протяженность в направлении северо-запада – юго-восток – 11 км, ширина колеблется от первых десятков м до 1 км. Сводовая часть залежи находится в пределах скважины 12s2, и абсолютная отметка составляет -3260 м.
Нефтенасыщенные мощности пород-коллекторов по семилукской залежи западного блока по ГИС составляют в среднем 16,2 м. Наибольшие мощности коллекторов распространены в районе скважин 63,58. Здесь, в виде полусвода, мощность их составляет больше 25 метров, и, далее, уменьшается до 11 м в северном направлении.
В районе бывшего Старо-Малодушинского участка максимальные толщины сосредоточены в районе скважины 9060, и составляют 17 метров в сводовой части, уменьшаясь в восточном направлении до 8 м, (район скважины 61s3), в западном – до 11 м (район скважины 9060s2 (таблицы 2.1.1-2.1.2).
Тип коллектора западного блока – каверново-порово-трещинный.
Количество пластов-коллекторов изменяется от 1 (скважины 12s2, 24, 53s2, 55, 63, 62s2) до 4 (скважины 34,54). Коэффициент расчлененности составляет 2,04.
|
|
|
Залежь восточного блока тектонически экранированная с юга, с северо-запада ограничена секущим разломом, на севере-северо-западе границей является контур нефтеносности (граница подсчета запасов на отметке ВНК -3620 м). Высота залежи – 320 м, протяженность в направлении северо-запад – юго-восток – 750 м, с севера на юг- 630 м в среднем.
Коллекторами семилукского горизонта служат в основном доломиты и частично известняки. Доломиты известковистые, серые, микрозернистые, кавернозные. Отмечены каверны различных размеров от 0,2 до 20 мм. Стенки каверн инкрустированы кристаллами доломита, частично гипсом, ангидритом, с многочисленными остатками фауны, с волнистыми прослойками черного глинистого вещества, сильно кавернозные, в отдельных образцах каверны и поры сообщающиеся (20-30мм), отмечены выпоты нефти.
Нефтенасыщенные мощности пород-коллекторов по семилукской залежи восточного блока по ГИС составляют 13,5м, изменяются в пределах 13,9 м (скв.32)-14,8 м (скв.38).
Тип коллектора восточного блока – каверново-порово-трещинный.
Покрышками семилукской залежи являются речицкие отложения с прослоями глин, мергелей, реже глинистых известняков и доломитов.
Результаты испытаний и опробований.
Семилукская залежь опробована в 32 скважинах.
Притоки нефти в колонне получены в скважинах 12s2, 24, 26, 30, 32, 34, 35s2, 36, 38, 40, 41, 42, 53, 53s2, 54, 55, 55s2, 57, 58, 61s3, 62, 62s2, 63, 9060, 9060s2 дебитами от 7,2 м3/сут (скв. 40) до 311 м3/сут (скв. 26); в скважинах 35 и 52 получены притоки пластовой воды с нефтью. Из скважин 2, 51 получены притоки воды, дебит в скважине 2 - 60 м3/сут. Скважины 17 и 33 были испытаны на приемистость, приемистость составила 200 м3/сут (скв. 17) - 300 м3/сут (скв. 33).
В пределах Малодушинского месторождения промышленная нефтеносность воронежского горизонта связана с нижней пачкой - стреличевскими слоями.
Залежь нефти воронежского горизонта вскрыли 8 скважин, состоит из двух изолированных частей - западного и восточного блоков. На территории западного блока выделено два участка, имеющих промышленное значение: район скважины 9060, и участок, включающий в себя восточную окраину западного блока. В пределах восточного блока залежь приурочена к западной его части (рисунок ).
Участок скважины 9060 ограничен с юго-запада и юга региональным разломом, с остальных сторон – зоной литологического отсутствия коллектора (с востока на середине расстояния до скважины 9060s2, на остальном протяжении за границу принимается среднее расстояние между рядами эксплуатационных скважин, равное 250м). Коллектор представлен известняком. Залежь находится в консервации с мая 2009 года. Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3504 м. Размеры залежи 0,36 *0,41 *0,054 км.
