Курсовая работа (т): Геолого-технологическое исследование Черемушкинского лицензионного участка, расположенного на территории Саратовской области

. Малоперспективных пластов-коллекторов с суммарной эффективной толщиной 13 м установлено пять, все в девонской части разреза, а именно:

·        обводненные задонско-елецкие карбонаты фаменского яруса эффективной толщиной 3,2 м и известняки трещиноватые низа верхней карбонатной части ардатовского горизонта эффективной толщиной до 6,8 м;

·        с неустановленным характером насыщения петинские песчаники в основании верх нефранского подъяруса эффективной толщиной 1,6 м, мосоловские известняки - 0,6 м и клинцовские песчаники - 0,8 м эйфельского яруса.

Всего во вскрытом скважиной разрезе осадочного покрова выявлено двенадцать литолого-стратиграфических интервалов, содержащих пласты - коллектора суммарной эффективной толщиной 174 м, где 20,6 м (11,8%) продуктивны - пять пластов, в том числе, с подтверждением опробованием или испытанием - 9,2 м (5,3%) - два пласта.

. Обводнены полностью четыре пласта с суммарной эффективной толщиной 33,4 м - 19,2% общего объема 174 м коллекторов, а именно:

·        кизеловско - черепетские карбонаты турнейского яруса С1;

·        упинские известняки турнейского яруса С1;

·        задонско-елецкие карбонаты фаменского яруса Д3;

·        ардатовские известняки нижней, карбонатной части горизонта живетского яруса Д2;

. Не выявлено пластов - коллекторов и их признаков в девяти перспективных литолого-стратиграфических интервалах разреза, а именно:

·        верейском горизонте московского яруса С2;

·        мелекесском горизонте башкирского яруса С2;

·        тульском горизонте визейского яруса С1;

·        евланово-ливенских карбонатах верхнефранского подъяруса D3;

·        воронежском горизонте верхнефранского подъяруса D3;

·        петинском горизонте верхнефранского подъяруса D3;

·        саргаевско - семилукских карбонатах среднефран. подъяруса D3;

·        ардатовских песчаниках живетского яруса D2;

·        воробьевских известняках живетского яруса D2.

Получением фонтанных притоков - нефти из ардатовских известняков, газа и газоконденсата из воробьевских песчаников при испытании в эксплуатационной колонне открыто новое Кустовское нефтегазоконденсатное месторождение.

7. Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов

Прикамский горизонт C2pk, интервал 1804,4-1906 м - известняк.

Пласт-коллектор выделен по керну и ГИС в интервале 1807,2-1844,8 м в верхней наиболее перспективной части горизонта. Представлен известняками белыми с реликтовой органогенной структурой, порово-кавернозными, гидрофильными, массивными с эффективной толщиной 37,6 м - 100% толщины пласта, эффективной пористостью 7,5-23,9%, Rп = 2-10 омм, Кнг = 10 - 40%, определен по ГИС водонасыщенным. В кровле в интервале 1804,4 - 1807,2 м прослоями уплотнены с Кп = 4,0%, Rп = 11,5 - 400 омм. При вскрытии кровли горизонта станцией ГТИ зарегистрирована газогеохимическая аномалия, по данным геолого-геохимических исследований шлама известняк в интервале 1804,4-1812 м с пропиткой порового пространства маслянистой, возможно окисленной, нефтью и стойким, резким запахом УВ - был рекомендован к опробованию ИПТ и испытанию в эксплуатационной колонне, ниже коллектор водонасыщен. Опробование в процессе бурения не выполнено непрохождением КИИ-146 ниже глубины 1631м. В эксплуатационной колонне пласт не испытан.

Перекрыт плотными известняками толщиной 2,8 м и выше по разрезу мелекесскими аргиллитами толщиной 8,6 м.

Михайловский и веневский нерасчлененные горизонты, C1 vn-mh, интервал 2080-2248 м - известняки, доломиты.

Пласт-коллектор выделен по ГИС в интервале 2080-2190 м и представлен известняками проницаемыми по ИННК прослоями по 0,6-7,6 м с суммарной эффективной толщиной 57 м - 51,8% толщины пласта, эффективной пористостью 5 - 13%, Rп = 7 - 600 омм, Кнг = 5 - 87%, определен по ГИС в основном водонасыщенными.

