Месторождение Северные Бузачи
advertisement
Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина Бакиева Алия Булатовна УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ОСВОЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ С ЦЕЛЬЮ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Специальность: 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Москва – 2014 2 Содержание Оглавление ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................................................... 3 Глава 1. Общие сведения месторождении, история проектирования и основные положения реализуемого варианта разработки месторождения ........................................................................ 5 1.2 История открытия и разведки месторождения................................................................................. 6 Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического строения ..................................................................................................................................................... 8 2.1 Тектоника ........................................................................................................................................... 10 Глава 3. Сейсмогеологическая модель строения месторождения Северные Бузачи ................. 19 3.1 Структурно-тектоническое строение месторождения Северные Бузачи .............................. 20 3.2 Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов ........................................ 25 Глава 4. Нефтегазоносносные комплексы и основные продуктивные горизонты ..................... 26 Глава 5. Состав и свойства нефти и газа ......................................................................................... 53 5.1 Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения ................................................................................................................................................... 58 Глава 6. Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов. Рекомендации по проведению работ. .................................................................................................................................................. 74 6.1 Методика подсчёта запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов 74 6.2 Обоснование подсчётных параметров ...................................................................................... 75 Заключение …………………………………………………………………..…………………80 3 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время в России и Казахстане крупные месторождения характеризуются значительным истощением наиболее продуктивных пластов и высоким содержанием воды в добываемой нефти. В эксплуатацию вводятся новые месторождения со сложным геологическим строением и ухудшенными коллекторскими свойствами, затрудняющими извлечение нефти. В странах таможенного союза также, как за рубежом неуклонно возрастает доля месторождений высоковязких нефтей и битумов. По данным SPE мировые запасы нефти, т.е. суммарные запасы оцениваются в 2030 млрд. баррелей, из них на долю легкой нефти приходится ≈ 950 млрд. баррелей, тяжелая нефть ≈ 430 млрд. баррелей, а битум составляет ≈ 650 млрд. баррелей. Поэтому особую актуальность приобретают методы повышения эффективности освоения месторождений, апробация новых технологий, приводящих к наиболее полному извлечению нефти из недр. Ключевым вопросом является создание адекватной природным объектам геологической основы для повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, что, в свою очередь, связано с созданием новых и усовершенствованием существующих моделей месторождений. Основные проблемы при освоении месторождений тяжелой нефти – большая вязкость, низкий коэффициент извлечения нефти, при высокой стоимости разработки, лавинное обводнение, а также вероятность возникновения серьезных проблем при разработке месторождений тяжелой нефти как тепловыми, специфическими нетепловыми, так и стандартными способами. В настоящей работе на примере месторождения Северные Бузачи показаны возможности оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти (вязкость изменяется в диапазоне от 122мПа*с до 660 мПа*с) за счет актуализации геологических моделей. Цель работы. Создание геологической модели юрской продуктивной толщи месторождения Северные Бузачи, оптимизация доразведки и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. Основные задачи исследования: обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации по месторождению Северные Бузачи. Обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации по месторождению Северные Бузачи. Увязка полученных новых, в том числе сейсмических материалов исследуемой территории с существующими. 4 Анализ данных по глубинным пробам пластовых флюидов. Анализ результатов трассерных исследований. Дифференциация разломов на проводящие и экранирующие. Анализ влияния тектонических нарушений на строение залежей высоковязкой Актуализация геологической модели пластов Ю1 и Ю2. Разработка рекомендаций по повышению эффективности освоения залежей нефти. высоковязкой нефти. Научная новизна работы. - Проведено научное обоснование оптимального комплекса геолого-геофизических и промысловых данных для уточнения геологической модели залежей высоковязкой нефти. - актуализирована геологическая модель среднеюрского продуктивного комплекса месторождения Северные Бузачи, содержащего трудноизвлекаемые запасы высоковязкой нефти. - показана высокая информативность индикаторных исследований при изучении влияния тектонических нарушений на строение месторождения. - научно обоснована необходимость объединения пластов Ю1 и Ю2 в качестве одного эксплуатационного объекта разработки. - по результатам комплексных исследований, включая анализ данных сейсморазведки 3D, уточнено пространственное положение и установлена гидродинамическая связь или разобщенность отдельных блоков. - впервые выполнен анализ экранирующих свойств разломов и проведена их дифференциация по степени гидропроводности. - научно обоснованы предложения по оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти пластов Ю1 и Ю2. Основные положения, выносимые на защиту. 1. На основе комплексного анализа геолого-геофизических и геолого-промысловых данных установлены единство и сообщаемость нефтегазонасыщенных пластов Ю1 и Ю2, объединенных в единый эксплуатационный объект. 2. Проведенная дифференциация дизъюнктивных нарушений по экранирующим свойствам и их роль в строении залежи и распределении запасов углеводородов. 3. Построенная геологическая модель продуктивной толщи учитывающая влияние разломной тектоники на гидродинамическую сообщаемость пластов. 5 4. Геологическое обоснование рекомендаций по оптимизации доразведки и освоения залежей с целью получения максимального нефтеизвлечения. Структура и объем работ. Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения, изложенных на 89 страницах, в том числе содержит 7 таблиц, 50 рисунков Диссертация выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Лобусева Александра Вячеславовича, которому автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы. Большую благодарность хочу выразить Беговой Нине Александровне (ведущему геологу, «Buzachi Operating LTD»), за неоценимую помощь в ходе подготовки диссертации, а также автор выражает благодарность преподавателям кафедры промысловой геологии нефти и газа д.г.-м.н., проф. В.П. Филиппову, д.г.-м.н., доц. П.Н. Страхову, к.т.н., доц. М.А. Лобусеву, доц. Ю.А. Антиповой. Глава 1. Общие сведения месторождении, история проектирования и основные положения реализуемого варианта разработки месторождения Месторождение Северные Бузачи в географическом отношении находится в пределах северо-восточной прибрежной части Каспийского моря на северо-западе полуострова Бузачи. В административном отношении месторождение расположено на территории Тюбкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан. Месторождение Северные Бузачи расположено в непосредственной близости от разрабатываемых месторождений Каражанбас, Каламкас и Арман на расстоянии, соответственно, 22, 32 и 33 км (рис.1.1). Ближайшим населённым пунктом является посёлок и железнодорожная станция Шетпе, расположенная в 120 км от месторождения и областной центр г. Актау, который находится в 260 км (по дороге) южнее месторождения. Автомобильные дороги соединяют нефтепромыслы Каражанбас, Каламкас и Арман с пос. Шетпе и городами Форт-Шевченко и Актау. Ближайшая автострада Актау-Каламкас проходит в 8 км от месторождения. Рядом с автострадой проложены нефтепровод КаламкасКаражанбас-Атырау-Самара, газопровод Каламкас-Каражанбас, водопровод морской воды Киякты-Каражанбас-Каламкас, водопровод волжской воды Волга-Каламкас и водопровод питьевой воды Киякты-Каражанбас-Каламкас. Климат района месторождения характеризуется резкими колебаниями температуры воздуха - от плюс 45о С летом, до минус 30о С зимой, 6 среднегодовая температура - плюс 10.4оС. Атмосферные осадки незначительные и, в основном, приходятся на осенне-зимний период. Рельеф района представляет собой равнину с отметками от 17 м до 28 м ниже уровня моря. В срединной части полуострова широко развиты барханные пески, отдельные массивы которых по площади превышают 1000 км2, а также останцы коренных пород разной величины. Почва, полностью лишенная плодородного слоя, непригодна для сельскохозяйственных нужд. Гидрографическая сеть отсутствует за исключением соров - соляных озерков, временами заполняемых атмосферными осадками. Для технического водоснабжения используется волжская вода. После многократной очистки месторождения, волжскую воду используют для питьевого на очистных сооружениях водоснабжения. Также в районе месторождения имеются сравнительно неглубокие малодебитные колодцы с пригодной для питья слабоминерализованной водой. 