Воронежская залежь в пределах восточной оконечности западного блока (район скважин 35, 36, 55) пластовая, тектонически экранированная с юга и юго-запада региональным разломом, литологически экранированная, с севера и северо-запада - зоной отсутствия коллектора на середине расстояния между скважинами 35 и 41; в районе скважины 33- расстоянием сетки скважин равным 250 м. С северо-восточной стороны границей является зона выклинивания коллектора. Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3612,5 м. Размеры залежи 1,5 *0,9 *0,36 км. Разработка воронежской залежи западного блока на 01.01.2012 г. не ведется, в связи с достижением проектного КИН.
Залежь восточного блока - пластовая, тектонически и литологически экранированная. В восточном блоке в скважине 32 из воронежских отложений получен приток нефти дебитом 5 м3/сут.
Коллекторами нефти являются преимущественно доломиты кавернозные, трещиноватые, пористые, реже известняки (таблицы 2.2.1-2.2.4). Граница подсчета запасов ведется на отметке литологического выклинивания коллектора -3470,6 м. Размеры залежи 0,7 *0,6*0,25 км. Восточный блок не разрабатывается. Скважина 32 в апреле 2000 года переведена с воронежского горизонта на семилукский в связи с получением низкодебитной продукции.
Согласно описанию керна и данным изучения вещественного состава пород, продуктивные воронежские отложения представлены известняками и доломитами. Коллекторами нефти являются преимущественно доломиты кавернозные, трещиноватые, пористые, реже известняки. Известняки серые, доломитовые, микрозернистые, крепкие, с включениями ангидрита, трещиноватые, иногда кавернозные, крепкие. Вышележащие, птичские слои, представлены плотными и более глинистыми карбонатными, породами, коллектора в них отсутствуют.
Тип коллектора воронежской залежи-порово-каверново-трещинный.
Мощность нефтенасыщенных толщин по западному блоку составляет от 1,8 м (скв.30) до 12,2 м (скв.37), на участке в районе скважины 9060 -1,2 м, на восточном блоке - 4,2 м (скв.32).
Результаты испытаний и опробований.
Воронежский горизонт вскрыт 36 скважинами (29 скважинами в пределах месторождения), и в 14 из них опробован. Продуктивные отложения встречены на отметках -3324 м (скв. 35) - 3605 м (скв. 33).
При испытании продуктивных отложений в эксплуатационной колонне притоки нефти получены в скважинах 32, 36, 37, дебитами 0,3– 164 м3/сут (скв.37). В скважине 9060 получен приток воды с нефтью.
При испытаниях в процессе бурения в скважинах 32 и 35 получены притоки бурового раствора дебитами 13 м3/сут и 1,5 м3/сут соответственно. В скважине 37 получен приток бурового раствора с нефтью, в скважине 9060 – нефть с буровым раствором. В скважине 36 получен приток нефти дебитом 13 м3/сут. В скважинах 26 и 38 воронежские отложения испытаны совместно с семилукскими, саргаевскими.
В результате получены: в скважине 26 – нефть, в скважине 38 – буровой раствор с пленкой нефти.
В процессе нефтепоисковых работ на Малодушинской площади наблюдались признаки нефтеносности в виде запаха, примазок и выпотов нефти в керне, повышенных газопоказаний и нефтяной пленки на буровом растворе в отложениях лебедянского, елецкого, задонского, ливенского, евлановского, воронежского, семилукского, саргаевского и ланского горизонтов.
Непромышленные притоки нефти получены из межсолевых отложений в скважинах 16 и 31, дебиты составили соответственно 0,08 и 0,754 м3/сут.
Промышленные притоки нефти при испытании в колонне получены из подсолевых отложений: воронежских, семилукских, саргаевских.
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 258; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!