По данным ГТИ вскрытие горизонта сопровождалось поглощением бурового раствора, по шламу геохимической аномалии не выявлено.

По ИННК в открытом стволе выделены возможно продуктивные интервалы известняков доломитизированных:

2081,8 - 2082,8 м эффективной толщиной 1,0 м, эффективной пористостью 10%, Rп = 75 омм, Кнг = 81%;

2098,8 - 2100,4 м эффективной толщиной 1,6 м, эффективной пористостью 8-10%, Rп = 30 омм, Кнг = 66%;

2100,4 - 2108,0 м эффективной толщиной 5,0 м, эффективной пористостью 1,5-5%, Rп = 90 - 600 омм, Кнг = 66%.

Интервалы 2081,8-2082,8 м и 2098,8-2100,4 м рекомендованы к испытанию в эксплуатационной колонне для уточнения характера насыщения.

Бобриковский и радаевско-косьвинские горизонты C1bb, rd-ks, интервал 2330-2347 м - песчаники.

При вскрытии горизонта отмечено трехкратное увеличение газосодержания бурового раствора, шлам не выносился. При опробовании ИПТ из интервала 2327-2338 м получен приток пластовой воды - хлоридно-кальциевый рассол плотностью 1,165 г/см³ с запахом УВ дебитом 211 м³/сут при депрессии 90 ат - 34,5% от Рпл = 260,9 ат.

По керну, отобранному из интервала 2344-2352,7 м (проходка 8,7 м, вынос составил 5,0 м), открытая пористость 16,4%.

Интервал 2331,6-2332,4 м рекомендован для испытания на продуктивность, интервал 2336,8-2337,6 м - для изучения ВНК.

Пашийский горизонт D3ps, интервал 3259,2-3270 м - песчаники.

При вскрытии пачки массивных песчаников газогеохимических аномалий не зафиксировано. По оперативному заключению ГТИ горизонт обводнен. Керн из пласта не отобран.

При опробовании ИПТ интервала 3200-3314 м совместно с верхней нефтенасыщенной, свежевскрытой частью ардатовского горизонта при расчетной депрессии 5,6 МПа получен приток смеси пластовой и технической воды плотностью 1,140 г/см3 дебитом 280 м³/сут. Согласно заключения по детальному комплексу ГИС суммарная эффективная толщина 10,8 м - 100% толщины пласта с эффективной пористостью 8,0-12,5%, с увеличением вверх по разрезу Rп от 2 до 50 омм и Кнг от 10 до 40% как признак вскрытия скважиной зоны ВНК, расположенной к юго-востоку от скважины нефтяной залежи.

Ардатовский горизонт - D2ar2, интервал 3291-3321,2 м - известняки.

При вскрытии горизонта с глубины 3295 м наблюдалось поглощение бурового раствора, газо-геохимическая аномалия зафиксирована в интервале 3303-3307 м. Пласт ООО "Оренбурггеофизика" выделен в кровельной части ардатовского горизонта живетского яруса среднего девона в интервале 3303,6-3321,2 м эффективной толщиной 17,2 м, том числе: в интервале 3303,2-3308,0 м нефтенасыщенные известняки как порово-кавернозные и доломитизированные эффективной толщиной 4,4 м, эффективной пористостью 8,0 - 12,5%, Rп = 800 омм, Кнг = 85%; в интервале 3308-3310,8 м - водонасыщенные с присутствием углеводородов эффективной толщиной 2,8 м с Кп = 12,0%, Rп = 400 омм и в интервале 3310,8-3321,2 м водонасыщенные эффективной толщиной 10,4 м с Кп = 7,5%, Rп = 12 - 170 омм, Кнг = 20%. Пласт опробовался ИПТ в интервале глубин 3294 -3307 м (абс. отм. -3224,7-3237,7 м) - эа 53 мин стояния на притоке при депрессии 6,5 МПа получен приток газированной нефти дебитом 102,7 м³/сут. Верхний интервал был рекомендован к испытанию на нефть в эксплуатационной колонне.

Эксплуатационная колонна перфорирована в интервале глубин 3303,6-3308 м (абс. отм. -3234,3-3238,7 м). В результате освоения получен приток нефти дебитом 4 м³ / сут в ИПУ 1196-1020 м. Дальнейшее освоение скважины привело к осложнению - заколонному водоперетоку.