1.2 История открытия и разведки месторождения В 1958 г. гравиметрическими работами в западной части полуострова Бузачи установлен ряд гравитационных максимумов: Северо-Бузачинский, Каражанбасский, Жуманский и др. В сентябре 1971 г по указанию Министерства Геологии КазССР представителями трестов «Мангышлакнефтегазразведка», «Казнефтегеофизика» и КазНИГРИ было составлено «Обоснование поисково-разведочных работ на Мангышлаке и Устюрте на 1972-75 г.г.», которым предусматривался большой объем геофизических работ в комплексе с поисково-разведочным бурением на полуострове Бузачи. В ходе реализации данного проекта с 1974 по 1976 годы на Бузачинском поднятии открыты месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтобе, Каламкас, на которых проведен комплекс геолого-геофизических исследований с целью их промышленной оценки. Основные запасы нефти и газа приурочены к юрско-меловым отложениям. Устюртско— Бузачинская нефтегазоносная область, Тюбкараганский нефтегазоносный район и месторождение Северные Бузачи были изучены многими исследователями, внесшими серьезный вклад в познание геологического строения: Б.А.Абишев, А.А.Бакиров, В.П.Гаврилов, В.А.Иванов, Г.С.Карелин, А.М.Нурманов, В.В. Нечаевым, Х.Ж.Узбекгалиев, А.И.Шаховаи и др. Ж.Д.Саткбаев, А.Туебаев, С.Таянов, В.П.Токаревым, 7 Рис. 1.1 Обзорная карта. Масштаб 1:200000 Месторождение Северные Бузачи 8 Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического строения Верхний палеозой (Pz2) Верхнепалеозойские отложения вскрыты в единственной параметрической скважине 7, где они пройдены в интервале 1987-3500 м. Вся эта толща сложена, в основном, неравномерно переслаивающимися темноцветными сильно карбонатными аргиллитами и мергелеподобными органогенно-обломочными известняками. Реже среди этих пород отмечаются светло-серые органогенно-обломочные и брекчиевидные доломитовые известняки. Основным компонентом органогенно-обломочных известняков являются окатанные обломки карбонатных пород, тонкие и мелкие в мергелеподобных известняках, средние и крупные в светло-серых разностях. Небольшое количество тонких трещинок и поры в перекристализованных и нацело доломитизированных участках известняков в отдельных случаях выполнены светло-бурыми и бурыми битумами нефтяного ряда. Триасовая система (Т) Триасовые отложения вскрыты значительным числом скважин на всей рассматриваемой территории. Биостратиграфические определения указывают на континентальную - флювиодельтовую среду осадконакопления. В литологическом отношении триасовые отложения представлены толщей аргиллитоподобных глин и аргиллитов коричнево-бурого, реже зеленоватосерого цвета и мелкозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями известняков, мергелей и алевролитов. Максимально вскрытая толщина составляет 2686 м (скв. Г3). В остальных скважинах вскрытая толщина триасовых отложений колеблется в пределах от первых единиц до 69 м (скважина Г146). Юрская система (J) Юрские отложения вскрыты полностью или частично большинством структурно- поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Залегают они на размытой и выветренной поверхности триасовых образований. В целом юрские отложения в литологическом отношении представлены переслаиванием сероцветных глин, алевролитов и песчаников. Максимально вскрытая толщина составляет 260 м. Отложения юры по результатам анализов споропыльцевых комплексов и немногочисленных находок пелеципод представлены лишь своим средним отделом 9 в объеме байосского и батского ярусов и лишь в одной скважине 1 определены более молодые отложения оксфордского яруса верхней юры. Средний отдел (J2) Нижний байос – (J2 bj1). Нижнебайосские отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, с прослоями глин, включениями угля и обугленных растительных остатков. По литологическим особенностям и данным изучения органических остатков отложения сопоставляются с Карадирменской свитой нижнебайосского возраста в Горном Мангышлаке. В низах разреза развиты континентальные фации (озерно-болотные и лагунно-дельтовые). В верхней части нижнего байоса распространены фации прибрежного мелководья (опресненного залива, русловые, дельтовые, баровые). К отложениям нижнего байоса приурочен продуктивный горизонт Ю-II. Верхний байос – бат ( J2b2-J2bt) Литологически отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, кварцевыми, битуминозными, с прослоями глин темно-серых. По видовому составу микрофоссилий вмещающие отложения сопоставляются с базарлинской свитой в Горном Мангышлаке. Отложения этого возраста включают продуктивный горизонт Ю-I.Толщина среднеюрских отложений изменяется от первых метров в районе выхода триасовых отложений под поверхность предмелового размыва до 238 м (скв. 15). Меловая система (К) Породы мелового возраста залегают с размывом на среднеюрских и нижнетриасовых отложениях. Представлены нижним отделом и включают в себя отложения неокомского надъяруса (берриас-валанжинского, готеривского ярусов, кугусемской свиты - верхний готерив-баррем), аптского и альбского ярусов. Нижний отдел (К1) Неокомский надъярус (K1nc). Отложения берриас-валанжинского (K1b-v) и нижней части готеривского (K1g1) литологически представлены переслаиванием сероватых песчаников мелкозернистых, слабосцементированных с глинами серыми, зеленовато-серыми и кирпично-красными, уплотненными, неслоистыми, неизвестковистыми переходящими в верхней части в карбонатные, алевритовыми, слюдистыми; песками серо-бурыми, мелкозернистыми, глинистыми; алевролитам слабосцементированными; с редкими обломками зеленовато-серых микрозернистых известняков; обломками обуглившихся растительных остатков. Формирование данных отложений происходило в условиях мелководного морского и слабоопресненного бассейнов. К отложениям данных ярусов приурочен продуктивный пласт Д. 10 Отложения верхнего готерива–баррема (K1g1-br) Отложения верхнего готерива–баррема (K1g1-br) (кугусемской свиты) представлены переслаиванием красно-бурых, зеленовато-серых глин, алевролитов мелко-крупнозернистых, песчаников мелкозернистых, полимиктовых, алевритистых и песков серых до черных, мелкозернистых, некарбонатных, кварцевых. Песчаные разности состоят из песчаников с глинистым цементом с включением хорошо окатанной гальки и алевролитов. К началу баррема происходит трансгрессия моря с формированием морских, мелководных образований преимущественно глин с редкими прослоями алевролитов и песчаников. К отложениям кугусемской свиты приурочены продуктивные пласты А1, А2, Б, В и Г. Толщина неокомского надъяруса изменяется от 100м до 179м (скв. К-96). Аптский ярус K1a со стратиграфическим несогласием перекрывает породы кугусемской свиты. В основании яруса находится базальный песчано-алевролитовый горизонт толщиной до 20 м ( продуктивный пласт А), сложенный крупнозернистым серым алевролитом и мелкозернистым песчаником, алевритистым, с незначительным содержанием гравийно-галечного материала. Выше залегает толща черных неслоистых глин с редкими прослоями мелких мергелистых септариевых конкреций. В верхней части разреза появляются еще и темно-серые глины, переслаивающиеся с алевролитами. Толщина яруса изменяется от 90 до 130 м. Альбский ярус K1al залегает на аптских отложениях с незначительным размывом, благодаря которому четкий контакт между аптом и альбом хорошо прослеживается на каротажных диаграммах. В литологическом отношении альбский ярус представлен преимущественно песчаноалевритовыми разностями пород переслаивающихся с глинистыми породами. Толщина яруса изменяется от 180 до 460 м. Аптские и альбские осадки формировались при морской трансгрессии в мелководном бассейне. Отложения верхнемелового и палеогенового возраста в пределах рассматриваемых площадей отсутствуют. Четвертичные отложения (Q) Четвертичные отложения с размывом залегают на нижнемеловых отложениях и сложены песками, суглинками и супесями, отложившимися при аридном климате. Толщина отложений не превышает 10-12 метров. 