Геология \ Геология

Месторождение Белокрыл и Луч.Пласт D3src., страница 5

Общая пористость коллекторов определена по 2ННК-Т (Кп=9,7-10,5%), ГГК-П (Кп=8,7-9,6%), межзерновая – по АК (Кп=5,3-8,0%). Соотношение величин общей и межзерновой пористостей, определенных по 2ННК-Т и АК, подтверждает наличие каверновой составляющей коллекторов в пределах  2-5%. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый.

Результаты определений пористости коллекторов по ГИС и керну отмечается хорошая сходимость результатов. В подсчет по залежи принята по КпННК-Т.

Коэффициенты нефтенасыщенности коллекторов залежи определены по зависимости, предложенной в предыдущем подсчете. Величины Кн по новым скважинам находятся на уровне определений Кн в подсчете запасов 2004г.: 93,1-95,3 %.

5.2.2. Построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного горизонта D3src.

Для построения карт нам понадобились абсолютные отметки кровли и подошвы пласта в скважинах (Таблица №5.2.2). По данным планшета на отметке 1879м - ВНК. Внутренний контур нефтегазоносности строится при пересечении поверхностей подошвы с ВНК. Внешний контур построили при пересечении поверхностей кровли с ВНК. Далее методом интерполяции были построены структурные карты кровли и подошвы продуктивного горизонта D3src (Приложение №1, Приложение №2).

Таблица №5.2.2

№ скв.

Абсолютная отметка кроли, м

Абсолютная отметка подошвы, м

hэф, м

hн/н, м

Результаты испытаний

201

1868,3

1818,4

10-15

4,8

С интервала (а.о. 1873-1880м) приток нефти деб 10м3/сут

210

1872,8

1888,4

10-15

2,2

Получен приток воды

301

1866,1

1878,5

10-15

5,2

С интервала (а.о. 1854-1894м) приток нефти деб 63м3/сут

302

1876,4

1878,3

<10

1,9

С интервала (а.о. 1876,5-1878,4м) приток нефти деб 35,6м3/сут

305

1861,3

1876,7

10-15

7,0

С интервала (а.о. 1858-1873м) приток нефти деб 13,7м3/сут

311

1869,5

1887,3

>15

4,6

С интервала (а.о. 1869-1882м) приток нефти деб 7,2м3/сут

315

1860,8

1880,2

10-15

10,2

С интервала (а.о. 1868,7-1884,4м) приток нефти деб 67,9м3/сут

5.2.3. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

Для построения использовались данные эффективных толщин продуктивного пласта (Приложение № таблица мощностей скважин). Часть скважин по контуру залежи была водонасыщены, другие скважины нефтенасыщена, что говорит нам о купольном строении залежи (Приложение №3). Данные отдельных пропластков по каждой скважине суммировали и получили нефтенасыщенную толщину, выписали в таблицу №1. На структурную карту отражающего горизонта D3fm1 нанесли отметки скважин, со структурных карт кровли и подошвы перенесли внешний и внутренний  контуры нефтегазоносности. Далее считая, что внешний контру равен = 0, методом интерполяции построили карту эффективных нефтенасыщенных толщин.

5.2.4. Построение карты общих толщин.

Для построения общих толщин нам понадобились структурные карты по кровле и подошве продуктивного горизонта D3src. Мы перевели их в электронный вид и через программу Suffer, вычтя из кровли подошву, посчитали карту общих толщин (Приложение №5).

Глава 6. Нефтегазоносность.

На месторождении залежи нефти связаны с отложениями нижнефаменского подъяруса и франского яруса верхнего девона, московского яруса среднего карбона и ассельско-сакмарского яруса нижней перми. Подсчет запасов в курсовой работе выполнен по залежи нефти в карбонатных отложениях сирачойского горизонта (D3src).

Скачать файл