После проведения ремонтно-изоляционных работ пласт был вскрыт перфорацией в интервале глубин 3303,6-3305,6 м (абс. отм. -3234,3-3236,3 м). В результате освоения через 6 мм штуцер получено 8,5 м³/ сут дегазированной нефти и 1870 м³ / сут газа сепарации. Пластовое давление 36,7 МПа, пластовая температура 90 оС.

В интерпретации ООО "СамараНИПИнефть" при подсчете запасов по залежи интервал 3303,2 - 3321,2 м сложен известняками поровыми, микротрещиноватыми и доломитами. Пласт состоит из трех эффективных пропластков мощностью 4,8; 3,8 и 5,8 м - интервалы, соответственно, 3303,2-3308 м, 3310,6-3314,4 м, 3316-3321,8 м, разобщенных плотными карбонатами. Нефтенасыщение пласта связано только с верхним. Покрышкой для залежи является толща 13 м известняков плотных, трещиноватых, глинистых ардатовского - ложная часть и глин 21 м муллинского горизонтов. Подстилается пласт также карбонатами плотными, глинистыми, трещиноватыми.

Коллектор карбонатный. В процессе бурения керн отбирался в интервале глубин 3307-3314 м, вынос керна - нулевой. Коллекторские свойства пласта определялись ООО "СамараНИПИнефть" по ГИС: пористость 14,6% (округленно до 15%), нефтенасыщенность 96,23% (округленно до 96%). Проницаемость по промысловым данным составила 0,005 мкм².

Залежь пластовая, сводовая. Ориентировочные размеры залежи в плане 1,6 х 0,8 км. Установленная высота залежи 18,7 м.

В границах залежи пласт однороден: коэффициент песчанистости - 1, коэффициент расчлененности - 1.

Воробьевский горизонт - пласт D2vb, интервал 3388-3409 м - песчаники.

В процессе бурения комплексом ГИРС в нижней терригенной части горизонта выявлен продуктивный интервал 3391,2-3395,6 м с неопределенным характером насыщения. Пласт опробован с помощью ИПТ в интервале глубин 3385-3414 м (абс. отм. -3315,7-3344,7 м). За 40 мин стояния на притоке получено 0,084 м³ фильтрата бурового раствора плотностью 1,04 г / см³ слабогазированного; пластовое давление 38 МПа.

В результате испытания в эксплуатационной колонне выявлена газоконденсатная залежь.

Эксплуатационная колонна перфорирована в интервалах глубин: 3377,6 - 3380,9 м + 3384,2-3388,4 м - плотные известняки с открытой пористостью по керну и ГИС до 5,0% + 3391,7-3395,8 м - песчаники с Кп= 6,0 - 10,0%, Rп=30 - 400 омм, Кнг= 65% (прил. 10). По результатам исследования трех образцов песчаников из керна пористость составила 5%, проницаемость - менее 0,0001 мкм². В результате освоения получен приток газоконденсатной смеси. На 6 мм штуцере дебит газа сепарации составил 12175 м³ / сут., дебит стабильного конденсата - 5,2 м³ / сут. Пластовое давление 37,7 МПа. Пластовая температура 91^о.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. ГВК не вскрыт.

Ориентировочные размеры залежи в плане 1,9 х 1,2 км. Установленная высота залежи 8 м.

8. Состав и свойства нефти, газа и конденсата

Физико-химические свойства нефти и растворённого газа определены по данным исследования глубинной пробы из скважины 10. После дифференциального разгазирования при стандартных условиях сепарации плотность нефти составила 0,814 г/см³, вязкость нефти в пластовых условиях 0,415 мПа·с, газовый фактор 271,0 м³/т; содержание серы 0,33%, парафинов 9,14%, смол + асфальтенов 2,75%. Температура застывания нефти -13^оC.

По результатам лабораторных исследований определен состав пластовой смеси и потенциальное содержание углеводородов С5+В = 358,6 г/м³. Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа Z=1,0236, относительная плотность пластового газа по воздуху 0,9569. При атмосферном давлении и температуре 20^оС плотность конденсата 0,752 г / см³. В таблице 4 приводятся свойства газа и конденсата.