2.1 Тектоника В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи расположено в центральной части Бузачинского свода, Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий (рис.2.1) 11 и приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной многочисленными разрывными нарушениями субширотной и субмеридиальной ориентировки. Бузачинский свод – крупный структурный элемент, границы которого достаточно достоверно установлены в южной и восточной частях, где с юга соответственно примыкает ЮжноБузачинская впадина, отделяющая Южно-Бузачинский свод от Тюбкараганской мегантиклинали, далее Кызан-Токубайский вал и на востоке граничит с Култукской моноклиналью. Северное и западное окончания свода принимаются условно и проведены за пределами границы прилегающей акватории Каспийского моря. В строении брахиантиклинали принимают участие осадочные отложения нижнемелового и среднеюрского возраста, граница между которыми характеризуется значительным перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием. Складчатое основание платформы сложено нижнетриасовыми породами, которые перекрываются разновозрастными отложениями: от нижнемеловых в сводовой части поднятия, до среднеюрских на периклинальных участках (рис. 2.2). Район расположения структуры Северные Бузачи характеризуется высокой тектонической активностью, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений, разбивших структуру на блоки. Наибольшей нарушенности подвергся доюрский комплекс отложений, выше по разрезу нарушенность заметно сокращается. Уточнение глубинного строения месторождения Северные Бузачи корректировалось по отчетам «Подсчет запасов нефти и газа по месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтобе, Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 1 сентября 1977г.», «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Северные Бузачи» (по состоянию на 01.07.2007г.), «О результатах сейсморазведочных работ 3Д, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3Д по площади Северные Бузачи за 2009г.» Для диссертационной работы мною была выбрана обновлённая сейсмогеологическая модель 2010 г. компанией ООО «Парадайм Геофизикал» и были построены карты, профили, подсчитаны запасы по месторождении Северные Бузачи. В подсчете запасов 1977 г. была принята геологическая модель, по которой структура представлена брахиантиклинальной складкой, осложненной тектоническими нарушениями F8-F17, поделившими месторождение на десять блоков (рис. 2.3). Разломом F1 Северо-Бузачинская структура отделяется от Каражанбасской. 12 Последующая интерпретация сейсморазведочных работ (2007 г. ТОО «Paradigm Geophysical Sеrvices») на базе данных двух сейсмических съемок 3Д/2Д 2000 и 2005 годов, в комплексе с данными всех пробуренных скважин на месторождении, представила геологическую модель продуктивного юрско-мелового комплекса, отличающуюся от предыдущей. Подтверждено основное северное нарушение F1, протрассированное снизу вверх, выделено несколько нарушений в центральной и западной частях месторождения (рис. 2.4). 13 Рис 2.1 Месторождение Северные Бузачи. Тектоническая схема 14 З В ССК: K I - меловой ___________ II – юрский, J ___________ T III - доюрский 2D 3D Рис. 2.2 Месторождение Северные Бузачи. Сводный геолого-геофизический разрез 15 Интерпретация изучение глубинного строения месторождения с применением сейсмических исследований 3Д исследования были запланированы в течение 2009 г. компанией ООО «Парадайм Геофизикал» проводились работы по обработке и геологической интерпретации всего объема имеющихся материалов сейсморазведки и увязки его с данными бурения скважин. В 2010 г. был завершен «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3Д по площади Северные Бузачи за 2009 г.» (рис 2.5). По сейсмическим данным были построены карты по среднеюрским отложениям. структурная карта подошвы Ю, структурная карта кровли Ю; структурная карта общих толщин; структурная карта эффективных нефтенасыщенных толщин; структурная карта эффективных газонасыщенных толщин; профиля; обоснования ВНК, ГНК; сводный стратиграфический разрез; сводный литолого – стратиграфический разрез: 16 F9 F8 F15 19 Рис. 2.4 Месторождение Северные Бузачи. Схема расположения запасов нефти и газа в 1977г. 33 15 блоков в подсчете 20 11 4 23 2 14 1 18 28 26 29 27 8 12 7 13 9 22 F14 21 25 3 30 6 10 31 16 32 34 F17 VIII 17 F12 F8 24 5 F16 Рис. 2.3 Месторождение Северные Бузачи. Схема расположения блоков в подсчете запасов нефти и газа в 1977г. F 10 Условные обозначения: F11 F13 Тектонические нарушения F1 I F15 Индекс блока Лицензионная территория 158 Пробуренные скважины IX Рис. 2.3 Схема расположения блоков, принятая при подсчете запасов нефти и газа в 1977г. 17 Рис. 2.4 Схема расположения блоков, принятая при подсчете запасов нефти и газа в 2008 г. 18 Рис. 2.5 Месторождение Северные Бузачи. Схема расположения блоков по результатам интерпретации сейсмики 3Д, 2010г. 19 Сохранив индексацию блоков, приведённую в работе (рис. 2.5) и применяемую до настоящего времени Недропользователем при разработке месторождения, ниже приводится характеристика тектонических нарушений и ограниченных ими блоков. Большинство нарушений проведено по результатам интерпретации сейсморазведочных работ 2Д и 3Д (2002 – 2007 гг.), которые согласуются с результатами опробования скважин и часто контролируют характер насыщения коллекторов. Глава 3. Сейсмогеологическая модель строения месторождения Северные Бузачи В пределах исследуемой территории в процессе комплексной геологической интерпретации объединённого куба сейсморазведочной информации и результатов бурения 968 скважин, с учётом данных по региональной позиции месторождения Северо-Бузачинского поднятия, построена обновлённая сейсмогеологическая модель. Основные особенности этого варианта строения месторождения можно охарактеризовать 3 пунктами. 1. На уровне доюрских отложений месторождение приурочено к Южно-Эмбинскому региональному сдвигу, вдоль которого происходит сочленение южной пассивной окраины Восточно-Европейской платформы и северной части зоны развития триасовых грабенов СкифскоТуранской плиты. Такая трактовка позволяет считать, что именно сдвиговые деформации обусловили существующую систему разломов и их специфическое проявление на каждом структурно-формационном комплексе. Характер деформаций, присущих сдвиговой тектонике, свидетельствует о, том, что при каждой последующей реактивации глубинных разломов, происходит увеличение количества сбросов и взбросов в более поздних отложениях. В пределах изучаемой части Северо-Бузачинского поднятия, последняя реактивация произошла в неогенчетвертичное время. Это очень наглядно подтверждается тем, что самые молодые отложения, сохранившиеся здесь, а это – альб- сеноманская толща – имеют самую разветвлённую сбросовзбросовую систему. При этом, для юрского и доюрского комплекса, в результате сдвиговых подвижек, происходит пространственное перераспределение взаимного расположения ранее сформированных блоков и образование малоамплитудных разломов. Последние, при условии того, что они могут стать экранирующими, контролируют уровень ВНК между отдельными блоками. 20 Промежуточная неокомская секция разреза претерпевает наименьшее влияние при сдвиговых деформациях. 2. Как следствие сдвиговых деформаций и их различного влияния на отдельные части разреза – выявлено, что количество блоков с разными ВНК и положение границ между ними для каждого продуктивного горизонта становится индивидуальным и зависит не только от наличия разломов, но и от условий формирования того или иного пласта–песчаника, т.е. от условий седиментации, эрозии и аккумуляции. 3. Детальный комплексный подход к изучению строения среднеюрского продуктивного интервала выявил, что в пределах отдельных блоков уровень ВНК практический один, а диапазон его изменения, как правило, не более ±2 метра. В отдельных блоках он становится наклонным, что, по-видимому, может быть объяснено гидростатическим давлением обводнённой части пласта. Результаты анализа границ между блоками с разными уровнями ВНК, дают основание говорить, что для среднеюрской продуктивной толще определяющим с этой позиции является тектонические причины, а роль всех остальных факторов, влияющих на блоковое деление играет либо совсем незначительную роль, либо вообще не влияет никак. Глинистые прослойки внутри толщи не создают условий, позволяющих разделить залежь по стратиграфическому или формационному признакам. Кроме этого, существенно уточнены сами границы подсчётных блоков и их количество по среднеюрской продуктивной толще. (Что позволяет оптимизировать размещение месторождения Северные эксплуатационных скважин. 