1 ГЕОЛОГО - ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Характеристика геологического строения
Эксплуатационное разбуривание Тарасовского месторождения начато в 1986г.. На 01.07.88 г. на месторождений пробурено 197 скважин, интерпретация геофизических материалов которых позволила значительно уточнить геологическое строение верхних пластов БП7, БП8, БП9.
Залежь пласта БП7 вскрыта всеми пробуренными скважинами в интервале отметок 2320.4-2371.2м.. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0.8 до 8.0 м. Водо-нефтяной контакт по данным разведочных скважин проводится на средней отметке 2373+1.8м. Высота залежи составляет 50 м., размеры 13*9 км.
Залежь пластовая сводовая с многочисленными зонами замещения коллекторов глинисто-алевритистыми разностями. По данным ГИС коллекторы имеют очень низкую емкостно- фильтрационную характеристику: рп=8-11омм, Апс=0.4-0.6, в разрезе представлены отдельными прослоями , не выдержанными по площади .
Во многих скважинах коллекторы пласта БП7 ввиду их сильной глинизации имеют неясную характеристику насыщения. Пласт испытан только в одной скважине № 59 в которой получен незначительный приток нефти дебитом
5.9 м3/сут. при Ндин 1560 м исходя из этого, залежь пласта БП7 принята для разработки в качестве возвратного объекта с пластов БП8, БП9.
Залежь пласта БП8 является основным объектом разработки ,вскрыта всеми пробуренными скважинами на абсолютных отметках 2374-2425.4 м.. ВНК проведен по данным разведочных скважин на абсолютных отметках 2417.9-2425.4 м. Данные эксплуатационных скважин принятому положению ВНК не противоречат. При интерпритации материалов ГИС выявилось четкая закономерность распространения коллекторов на западном и восточном куполах структуры. На западе в скважинах встречаются два типа разреза : в одних пласт представлен песчаником по всему разрезу толщиной до 25.4м с незначительными прослоями плотных и глинистых пород, в других- в кровле пласта развит довольно однородный песчаник различной толщины , к подошве он замещается глинисто-алевритистыми разностями. ЕмкостноФильтрационная характеристика этих коллекторов высокая- Апс 20-500мм.
На востоке , особенно в центральной части , массивные коллектора расчленяются на отдельные прослои толщиной 1-2 м , к подошве происходит полная их глинизация. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 до 11.4 м. В разведочных скважинах № 60,64,67г были исключены коллекторы с Апс<0.4 и нефтенасыщенные толщины уменьшились против принятых при подсчете запасов. Размеры залежи составляют 13*9.5 км , высота ее 46 м , залежь является пластовой сводовой.
В целом по пласту БП8 за счет увеличения нефтенасыщенных толщин , объем нефтесодержащих пород увеличился примерно на 20% (без учета возможного уменьшения толщин на неразбуренной части на востоке залежи).
Нефтяная залежь БП9 отделяется от выше лежащего пласта БП8 глинистым разделом толщиной 10-15 м. Пласт вскрыт на абсолютных ения площади нефтеносности на юго-востоке, а также увеличения нефтенасыщенных толщин, увеличился объем нефтесодержащих пород. Но требует уточнения нефтенасыщенных коллекторов, величина которой, вероятно, ниже принятой.
По Тарасовскому месторождению по всем пластам БП7- БП142 была принята единая минерализация пластовых вод 18 г/л, удельное сопротивление которой 0,14 омм. По предворительному заключению пластовая вода более пресная и имеет большее сопротивление.
Залежь пласта БП10-11 является самым крупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластовая сводовая с обширной газовой шапкой. Размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК (2529,31-3,9 м) составляет 8,5*12 км, высота 31,5 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м.
Размеры нефтяной оторочки составляют 15*17,5 км, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4 м , с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 м высота нефтяной части 47 м. В строении пласта, хотя и несколько условно можно выделить три слоя : верхний, нижний- с преобладанием слабопроницаемых пород и средний – наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС10-11 выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нет выдержанной глинистой перемычки и гидродинамически пласты связаны между собой. Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованием материалов эксплуатационных скважин между пластами БС10 и БС11 в сводовой части структуры глинистый раздел толщиной 4 м достаточно выдержан.
Это говорит о том, что газовая часть залежи пласта БС10 на большой площади (5,5*10,5 км) изолирована от нефтяной, и лишь периметру контура газоносности полосой 1-2 км этот раздел менее 4 м.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