Таблица 4. Состав газа сепарации и стабильного конденсата

9. Обоснование категорий и подсчет запасов УВ

Параметры подсчета запасов Северо-Кожевского, Тепловского, Южно-Тепловского, Придорожного, Южно-Первомайского, Даниловского, Западно-Степного, Перелюбского и Разумовского месторождений - потенциальных аналогов для открытий в южной части Черемушкинском участке и данные по ним о горно-геологических условиях использовались при оценке перспективных ресурсов Кустовской-I - результаты приведены в таблице 5 и 6.

Скважиной 10п Кустовской площади в среднедевонском отделе открыто одноименное нефтегазоконденсатное месторождение.

Прикамский горизонт C2pk

При подсчете запасов по выявленной залежи по категории С2 ВНК принят по ГИС по вскрытой скважиной кровле пласта на глубине 1804,4 м (абс. отметке - 1735,1 м), что соответствует продуктивной площади 3,799 км², ограниченной замкнутой сейсмоизогипсой - 1735 м отражающего горизонта С2рк. Средняя эффективная толщина 3,0 м принята равной половине ее прогнозируемого значения 6,0 м в центральной части структуры согласно высоте ловушки и коэффициент открытой пористости 13,9% принят как средневзвешенное значение 6,0 м по данным ГИС скважины 10п Кустовской. Остальные подсчетные параметры приняты по аналогии с Крюковским месторождением - эталоном (табл. 9).

Михайловский и веневский нерасчлененные горизонты, C1 vn-mh

По результатам ИННК выполненного в эксплуатационной колонне по истечению четырех месяцев со дня ее цементажа выделен возможно слабонефтенасыщенный интервал 2088,8-2089,8 м.

Таблица 5. Перспективные ресурсы категории Д0 (С3) нефти и растворенного газа по Кустовской - I структуре по состоянию изученности на 1.01.2000 г.

Таблица 6. Перспективные ресурсы категории Д0 (С3) свободного газа и конденсата по Кустовской - I структуре по состоянию изученности на 1.01.2000 г.

При подсчете запасов по выявленной залежи по категории С2 ВНК принят по вскрытой скважиной подошве верхнего продуктивного пропластка на глубине 2082,8 м (абс. отметке - 2013,5 м), что соответствует продуктивной площади 1,098 км², ограниченной замкнутой сейсмоизогипсой - 2010 м отражающего горизонта С2рк. Средняя эффективная толщина 3,6 м принята равной половине ее прогнозируемого значения 7,2 м в центральной части структуры и коэффициент открытой пористости 10% принят как средневзвешенное значение на 7,2 м по данным ГИС скважины 10п Кустовской. Остальные подсчетные параметры приняты по аналогии с Западно-Степным месторождением - эталоном (табл. 9)

Бобриковский и радаевско-косьвинские горизонты C1bb, rd-ks

При подсчете запасов по выявленной залежи по категории С2 ВНК принят по вскрытой скважиной подошве верхнего продуктивного пропластка на глубине 2332,4 м (абс. отметке - 2263,1 м), что соответствует соответствует продуктивной площади 2,497 км², ограниченной замкнутой сейсмоизогипсой - 2210 м отражающего горизонта С2рк. Средняя эффективная толщина 3,2 м принята равной половине ее прогнозируемого значения 6,4 м в центральной части структуры и коэффициент открытой пористости 12,4% принят как средневзвешенное значение 6,4 м по данным ГИС скважины 10п Кустовской. Остальные подсчетные параметры приняты по аналогии с Тепловским месторождением - эталоном (табл. 9)

Ардатовский горизонт - D2ar2

Граница залежи и контур запасов категории С1 приняты на абс. отм. -3238,7 м по подошве нефтенасыщенного пропластка, вскрытого перфорацией. Коэффициент извлечения нефти - 0,37 рассчитан по аналитической методике института "Гипровостокнефть". Начальные запасы нефти категории С1 по залежи составили 281 / 104 тыс. т., параметры и результаты подсчета которых представлены в таблице 7.

Таблица 7. Кустовское месторождение. Залежь нефти пласта D2ar, карбонатного. Расчёт начальных запасов нефти и растворённого газа категории С1.