3.1 Структурно-тектоническое строение Бузачи Доюрский комплекс. Месторождение расположено над шовной зоной, разделяющей две надпорядковые структуры – южную часть Восточно-Европейской платформы (южный борт Прикаспийской впадины) и центральную часть Скифско-Туранской плиты (северо-восточная часть Западно-Туранской зоны развития триасовых грабенов). Сочленение этих элементов происходит по Южно-Эмбенскому сдвигу, который фиксируется на исследуемой площади по особенностям волновой картины на уровне доюрских отложений. Этот сдвиг делит площадь исследуемых работ (и, соответственно, лицензионную территорию) на две части - северную и южную. Доюрский комплекс представляет собой сложно построенную надвигово-сдвиговую систему с большим числом разнообразных нарушений, что находит подтверждение и в кубе сейсморазведочной информации, и в скважинах, вскрывших триасовые отложения. Причём, 21 степень деформированности северной и южной частей значительно отличаются друг от друга. Большая деформированность южной части (триасовые грабены Скифско-Туранской плиты), свидетельствует о том, что именно эти образования надвинуты на пассивную окраину ВосточноЕвропейской платформы (северная, менее дислоцированная часть площади работ, предположительно докунгурского возраста). Платформенный комплекс, явным чехол, образом по плащеобразно степени перекрывающий дислоцированности разновозрастной делится на доюрский среднеюрскую дислоцированную и нижнемеловую удовлетворительно выдержанную по площади месторождения слоистую толщу. В основании платформенного чехла фиксируется отражающий горизонт «V» (рис. 3.1), маркирующий кровлю доюрского комплекса. Блочное строение доюрского комплекса оказало в последующем влияние на строение месторождения по более молодым, перекрывающим отложениям. В кровле среднеюрской толщи фиксируется региональное несогласие, которое маркируется отражающим горизонтом «III» (рис.3). Внутри этой слоистой, но достаточно сложно построенной толщи, фиксируются стратиграфические несогласия, тектонические блоки разных размеров, многочисленные литологические неоднородности, структуры облекания над эрозионными останцами доюрского возраста и т. д. Для обоснования геологической модели этой части осадочного чехла выполнена детальная совместная корреляция данных сейсморазведки и бурения. В связи с тем, что среднеюрская толща содержит основные запасы нефти всего месторождения, задаче детализации строения этой толщи было уделено большое внимание. Сделанное в данной диссертации о том, что среднеюрская залежь является «неполнопластовой» и имеющей единый ВНК в пределах отдельных тектонических блоков, является следствием такой детальности проработки данных сейсморазведки и бурения. 22 Рис.3 Среднеюрские отложения. Структурная карта по кровле коллектора 23 Рис. 3.1Среднеюрские отложения. Структурная карта по подошве коллектора 24 Во время преднеокомского перерыва в осадконакоплении верхняя часть среднеюрских отложений была уничтожена размывом. В результате этого под поверхность несогласия на разных участках площади выходят разновозрастные отложения. На приведенных рис. 3 – 3.1 представлены структурная карта кровля коллектора и структурная карта подошва коллектора среднеюрской толщи. В пределах площади выявлено большое количество разнообразных, как по форме, так и по масштабам тектонических нарушений. Тектонические нарушения фиксируются в сейсмическом разрезе сменой интенсивности осей синфазности по латерали и смещениями осей синфазности по вертикали. Поверхность доюрского основания V характеризуется набором высокоамплитудных выступов, имеющих общее субширотное простирание, и представленных антиклиналями с достаточно узкими сводовыми частями (гребнями), от которых отходят отроги в виде структурных носов, осложнённых небольшими по площади куполами. Структурные носы разделены заливообразными прогибами, вдающимися глубоко в антиклинали. Общий диапазон изменения абсолютных значений для рассматриваемой поверхности составляет от -490м до -690м. Анализируя структурную поверхность, видно, что доюрский комплекс представляет собой сложно построенную надвигово-сдвиговую систему с большим числом разнообразных нарушений. В центральной части площади фиксируются тектонические нарушения преимущественно северозападного и субширотного простирания. Эти нарушения имеют относительно непротяженный характер, в отличии от основного субширотного нарушения, выделяемого на всех отчетных структурных картах. Это нарушение контролирует северную крутую стенку триасового выступа. В западной части площади картируются еще два основных протяженных нарушения, контролирующих стенки западного грабена. Гипсометрически наиболее погруженные части поверхности доюрского основания фиксируются в западной и северной частях площади, в зонах западного грабена. Минимальные абсолютные значения отмечаются в западном грабене и составляют -690м. Структурный план кровли среднеюрской толщи (III). Кровля среднеюрской толщи отождествляется с региональным несогласием, поэтому структурная карта представлена по всей площади работ. В целом структурный план поверхности согласуется с нижележащими. Основной положительный элемент здесь представлен брахиантиклинальной складкой, северное крыло, которой контролируется основным субширотным 25 нарушением. Амплитуда положительной структуры по контролирующей изогипсе -430м составляет порядка 10м. Центральная часть брахиантиклинали осложнена двумя локальными вершинами сложной формы, разделенных между собой небольшим перегибом. По-прежнему, северное крыло брахиантиклинали имеет свое продолжение в виде ступени, ограниченной с севера, юга и востока тектоническими нарушениями. Основным отличием от нижележащих структурных планов является уменьшение контрастности всех структурных форм. Западный грабен здесь снивилирован и его положению отвечает граница начала погружения западного крыла центральной структуры. Абсолютные отметки залегания рассматриваемой поверхности составляют от -430м до -550м. 3.2 Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов В пределах продуктивной части разреза месторождения выделяются 9 продуктивных пластов в нижнемеловых (неокомских) отложениях (А, А1, А2, Б, В, Гв, Гн, Д1, Д2) и три ( Ю1, Ю2, Ю3) в юрских. К этим пластам приурочены нефтяные и газонефтяные залежи. Неокомские пласты А, А1 и А2 и юрский пласт Ю1 содержат газовые шапки. Юрские отложения содержат основные запасы месторождения. Пласты Д1, Д2 имеют клиноформенное строение. Далее приводится краткое описание продуктивных горизонтов и приуроченных к ним залежей. Юрские отложения В юрских отложениях выделены несколько пластов – Ю1, Ю2, Ю3. Пласт Ю3 водонасыщен, остальные продуктивные. Довольно сложное строение юрских пластов не повлияло на формирование залежей, в связи с чем юрские отложения составляют единую гидродинамическую систему. Залежи являются стратиграфическими, контролируется поверхностью предмелового размыва, разделены тектоническими нарушениями на блоки. Пласт Ю1+Ю2. Пласты Ю юрских отложений содержат основные запасы месторождения. До подошвы Юры доведены единичные скважины, что затрудняет построение модели пласта и анализ его свойств. Пласт распространен практически повсеместно, исключением является район на юговостоке, где за счет выступа триасовых отложений мощность юрских резко уменьшается, до первых метров. Коэффициент распространения 0,96. При анализе всех скважин, вскрывших юрские отложения, количество прослоев составляет преимущественно от 4 до 12, коэффициент расчлененности – 8,1. Содержит относительно мощные прослои песчаника, средняя мощность 26 прослоев – 3,3 м, коэффициент песчанистости – 0,38. Коэффициент песчанистости изменяется в пределах от 0,05 до 0,72. Общая мощность пласта по всем скважинам, вскрывшим кровлю Юрских отложений, изменяется от 5.2 до 200 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,6 до 59,9 м, эффективная газонасыщенная от 0,6 до 13,4 м (рис 3.2, 3.3, 3.4). Пласт Ю осложнен тектоническими разломами, которые делят пласт на блоки. Количество залежей, разделенных тектоническими разломами, составляет 26. Уровень ВНК изменяется в пределах от -480 м до -545 м. Содержит газовые шапки, уровень ГНК -435м и – 429м. Пласты коллекторы всей продуктивной части разреза характеризуются высокими значениями пористости, изменяющимися от 26 до 40 %. Глава 4. Нефтегазоносносные комплексы и основные продуктивные горизонты Нефтегазоносность месторождения Cеверные Бузачи связана со среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями. Первые сведения о нефтегазоносности были получены в виде образцов нефтенасыщенного керна и положительной по ГИС характеристике структурнопоисковых скважин. В скважине Г122 был получен первый промышленный приток нефти из неокомских отложений, и в скважине Г130 – из юрских отложений. В пределах продуктивного разреза месторождения при подсчете запасов в 1977 г было выделено 6 пластов в меловых отложениях (А1, А2, Б, В, Г, Д1) и два горизонта (Ю1 и Ю2) в юрских, к которым приурочены нефтяные и газонефтяные залежи. На карте иллюстрируются 5 линии профилей (4 поперечных и 1 продольный) рис.4. 27 Рис.3.2 Среднеюрские отложения. Карта эффективных нефтенасыщенных толщи 28 Рис.3.3 Среднеюрские отложения. Карта эффективных газонасыщенных толщин 29 Рис.3.4 Среднеюрские отложения. Карта общих толщин 30 - 550 II -54 5 V - 54 5 - 4 90 -5 00 735 -467.5 7a 736 -458.6 10 K74 -502.8 0 - 49 G146 -508.4 0 -4 727 -444.4 724 -442 745-1 746 731 -436.3 -432.9 -437.4 747 -437.9 748 748-1 -433.2 -433.9 -4749 40 -437.9 - 48 601 -433.7 602 -431.1 -5 00 600 -429.8 0 45 612 612-3 -428.1 -428.8 6227 -447.4 G214 -457.7 622 -439.1 623 -426.6 634 -434.5 - 440 6206 -445.4 0 -4 4 637 -432 636 -424.3 638 -437.6 6147 -442.2 6148 -440.2 27 -451.8 12-3 -428.4 0 -4 8 0 0 -5 00 -4 7 - 54 0 -5 30 50 -4 9 0 - 46 - 460 5 -467.4 0 6120 - 4 5 0 6121 -450.2 -451.7 0 6106 -447.5 6126 -458.9 6127 -468.3 34 -451 6107 -448.1 6108 -449.3 6125 -453.3 6128 -459.6 6129 -457.9 35 -447.5 6138 -456.9 6109 -451.4 6130 -460.8 K111 -512.8 689 -442.6 6110 -457.4 6131 -464 690 -446.1 6111 -452.5 6132 -461.4 691 -457.7 692 -453.3 6112 -456.4 6113 -455.5 50 -4 6133 -465.5 6134 -458.2 - 46 0 6140 -462.9 6139 -467.2 6142 -461.4 6144 -468.6 - 49 00 10354 -533 - 500 - 48 0 - 4 80 - 48 3 - 48 3 -5 1 - 4 80 - 4 83 - 490 - 4 80 - 48 0 0 90 -4 - 50 0 -5 2 0 0 - 49 0 48 9 90 -4 - 49 - 500 0 -5 0 0 - 51 0 - 50 9 G182 -495.5 -5 2 0 00 -5 -5 2 -5 1 - 50 0 0 - 52 -5 0 0 -54 - 5 00 - 5 30 -5 1 0 - 5 30 -5 20 - 51 0 -5 II -5 2 0 30 III IV 0 0 -5 2 0 - 509 -5 1 0 30 - 53 0 - 53 -5 2 0 - 490 -5 00 0 0 -5 1 0 G181 -489 0 -54 -5 1 0 - 520 -5 2 K99 -484.8 -5 1 - 5 00 - 530 5г K106 K28 3 - 51 0 - - 49 00 10 -5 -5 555 -488.4 0 - - 490 - 4 80 5в 550 -501.5 541 -479.8 K135 -525.4 -5 - 4 90 - 48 3 - 483 G213 -482 -5 10 539 -483.8 -5 0 - 483 80 - 535 -4 0 K94 -509.4 0 -5 1 49 -520 - 4 80 -50 -5 2 0 0 - 470 - 470 - 4 70 G140 -481.3 G156 -486.2 K86 -485.1 523 -477.3 I 60 - 470 24 -505.3 522 -484.7 10314 -535.5 10326 -538.3 0 6в - 47 0 507 -494.2 K103 -533.3 10417 00 443 -524.1 K101 -513.1 K18 -513.7 K136 -485 9 442 -517.8 521 -495.7 - 53 0 10502 -475.2 G171 -461.3 -4 - 4 70 420 -516.5 10240 -537 10268 -481.7 10377 -488 - 4 70 -4 G177 -472.9 - 46 688 -443.8 - 45 0 6122 6122-1 6123 6123-1 6124 -442.6 -442.7 -449.8 -452.3 -447.7 37 -453.2 6135 -452.4 6276 -455.9 -5 G147 -507.6 6105 -450.6 6a -5 1 5а 6104C -451.2 6102-3 6103-2 6103-3 - 4 50 -449.2 -449.5 -450.1 6119 -453.9 6170 -456.3 6168 -454.9 - 4 50 680-2 680-3 681-2 681-3 682-2 682-3 -439.4 -436.6 -434 -436.3 -439.2 -443 0 6101 6101-1 6102-446102-1 6103 6103-1 6104 -444.2 -439.9 -451.8 -452.6 -452.5 -467.6 -449.2 G172 -474.9 10480 10478 30 10253 -503.9 10484 -473.5 10483 -468.3 10482 -467.1 1093 1091 -442.5 1091A -433 683-1 684 684-1 -439.3 -441.2 -441.1 685 685-1 686 686-1 687 -442.5 -441.2 -440.6 -439 -450.8 - 440 683-2 16 684-2 -463 -445.5 -448.5 10102 -458.6 1084 -440.6 -5 10103 -461.9 10101 1083 -439.1 1092 -445.1 20 10228 51 0 -501.7 10221 -483.8 10218 -474 10481 -463.7 10820 4 -441.3 -4 1080 -437.9 1079 -438.3 1097 -456 1095 -450.2 1081 -439.2 1066-4 -431.2 1096 -463.3 0 1094 -455.2 1085 38 -442.3 1069 -440.5 1068 -435.3 1067 -439.9 1066A -433.6 1066A-3 -437.4 667 -444.5 5 -5 0 - 530 -4 4 0 -5 5 - 520 - 55 0 0 6163 -453.3 683 682 682-1 -445 -437.9-446.4 680 680-1 681 -435.3 -433.7 -432.9 6159-2 -446.9 6162 -446.4 1054 -434.9 1053 1066A-1 -433.4 -439.5 653 -434.5 666 -432.4 665 -434.1 1087 -445.6 -5 00 G187 - 4 80 -473.5 10106 -468 21 -469 - 46 0 G215 -448.5 80 -4 - 54 324 -442.84 0 6161 -449.4 652 652-1 56 -428.1 -427.4 -423.2 -5 - 49 0 10469 -472.1 10а 1090 -461.7 1089 -455.3 1088 -451.1 1086 10714 0 -440.7 -4 1070 -438.1 10457 -473.1 0 1077 -461.5 1076 -454.5 -4 1073 -432.7 -5 3 0 -4 9 0 10458 -474.8 - 52 0 6160 -444.3 -4 679-3 -440.3 6100 -448 664 0 -434.2 -4 7 10459 -485.8 -4 80 0 0 10 6271 -453.8 651 -427 48 -427.9 1063 -457.5 1062 -448.4 1061 -444.1 1072 -441.5 1056 -432.1 1055 -437.4 10450 -473.4 - 4 8 01065 K55 -467.5 -472.2 1064 -460.8 1075 -448.5 1057 -437.4 6г 1042 -433.9 1051 -463.8 1074 -445 1058 -436.4 1043 -435.9 1041 -429.5 1047 -432.4 1059 -435.9 10166 -548.8 - 51 10460 -494.8 -5 6270 -452.8 0 677-2 677-3 -441.9 -441.1 662-1 663 662 -428.9 -424.8 -425.5 662-3 36-3662-2 -430 -432.5 -432.7 - 43 0 1046 -433.7 1045 -438.1 1044 -431 25 -437.1 00 - 52 10451 -480.7 0 - 50 6166 -448.8 6158-2 -444.1 -4 4 641 -427.7 1032 -433.7 1031 -433 1030 -435.6 0 -5 10452 -483.8 1052 -471.8 - 49 0 6165 -442.7 696-3 -434.1 678 678-1 679 -438.8 -435.6 -436.8 6159 6159-1 698 698-1 -441.9 -443.7 -446.5 -444.8 6172 -439.6 51 -431.9 51-3 632-1 -429.8 632 -428.9 55 -428.9 -430.2 43-3 42 632-2 632-3 55-2 55-3 51-2 43-2 -426.8 -430.3 -425 -427.50 -428.6 -429.6 -431.2 53 642-1 -429 53-1 643 643-1 644 641-1 642 -424 -429.5-427.4 -427.2 -431.1 -427.3 -426.5 43 631-1 631 -427.8 -425.5 -430.9 10б 3 0 50-4 6347 -431.5-432.4 1021-2 -429.6 49-3 -430.5 619 619-1 -430.7 -431.5 619-3 619-2 -430.2 -427.9 - 51 10445 -485.6 10444 -477.3 10443 -477.3 1050 -452.1 1049 -449.7 10440 -491.4 10439 -482.7 10438 -473 - 47 0 6156-2 -439.5 677 -435.9 -436.7 57-4 57-2 57-3 -433.7 -433.6-434.3 52 -432.4 618 -426.2 652-2 652-3 56-2 56-3 653-2 -429.8 -431.8 -447.5 -428.8 -431.2 36 -430.7 - 6154-2 6154-3 6155-2 -438.4 -436.6 -436.9 6157 -447.2 0 650 -427.1 661 -430 660 -439.2 661-2 430 -430.2 6156 6155-1 -436.7 -437.9 58 -442.2 6е 54-1 54 -431.8 608-2 -433.2 -429.3 49 54-3 47 47-1 -431.4 54C-3 54-2 -432.5 -431.6 -431.4-431.4 -431 18 -433.6 18-1 18C 47-2 47-3 50 -433.6 -432.5-429.2-429.3 -433.2 18-3 18C-2 18C-3 -431.5 -430.6 -430 6д 57 44 608-4 608 -431.2 -431.2 10434 -482 1040 -472.2 60 20 G173 -523.3 409-3 -512.1 6153 6153-1 6154 6154-1 6155 -438.9 -440.4 -439.2 -440.3 -436.8 6164 -438 31 31-1 -442.9-445.1 6152 -435.6 6241 6241-1 -447.7 -441.4 64 -438.2 617 -431 616 616-1 -431.7-429.5 0 -5 419-3 G179 -521.3 441 -522.6 - 430 407 -518.1 20 419 -518.3 0 - 4 50 409 -511.15 418-3 -519.3 4 -5 2 6240 -447.6 6249 -435.1 674-3 -430.5 0 6268 6269 -437.8 -439.4 G131 -468.1 403 -535.1 404-3 -531.4 405-3 -513.8 6257 -430.3 696 -431.9 695-3 -435.1 673-3 -430.2 672-3 -423.3 63 -439.7 28 -429.1 28-1 615 -428.1 -429.8 28-3 615-2 -428 -429.5 28-2 -424 6150 -448.1 6151 -442.3 658-3 -426 674 -425.3 673 -422.9 17 -451.2 - 53 0 404 -528.7 - 405 -518.1 694-3 -438.2 599 -487.9 30 30-1 -438.5 -437.4 659 -427.7 658 -422.6 657-3 -421.5 672 -420.7 671-3 -422.4 6255 -444.8 6149 -446.6 649 -436 3-1 -434.6 657 -422.3 656-3 -420.3 671 -423.7 670 669-3 -430 -437.7 6254 -432.8 09 4а 401 -515.1 4б 6253 -439 648 -421.9 10 -427.6 10-1 -430.8 60-3 60-2 -429 -426.8 628 628-1 629 629-1 26 26-1 630 -442.4 -436.5 -422.5 -424 -426.1 -432.7 59A -428.6 -429.9 628-3 629-2 629-3 26-2 -435.4 -423.4 -424.3 -428.9 26-3 630-3 -425.4 -427.3 29 639 639-1 45 45-1 46 640 -434.4 -428.7 -431.7 0-432.2 -430.7 -430.5 -425.6 29-3 46-3 -442.9 639-3 -425.3 45-3 -431.8 G210-429.7 0 -431.1 9-3 -424.9 656 -425.9 6248 -431.6 668-3 -436.3 5б 0 -5 410-3 -513.3 6247 -440.5 - 440 4 -52 9 -432.9 13-3 -424.4 655-3 6 -435.1 -430.3 654-3 -434.5 10 0 G123 -508 30 410 -515.4 13 -426.4 647 -432 0 -5 -5 2 -5 646 -442 655 -445.9 6239 -438.4 6246 -449 - 54 0 5 6238 -445.9 406 -522.5 - 53 - 53 6236 -465.9 - 460 22 -525.8 396 -528.7 903 -435.9 10432 1029 -479.3 1028 1027-1-478.1 1028-3 -469.8 1027 -464 -463.8 1027-3 -462 1027-2 -459.6 1039 -467.5 1038 -458.3 10в 40 -433.5 912 912-1 -434.3 -449.2 913 -432.4 911 -437.6 9б 902 -439.3 61 -431.4 60 60-1 -436.4 -437 60-4 -437 0 - 43 6233 -439.1 - 44 6232 -446.7 645-3 -436.4 397 -522.7 910 -450.3 G170 -441.8 766 -451.9 -440 62 -432.9 6217 -435.7 626 -429.2 635 -428.1 7 -429.4 G130 -488 I 5 0765 6210 -436.9 614 -436.3 G125 -433.7 624 -430.8 622-3 -431.8 12 -432.7 8 -433.7 09 - 43 0 621 -433.4 633 -439.9 6228 -439.9 14 394 -529.4 764 -444 604-3 -436.7 1 -437.2 -4 -5 -4 762 -436.1 - 4 40 914 -429.3 10е 1010 -468.1 1009-1 1003 1010-3 1009 -4 -457.4 1010-2 -453.2 1017 -455.8 6 0 1009-3 -465.9 -454.8 -464.5 1003-2 1002 1009-2-455.4 39 1017-2 -446.3 1002-3 - 4 5 0 -448 -452.3 1016-1-454.7 -454.1 -447.2 33 -452.4 1002-2 -446.5 1016 - 4 -440.2 40 -445.6 1016-3 39-2 20 1016-2 -449 -453 1007 1015 -450.3 1007-4 -435.8 1007-3 -444.1 -4 1014-1 -446.3 50 -430.9 1007-2 -436.9 1025-1 -441.3 1015-2 1014 -442.6 -433.9 40-3 1013-1 -438.2 1014-3 -440.9 1024-1 1025 1025-3 1026-2 -441.3 -444.5 -428.4 -440.6 1013-435.5 1014-2-438 1024 -443.8 -440 1025-2 -433.7 -436.3 1036 -439.9 1012-1 -440.3 1024-3 -437.6 1012 -429.4 1023 -439.7 -433.6 1022-1-435.2 1035 -434.3 -431.3 1022 1048 1021 1034 -431.3 1022-31023-2 1033 -443.8 -433.4 -433.5 -450.5 -438.5 -430.5 107 -441 106 -443.9 106-2 -438.9 1000-1 935-1 1000 -438 -433.1 -434.8 908-2 901-1 901 -439.5 -431.9 -432.9 801 -447.6 761 -438.3 605 -436.8 604 -439.9 44 -432.1 0 611 -430.8 90 9 -5 3 4 620 -437.8 K73 -451.7 10 20 907 907-1 908 908-1 935 -443.9 -453.5 -433.9 -434.2 -435 10д 100-2 -441 0 2 -5 603 -440.3 602-2 -436.5 609-3 -446 - - 47 - 53 0 -5 -5 906 -441 758 -445.1 756 -448.7 740 -439.6 905 -444.2 904 -449.8 930-3 915 -438.6 -434 -4 6 6б 20 15 -458.2 929-3 -445.8 0 -5 610 -442.5 609 -450 14 -451.4 0 3 930 930-1 -446.1 -456 - 45 0 -4 40 6203 -444.5 6202 -443.2 10 -5 713 -443.8 734 734-1 737 737-1 739 -438 -438.5 -437.1 -439.3 -437.6 10г 19 -454 -4 310 -525.7 -45 0 712 -444.3 9a 0 709 -449.3 60 0 0 0 23 -533.1 - 46 708 -449.8 717-3 -447.5 711 4-1 -448.4 -448.1 730 -455.5 7б 10431 40 - 54 -5 5 -4 733 -451.7 2 0 -447.1 - 45 728 -452 70 - 707 706-1 -449.2 -447.9 717 717-1 -453.7 -449.7 -4 9 0 1019 -478.1 1019-3 1019-2 1018-3 -474.6 -475.5 -468.9 -5 3 -5 720 -450 10428 -483.5 1006-3 -476.1 10427 -476.9 -48 0 1011 -4 7 -465.10 40 - 545 K24 -532 723 -448.3 - 500 10429 -494.4 10425 10424 -472.9 10ж 1006 -470.6 1005-3 -462.7 -5 30 -5 726 -456 -4 80 1005 -465 1004 -451.3 -5 20 - 52 0 -5 315 -526.2 313 -530.4 729 -455.4 45 0 11 -521.3 732 -465.2 109 -462.5 108 -459.1 83 40 - 53 0 - - 4 80 249 -507 0 2 - 5 34 10422 -487.9 10421 -474.7 - 47 7 - 470 101-3 -467.4 -4 60 100K -451.5 - 43 -5 - 530 722 -459.4 0 0 - 54 239 -534.8 - 430 304 -528.7 -4 9 0 -4 8 0 - 470 706 -451.1 - 43 0 303 -526.4 - 55 302 -527.9 IV -4 8 0 1 - 470 -4 6 0 703 -455.3 -5 4 0 702 -454.2 - 530 744 -468.8 47 305 -532.7 - 4 600 301 -533 - 48 3 -4 8 0 743 -475.5 719 719-1 716 716-1 701 -457.2 -458.4 -462 -458 -455.5 742 -480.5 300 -530 -4 80 307 -533.8 0 306 -535.4 - 440 III - 54 0 -4 -5 50 5 - 54 - 5 40 V - 5 30 -5 4 0 - 54 0 -5 4 0 - 54 0 - 5 40 "BUZACHI OPERATING LTD" Working Project North Buzachi - 52 0 -5 2 0 PETRA 3/25/2013 11:31:29 AM Рис. 4 Схема линии профилей Str_top J 31 В З Subsea Depth 25 22 406 G130 G214 633 12 636 637 27 639 45 46 53 643 42 1055 1056 1070 1086 1094 1095 G172 10268 10314 -21 -21 -25 -25 -21 -21 -21 -20 -22 -22 -21 -20 -20 -20 -21 -20 -20 -21 -21 -21 -19 -21 -21 -22 -22 -20 -21 -26 -22 -21 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 Q 0 0 -25 25 -50 50 -75 75 -100 100 -125 125 -150 150 -175 K1 al 175 -200 200 -225 225 -250 250 -275 275 -300 300 -325 325 0 0 25 25 50 50 75 75 100 100 125 125 150 150 175 175 200 200 225 225 250 250 275 275 300 300 325 325 K1a -350 -375 350 350 375 400 -425 425 -450 450 -475 475 -500 -525 В Ю-1 525 50 50 75 75 100 100 125 125 А А1 150 175 175 200 200 225 225 250 250 275 275 300 300 375 375 400 400 425 425 450 450 475 475 500 487 550 -575 575 -600 600 -625 625 -650 650 -675 675 10102 10103 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 350 350 350 350 375 375 400 400 425 425 450 Ю-1450 475 475 477 477 525 Q -25 0 25 75 100 125 125 150 175 200 225 250 250 275 А1 375 400 350 Д1 Гн 350 350 350 350 350 300 300 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 325 350 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 425 425 425 425 450 450 450 450 450 450 450 475 475 475 475 475 475 475 480 482 500 500 500 489 525 525 550 550 425 450 Ю-2 475 425 425 425 450 450 450 450 475 475 475 475 480 500 488 500 510 425 489 505 425 425 425 425 450 450 450 450 450 475 475 475 425 500 493 500 425 425 425 425 425 431 450 450 450 450 475 475 477 479 475 464 471 487 471 350 Гв 400 425 425 1 500 400 Д2 425 Ю-2 475 А2 K 1nc Гн Д1 450 475 J2b-bj 500 525 530 -50 -75 75 -100 100 -125 125 -150 150 -175 175 -200 200 -225 225 -250 250 -275 275 -300 300 -325 325 -350 350 -375 375 -400 400 -425 425 -450 450 -475 475 -500 500 -525 525 -550 542 -575 519 550 561 -25 50 А1 375 Д 450 523 0 0 25 Б 375 425 -25 Subsea Depth 25 А 325 Гн 425 500 350 K1a 275 В Гв 350 K 1al 50 100 А2 501 -550 1084 38 25 В K 1 nc 500 0 25 150 350 А1 -400 0 25 1041 1042 575 -600 T 588 J 2 b-bj -625 -650 -675 -700 -700 695 -725 -725 XIV Блок IV Блок V Блок VI Блок VI б Блок -750 PETRA 12/14/2012 3:55:39 PM (2.CSP) Рис 4.1. Геолого-стратиграфический профиль по линии 1-1 Рис 4.2 Геолого - литологический профиль по линии 2-2 Рис 4.3 Геолого - литологический профиль по линии 3-3 X Блок XI Блок -750 32 Рис 4.4 Геолого - литологический профиль по линии 4-4 Рис 4.5 Геолого - литологический профиль по линии 5-5 33 После уточнения геологического строения месторождения по результатам материалов 2-Д и 3-Д сейсмической съемки, бурения более 300 эксплуатационных скважин, оказалось, что строение юрских отложений отличается от представленного в подсчете запасов 1977 г, где предполагалось, что юрский и меловой структурные планы совпадают. На сегодняшний день можно говорить об унаследованности структурного плана меловых отложений поверхности несогласия, разделяющей юрские и меловые комплексы. Внутреннее строение юрской продуктивной толщи намного сложнее. Отложения горизонта Ю1 на востоке месторождения отсутствуют вследствие размыва и на поверхность предмелового размыва выходят отложения горизонта Ю2. В соответствии с этим изменилась корреляция юрских отложений. Ю1 горизонт Продуктивность Ю1 горизонта доказана опробованием в 23 разведочных скважинах и подтверждена многочисленными результатами испытаний эксплуатационных скважин. Горизонт нефтеносен во II, III, IV, V, VI, VII, IX, X, XIV блоках, при этом в VI блоке установлено наличие газовой шапки. Литологически представлен песчано-алевролитовыми породами. В восточной части месторождения размыт. Вскрыт в 280 скважинах, эффективные толщины отсутствуют. Коэффициент распространения горизонта равен 0,98. Содержит от 1 до 15 пластов-коллекторов, коэффициент расчлененности при этом составляет 4,8. Часто пласты сливаются между собой, образуя единый мощный резервуар. Общая толщина горизонта изменяется от 3,3 до 89,6 м, составляя в среднем 40,2 м. Уменьшение толщины горизонта наблюдается в восточном направлении, там, где горизонт выклинивается под поверхность предмелового размыва. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,2 до 59,9 м, составляя в среднем 18,2 м. Газонасыщенная толщина варьирует от 0,6 м до 13, 4 м и в среднем равна 4,1 м. Блок II. Продуктивность горизонта установлена опробованием в скважине Г146, где до глубины -535,6 м был получен приток безводной нефти дебитом 9 м3/сут при компрессировании и подтвержден получением нефти в скважине 11 до глубины -530,3 м. Положение ВНК по блоку принимается по подошве опробованного в скважинах Г146 и 249 пласта на отметке -534 м (табл. 4). Залежь пластовая, тектонически экранированная с трех сторон, имеет размеры 1,0*2,1 км, высота равна 45 м. Площадь нефтеносности составляет 1530 тыс.м2. 34 Рис 4.6 Геолого-литологический профиль 3, 2 блок Блок III. Продуктивность установлена получением нефти в скважине Г124 и положительной по ГИС характеристикой в скважинах 23, К-24 и К-75. При испытании скважины 23 получен приток воды, связанный с тем, что интервал перфорации располагается ниже продуктивного интервала и вскрыл водонасыщенную часть разреза. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 545 м по подошве давшего нефть пласта в скважине Г124. Залежь по типу резервуара пластовая, тектонически экранированная с севера, востока и юга. Размеры залежи составляют 2,9*3,6 км, высота составляет 35 м. Площадь нефтеносности равна 8529 тыс.м2. Табл. 4 Таблица обоснования ГНК, ВНК по пласту Ю1 II -535,6 -535,6 11 -529,7 -534 Г148 III ГНК, ВНК,м положение Принятое ВНК=-534 -552,2 249 -536 Г124 -543,8 23 воды, м отметка Г146 Верхняя нефти, м отметка Нижняя нефти, м отметка Верхняя газа, м отметка Нижняя воды, м отметка По данным ГИС Верхняя нефти, м отметка Нижняя нефти, м отметка Верхняя газа, м отметка Нижняя Скважина структуре (участок) Положение на Блок По данным опробования -545,8 -549,5 Г120 -546,8 ВНК=-545 -534,9 -549,7 300 -545 301 -545 35 305 IVа IV IVб -545 406 -524 ВНК=-524 Г179 -533,6 420 -535 24 -535 Г123 -513,2 -532,9 Г173 Vа V -523,3 550 -509 Г130 -497,6 -499,4 -513,6 Г181 -496,8 -496,8 -507,0 -489,1 -502,9 -499,6 -500,9 522 Г213 Vб -485 555 -505 Г147 -507,4 Vв 599 -498 Vг 541 -498 VIа -507,4 ВНК=-498 -487,4 -475,3 -487,5 -503,7 Г214 -483,8 -483,8 -494,3 629-3 -483 Г215 -487,9 -488,0 -493,3 Г156 -490,6 -490,6 -503,4 26-2 -483 Г125 ВНК=509 ВНК=505 Г131 Г140 VI ВНК=-535 -513,2 ВНК=-498 ГНК=-436 ВНК= -481,3 -481,3 -481,3 -490,6 -435,7 -435,7 -435,7 641 -435,7 -474,3 -428,1 26-3 -483 630-3 -483 VIб 14 -486,7* -489,0 -490,4 ВНК=-489 VIв 17 -481,1* -481,8 -489 ВНК=-489 51-2 -485 42 -485 1042 -485 1056 -485 49 -481 VIг VIд ВНК=-485 ВНК=-481 36 VIе VIIa VII VIIб IX IXа IXб Xа Xб X Xв Xг Xд Xе Xж XIV XIV 47-1 -481 57-4 -484 62 -484 717-3 -519 Г161 -477 -518,0 Г209 -508,8 -514,8 713 -522 756 -522 801 -522 15 -488 -489,8 Г170 -475,2 -487,2 19 -476,2 -487,4 908-1 -498 -497 1038 -490 Г166 -474,9 108 -481 -482,5 ВНК=-484 ВНК=-519 ВНК=-522 -503,8 ВНК=-488 -487,4 ВНК=-498 -488.5 -476,3 -487,9 -482 -482 ВНК=-490 1065 -490 -488 10457 -490 -488 1002-3 -484 1016 -487 1016-3 -487 39-2 -487 915 -480 -479 106 -480 -479 100К -477 101-3 -477 1005-3 -492 1006 -492 ВНК=-492 1006-3 -496 ВНК=-496 396 -539 22 -539 397 -539 22 -535* ВНК=-484 ВНК=-487 ВНК=-480 ВНК=-477 ВНК=-539 -539,2 -539,2 Г118 -549,8 К144 -538,7 37 Блок IV. По юрским отложениям блок делится на две части тектоническим нарушением, проведенным на основании того, что в скважине Г173 кровля водонасыщенных коллекторов расположена на 10 м выше подошвы продуктивного и давшего приток нефти пласта в скважине Г179. В южной части (IVa) располагаются скважины Г179, 24 и К-76. Продуктивность доказана получением в скважине Г179 притока нефти дебитом 18 м3/сут при компрессировании. В скважине 24 при опробовании верхней части продуктивного по ГИС интервала до отметки -515,8 м получен приток нефти с водой. Положение ВНК для данной скважины отбивается на отметке -536,9 м. Водонефтяной контакт для блока принимается по подошве давшего нефть пласта в скважине 24 на отметке -536,9 м. Залежь пластовая, тектонически экранирована с двух сторон, имеет размеры 1,1*3,5 км и высоту 28 м. Площадь нефтеносности составляет 2415 тыс.м2. В северной части блока (IVб) находятся скважины Г173, Г123 и 406. В скважине Г123 при опробовании в открытом забое до глубины -535, 2 м получен приток нефти дебитом 48 м3/сут при компрессировании. Подошва продуктивного пласта находится на отметке -513,2 м. В скважине 406 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного коллектора отбивается на отметке -523,7 м, а кровля водонасыщенного – на отметке -533,7 м. В скважине Г173 кровля пласта, имеющего отрицательную элекрокаротажную характеристику, начинается с отметки -523,3 м. ВНК принят на отметке -523 м. Залежь пластовая, тектонически экранирована с востока и севера. Размеры её составляют 0,5*4,5 км, высота равна 15 м. Площадь нефтеносности равна 2370 тыс.м2. Блок V –состоит из четырех подблоков – Vа, Vб, Vв, Vг. Продуктивность горизонта доказана опробованием скважин Г130, Г181, Г213, 550. В Vа блоке наиболее низкая отметка получения безводной нефти зафиксирована в скважине Г130 и равна -497,6 м. Самая высокая отметка кровли водонасыщенного по ГИС коллектора отмечена в скважине Г213 и равна -500,9 м. ВНК для Vа блока принят на отметке - -500,9 м. В Vб блоке в скважине 550 при испытании интервала перфорации 481,5-485,5 м (-501,6505,6 м) получен приток нефти с водой, а в скважине Г147 при испытании пласта, кровля которого начинается с отметки -507,4 м, получен фонтанный приток воды. Таким образом, положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -507,1 м. В Vв блоке в скважине 599 получен приток нефти с водой в интервале 480,3, положения уровня водонефтяного контакта данному блоку принимается на отметке – 505м. 38 В Vг блоке в скважине 541 при испытании интервала перфорации 463-467м получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается по абсолютной отметке – 498м. Залежь является пластовой, ограниченной тектоническими нарушениями с северо-запада, востока и юга. Размеры её составляют 3,0*5,2 км, высота достигает 35 м. Площадь нефтеносности равна 7670 тыс.м2. Рис 4.7 Геолого-литологический профиль 4б, 5а блок 4б - Блок 5а - Блок 405 405-3 409-3 420 443 24 K111 G147 Subsea Depth -430 -21 -19 -20 -19 -20 -20 -23 -23 -440 420 420 420 420 420 420 420 420 430 430 430 430 430 430 430 440 440 450 450 460 460 470 470 480 480 490 490 500 500 510 510 520 520 530 530 -450 430 -460 440 -470 450 -480 460 -490 470 -500 480 -510 490 -520 500 -530 510 -540 520 -550 -560 530 540 440 440 440 450 450 450 460 Knc 460 460 440 440 450 450 460 470 470 470 470 480 480 480 480 480 490 490 490 490 490 500 510 520 530 540 500 510 520 530 540 492-498м 501-502,5м 504-504м Qж=31м3/сут Qн=26,3м3/сут 500 500 510 ВНК=-535м 520 530 540 510 520 520 540 -450 -460 -470 -480 -490 -500 485-490м 492,5-495,5м Qж=36м3/сут Qн=29,9м3/сут -510 -520 500 510 530 -440 Knc 460 470 Subsea Depth -430 ВНК=-535м -530 -540 -550 530 -560 540 540 545 -570 -580 550 550 550 550 540 -570 550 550 -580 560 560 -590 570 -600 580 -610 590 -590 570 -600 580 -610 590 -620 600 -630 610 -640 620 -620 600 -630 610 -640 620 -650 -650 674 PETRA 6/7/2013 1:31:45 AM (profile _4б5а_28.CSP) 708 39 5в - Блок Subsea Depth -440 5г - Блок 555 539 523 K86 -20 -21 -20 -25 430 430 430 Subsea Depth -440 420 -450 -450 Knc -460 440 Knc 430 -460 440 440 440 -470 450 -470 450 450 450 -480 -490 460 470 468-469м 475-478м 470 -480 460 460 462-466,5м 467,5-471,5м Qн=5,6м3/сут Qж=9м3/сут 460 -490 470 470 -500 480 480 -510 490 -500 480 ВНК=-505м 480 490 -510 490 490 -520 -530 500 510 -520 500 497 500 -530 510 510 -540 520 520 -550 530 530 -560 540 540 -570 -540 520 -550 -560 -570 548 -580 550 PETRA 6/7/2013 4:32:31 AM (profile 5вг_28.CSP) Рис 4.7а Геолого-литологический профиль 5в, 5г блок -580 40 5б - Блок 5а - Блок Subsea Depth -430 -440 5г - Блок 6в - Блок 550 555 539 541 G156 -20 -20 -21 -20 -25 420 420 420 420 Knc -450 430 430 430 430 -460 440 440 440 440 -470 450 450 450 450 Knc Knc Subsea Depth -430 -440 420 -450 430 -460 440 -470 450 -480 460 460 460 -490 470 470 470 -500 480 468-469м 475-478м 481.5-485.5м Qж=7м3/сут Qн=5,7м3/сут 460 462-466,5м 467,5-471,5м Qж=9м3/сут Qн=5,3м3/сут ВНК=-498м 480 ВНК=-509м ВНК=-505м 459-461,5м 463-467м Qж=5м3/сут Qн=0,3м3/сут 460 ВНК=-498м 470 -490 480 480 490 490 -500 480 ВНК=-509м ВНК=-509м -480 470 -510 490 490 -520 500 500 -510 490 -530 510 510 -540 520 520 -550 530 530 -560 540 540 -520 497 499 500 -530 510 -540 520 -550 530 -560 540 -570 -580 -570 550 548 550 -580 560 -590 -590 570 -600 -600 580 -610 -610 590 -620 -620 600 -630 -630 610 -640 -640 620 -650 -650 650 PETRA 6/7/2013 4:45:55 AM (profile _5а5б5г6в_28.CSP) Рис 4.7б Геолого-литологический профиль 5а, 5б, 5г, 6в блок Блок VI. Является наиболее крупным по размерам на месторождении. Продуктивность его доказана опробованием скважин Г131, Г156, Г214, Г215, давших безводные притоки нефти. Состоит из шести подблоков – VIа, VIб, VIв, VIг, VIд,VIе. Наиболее низкая отметка получения нефти зафиксирована в скважине Г156 и равна -490,6 м, а в скважине Г140 с абсолютной отметки -481,3 м получен приток пластовой воды. Материалы промыслово-геофизических исследований и данные, полученные в процессе испытания горизонта при его разработке, подтверждают колебание уровня ВНК по этому блоку в пределах от -481 м до 491 м (табл. 4). При опробовании скважины Г125 получен приток газа с нефтью дебитом 24 тыс м3/сут из интервала 406 – 416 м с абсолютных отметок -428.8 м – 438.8 м, свидетельствующий о наличии газовой шапки в районе данной скважины. Газовую шапку вскрыло 35 эксплуатационных скважин. В скважине 10 газонефтяной контакт по данным ГИС пласта фиксируется на отметке -436,1 м, в скважинах 12, 8 подошва 41 газонасыщенных по ГИС коллекторов находится на отметках -433,8 м, - 435,1 м соответственно, а кровля нефтенасыщенных пластов в этих скважинах начинается с отметок -437,4 и -437,3 м. Положение уровня ГНК принято на отметке -436 м (табл. 4). Газовые шапки располагается в районе скважин 629-3, 26-3, 630-3 выделяемых на основании интерпретации материалов ГИС. Подошва газонасыщенных по данным ГИС пластов фиксируется на отметках -423м (скв. 629-3), -424 м (скв.26-3, 630-3) В скважинах 641, 652 кровля нефтенасыщенных пластов начинается на абсолютных отметках -435 м, в скважине Г125 – -435 м (табл. 4). Положение ГНК предложено принять на отметке -428 м. В VIа блоке получены притоки нефти с водой в скважинах 629-3, 26-2, 26-3, 630-3. Скважина 629-3 при испытании интервала перфорации 425,5-435,5м, 26-2 при интервале перфорации 427,4- 434м и 630-3 при интервале перфорации 431-437,5м, а также 26-3 при интервале перфорации 428—436,5м получены притоки нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается по абсолютной отметке – 483м. В VIб блоке в скважине 14 при испытании интервала перфорации 462-465,5 м получен приток нефти с водой. Таким образом, положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -489 м. В VIв блоке в скважине 17 при испытании интервала перфорации 457,5-460,5 м получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -489м В VIг блоке в скважинах 51-2, 42, 1042, 1056 получены притоки нефти с водой. Скважина 51-2 при испытании интервала перфорации 434-440 м, скважина 42 интервал перфорации 442,5447,5м, скважина 1042 интервал перфорации 443-451м, а также скважина 1056 при интервале перфорации 438 -443м получены притоки нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -485м. В VIд блоке в скважине 47-1 при испытании интервала перфорации 420-426 м, а также в скважине 49 при интервале перфорации 426-429м был получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -481м. В VIе блоке в скважине 62 при испытании интервала перфорации 443,5-447,5 м, а также в скважине 57-4 при интервале перфорации 432,5-441м был получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -484м 42 Залежь, приуроченная к VI блоку, газонефтяная, пластовая, сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная. Размеры нефтяной части составляют 3,8*8,5 км, высота достигает 70 м. Размеры газовой шапки, расположенной в районе скважины 10, равны 1,6*2,0 км, высота равна 14 м. Площадь нефтеносности составляет 27806 тыс.м2, а площадь газоносности – 3244 тыс м2. 6в - Блок Subsea Depth -440 6а - Блок 6б - Блок G156 G215 17 6236 G214 -25 -25 -22 -22 -25 Knc -450 14 Subsea Depth -440 -21 Knc 430 (-454.8) 430 (-454.9) 440 (-464.8) 440 (-464.9) 430 (-451.6) -460 440 (-461.6) -470 450 (-474.8) 450 (-474.9) 460 (-484.8) 460 (-484.9) -480 ВНК=-489м -490 470 (-494.8) 470 (-494.9) 480 (-504.8) 480 (-504.9) 490 (-514.8) 490 (-514.9) -500 -510 -520 500 (-524.8) 500 (-524.9) 510 (-534.8) 510 (-534.9) -530 -540 520 (-544.8) 518 -550 530 (-554.8) -560 540 (-564.8) -570 430 (-451.6) 429.5-431м 433-434м 446-448,5м 457,5-460,5 Qн=9.8м3/сут Qж=12м3/сут 450 (-471.6) 450 (-471.6) 460 (-481.6) 460 (-481.6) ВНК=-489м -580 442-448м 453-460м 456-458м 440 (-464.9) 445-447,5м 454,5-468,5м 460-461м Qн=4.8м3/сут Qж=21м3/сут -480 470 (-491.18) -490 480 (-501.18) -500 490 (-511.18) -510 ВНК=-489м 480 (-501.6) 480 (-501.6) 490 (-511.6) 490 (-511.6) 500 (-521.6) 500 (-521.6) 500 (-521.18) -520 510 (-531.6) 510 (-531.6) 510 (-531.18) -530 520 (-541.6) 520 (-541.6) 520 (-541.18) -540 530 (-551.6) 530 (-551.6) 530 (-551.18) -550 540 (-561.6) 540 (-561.6) 540 (-561.18) -560 550 (-571.18) -570 560 (-581.18) -580 570 (-591.18) -590 580 (-601.18) -600 590 (-611.18) -610 600 (-621.18) -620 610 (-631.18) -630 620 (-641.18) -640 470 (-494.9) 477 541 -590 566 570 (-594.8) -470 460 (-481.18) 470 (-491.6) 560 (-581.6) 560 (-584.8) -460 450 (-471.18) Qж=12.4м3/сут 450 (-474.9) 460 (-484.9) -450 430-432,5м 447-449,5м 440 450,5-452м 462-465,5м (-461.18) Qн=7м3/сут 470 (-491.6) 550 (-571.6) 550 (-574.8) 430 (-451.18) 430 (-454.9) 440 (-461.6) -600 580 (-604.8) -610 590 (-614.8) -620 600 (-624.8) -630 610 (-634.8) -640 620 (-644.8) -650 -650 650 657 PETRA 6/7/2013 2:24:10 AM (profile _6V6B_28.CSP) Рис 4.8 Геолого-литологический профиль 6в, 6а, 6б блок 6а - Блок 629-3 Subsea Depth -420 -21 26-2 26-3 -21 -21 6г - Блок 630-3 43-3 632-3 -21 -21 -21 55-3 51-2 -20 -21 42 1042 1043 1056 -21 -20 -21 -21 Knc -430 410 (-431.2) 410 410 (-430.7) (-431.3) 409,5-417м -440 420 (-441.2) 418-426м 427-434м 451,5-452,5 420 Qн=2,3м3/сут Qж=25м3/сут (-441.3) -450 430 (-451.2) 430 430 (-451.3) (-450.7) -460 440 (-461.2) 440 440 (-461.3) (-460.7) -470 450 450 450 415-423.5м (-471.2) 425,5-435,5м (-471.3) (-470.7) 410 (-430.9) 410 (-431.1) 420 (-440.7) 420 (-441.1) 430 (-451.1) 414-419,5м 420,5-426,5м 428,5-436м Qн=17,6м3/сут Qж=31м3/сут 414-420м 421-430м 431-437,5м 440-448,5м Qн=12,4м3/сут Qж=19м3/сут 420 (-440.9) 430 (-450.9) 406-411,5м 412,5-418,5м 430-432м 433-434м 444,5-451м Qн=4,7м3/сут Qж=6м3/сут 410 (-430.9) 420 (-440.9) 430 (-450.9) 440 (-461.1) 440 (-460.9) 440 (-460.9) 450 (-471.1) 450 (-470.9) 450 (-470.9) (-481.2) 460 460 (-481.3) (-480.7) 460 (-481.1) 460 (-480.9) 460 (-480.9) 470 (-491.2) 470 470 (-491.3) (-490.7) 470 (-491.1) 470 (-490.9) 470 (-490.9) 480 (-501.2) 480 (-500.7) 480 (-500.9) 480 (-500.9) 404,5-414м 435,5-439м Qн=26,2м3/сут Qж=42м3/сут Knc 410 (-429.6) 410 (-430.7) 410 (-430.58) 410 (-430.1) 410 (-430.7) 420 (-439.6) 420 (-440.7) 420 (-440.58) 420 (-440.1) 420 (-440.7) 430 (-450.7) 430 (-450.58) 440 (-460.7) 440 (-460.58) 440 (-460.1) 413.5-416.5м 419-425,5м (-450.7) 439-442м 443-451м Qж=45м3/сут 440 Qн=39м3/сут (-460.7) 409-416,5м 423,5-425,5м 430 435-444м Qн=7,7м3/сут (-449.6) Qж=21м3/сут 440 (-459.6) Subsea Depth -420 410-413м 416-423м 433-434,5м 435,3-441,5м 442,5-447,5м Qн=75м3/сут Qж=85м3/сут 430 (-450.1) 430 416-424м 428-431м 444,5-451м 452-456,5м Qн=77м3/сут Qж=85м3/сут 410 (-430.8) -430 420 (-440.8) -440 430 (-450.8) -450 440 (-460.8) 411-413.5м -460 450 (-469.6) 450 (-470.7) 450 (-470.58) 450 (-470.1) 450 (-470.7) 414,5-418м 428-432м 450 434-437м 438-443м (-470.8) Qн=29м3/сут Qж=35м3/сут -470 460 (-479.6) 460 (-480.7) 460 (-480.58) 460 (-480.1) 460 (-480.7) 460 (-480.8) -480 470 (-489.6) 470 (-490.7) 470 (-490.58) 470 (-490.1) 470 (-490.7) 470 (-490.8) -490 480 (-499.6) 480 (-500.7) 480 (-500.58) 480 (-500.1) 480 (-500.7) 480 (-500.8) -500 490 (-510.1) 490 (-510.7) 490 (-510.8) -510 500 (-520.8) -520 510 (-530.8) -530 -540 520 (-540.8) -540 -550 523 -550 Qн=7,4м3/сут Qж=18м3/сут -480ВНК=-483м 460 -490 -500 -510 474 484 -520 -530 -560 PETRA 6/7/2013 2:57:42 AM (profile _6а6г_28.CSP) 484 479 ВНК=-483м 490 (-510.9) 494 485 487 409-412м 415,5-419,5м 420,5-423м 433-442м 434-440м Qн=7м3/сут Qж=26м3/сут 489 489 ВНК=-485м 500 (-520.1) 505 ВНК=-485м 491 ВНК=-485м ВНК=-485м -560 43 Рис 4.8а Геолого-литологический профиль 6а, 6г блок 6е - Блок Subsea Depth -420 -430 -440 63 64 58 57-4 57-2 18 54-2 47-1 49 -22 -21 -21 -21 -21 -20 -20 -20 -19 -19 410 (-431.8) 410 (-431) 410 (-430.7) 410 (-430.6) 410 (-430.5) 410 (-430.2) 410 (-430.18) 410 (-430.1) 410 (-429) 410 (-429.1) -430 420 413-432м (-440.18) 420 (-440.1) 420 (-439) 420 (-439.1) -440 430 (-449) 411-418м 430 (-449.1) -450 430 (-451.8) -460 440 (-461.8) 423.5-429м 430-435м 436-437,5м 443,5-447,5м Qж=42м3/сут Qн=11,3м3/сут 450 (-471.8) -480ВНК= -484м 460 (-481.8) -490 470 (-491.8) -500 480 (-501.8) 420 (-440.7) 420 (-440.6) 420 (-440.5) 420 (-440.2) 430 (-451) 430 (-450.7) 433,5-437м 438-447м 450-454м 430 455,5-459,5м (-450.6)Qж=43м3/сут Qн=25м3/сут 413-415,5м 416,5-425м 426-430,5м 432,5-441м Qж=19м3/сут Qн=14,6м3/сут 430 (-450.5) 430 (-450.2) (-450.18) 430 (-450.1) 440 (-461) 440 (-460.7) 440 (-460.6) 440 (-460.5) 440 (-460.2) 413,5-420м 440 (-460.18) 440 (-460.1) 450 (-470.5) 450 (-470.2) 450 (-470.18) 450 (-470.1) 460 (-480.5) 460 (-480.2) 460 (-480.18) 460 (-480.1) 470 (-490.2) 470 (-490.18) 480 (-500.2) 480 (-500.18) 483 490 (-510.18) 420 (-441) 420 (-441.8) -450 -470 6д - Блок 62 432-440м Qж=42м3/сут Qн=31,5м3/сут 433-441,5м 444-448,5м Qж=33м3/сут Qн=2,1м3/сут 450 (-471) 450 (-470.7) 450 (-470.6) 460 (-481) 460 (-480.7) 460 (-480.6) 470 (-491) 470 (-490.7) 470 (-490.6) 470 (-490.5) 480 (-500.7) 480 (-500.6) 480 (-500.5) 480 -510 487 ВНК= -484м 485 490 (-510.6) 487 422-427,5м 433,5-438м 440,5-444м Qж=37м3/сут Qн=12,2м3/сут 433-435м 438-448м 440-444м Qж=42м3/сут 430 Qн=11,3м3/сут 412-417м 420-425м 430-435м 436,5-439,5м Qж=51м3/сут Qн=12,2м3/сут 420-426м Qж=14м3/сут Qн=11,4м3/сут 440 (-459) 450 (-469) 440 418-424м (-459.1) 426-429м 430-434м Qж=34м3/сут 450 Qн=28м3/сут (-469.1) Subsea Depth -420 -460 -470 460 (-479) 460 (-479.1) -480 470 (-490.1) 470 (-489) 470 (-489.1) -490 480 (-500.1) 480 (-499) 480 (-499.1) -500 490 (-509.1) -510 ВНК= -481м 482 487 500 (-520.6) 500 (-520.18) 500 (-519.1) -520 -530 510 (-530.6) 510 (-530.18) 510 (-529.1) -530 -540 520 (-540.6) 520 (-540.18) 520 (-539.1) -540 -550 530 (-550.6) 530 (-550.18) 530 (-549.1) -550 -560 540 (-560.6) 540 (-560.18) 540 (-559.1) -560 -520 550 (-570.18) -570 -580 550 560 (-580.18) -570 550 -580 -590 570 (-590.18) -590 -600 575 -600 -610 -610 PETRA 6/7/2013 3:17:27 AM (profile _6е6д_28.CSP) Рис 4.8б Геолого-литологический профиль 6е, 6д блок Блок VII. Наличие нефтяной залежи в блоке доказано опробованием скважин Г161 и Г209. Залежь находится в промышленной разработке. Наиболее низкая отметка получения безводной нефти зафиксирована в скважине Г209 и равна -508,8 м. Блок VII–состоит из четырех подблоков – VIIа, VIIб. В VIIа блоке в скважине 717-3 при испытании интервала перфорации 480-488,5 м получен приток нефти с водой. Таким образом, положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -519 м. В VIIб блоке в скважине 756 получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут в интервале 454,5457,5 м. Получение нефти с водой в скважинах 713 и 801. (табл. 4). Положение ВНК принято по подошве давшего нефть пласта в скважине 713, 756, 801 на отметке -522 м. Залежь по типу резервуара пластовая, тектонически экранирована со всех сторон. Размеры её составляют 1,25*4,5 км, а высота равна 82 м. Площадь нефтеносности при этом составляет 4518 44 тыс.м2. 7а-Блок Subsea Depth -420 7б-Блок 724 717-3 711 712 713 756 801 -21 -21 -21 -22 -22 -21 -21 410 410 410 410 410 410 -430 420 420 420 420 420 420 -440 430 430 430 430 430 430 -450 440 440 440 423-424,5м 426-430м 431-437м 450 457-463,5м 464,5-472,5м 473,5-478м 440 440 440 -460 450 450 450 -470 460 460 460 460 460 -480 470 470 470 480 480 490 490 -430 410 -440 420 -450 430 -460 440 -470 450 -480 460 -490 470 -500 480 -510 490 Subsea Depth -420 Knc Knc 420.5-424м 425-426м 432,5-435,5м 438,5-445,5м 462,5-468м Qж=22м3/сут Qн=15,8м3/сут 426,5-429м 431,5-434м 450 435-446,5м 460-470,5м 473,5-479м 480-488,5м 460 Qж=34м3/сут Qн=17,9м3/сут 470 480 490 450 427-429м 430-440м 480441-446м 441-446м 462-466,5м 468-474м 475,5-480,5м 490 Qж=64м3/сут Qн=55,3м3/сут 422-423м 428,5-432,5м 434-436,5м 438-440,5м 441,5-447м 453,5-456м 490,5-493м 470 ВНК=-522м -490 435-438м 439-443м 449-450,5м 451,5-453,5м 490 454,5-457,5м Qж=12м3/сут Qн=3,2м3/сут 480 -500 490 -510 500 500 480 ВНК=-519м 425,5-433м 470 441-445м Qж=20м3/сут Qн=2м3/сут -520 500 500 500 500 500 -530 510 510 510 510 510 510 510 -530 516 520 520 520 520 520 520 -540 -550 530 530 530 530 530 523 -560 540 540 -540 -570 536 540 539 553 550 -590 -520 -550 -560 -570 550 -580 ВНК=-522м 549 -580 -590 PETRA 6/7/2013 1:12:38 AM (profile 7Aб_28.CSP) Рис 4.9 Геолого-литологический профиль 7а, 7б блок Блок IX. Продуктивность установлена опробованием скважины Г170, давшей приток безводной нефти до глубины -475,2 м, при этом подошва нефтенасыщенного коллектора находится на 12 м ниже, на глубине -487,2 м. В скважине 15 подошва продуктивного пласта фиксируется на глубине -489,8 м, а при испытании получен приток нефти с водой до глубины -478,0 м. В скважине 19 приток нефти получен до отметки -476,2 м, а подошва продуктивного по ГИС пласта находится на глубине -487,4 м. Блок IX – состоит из подблоков IXа, IXб. В IXа блоке в скважине 15 при испытании интервала перфорации 462,5-465 м получен приток нефти с водой. Положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -488 м. 45 В IXб блоке в скважине 908-1 при испытании интервала перфорации 459,5-460,5 м получен приток нефти с водой, получен приток нефти дебитом 5,5 м3/сут. Таким образом, положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -498 м Залежь пластовая, тектонически экранирована со всех сторон. Размеры залежи составляют 1,5 *1,7 км, высота равна 53 м. Площадь нефтеносности при этом составляет 2328 тыс.м2. Рис 4.9а Геолого-литологический профиль 9а, 9б блок Блок X. Наличие нефтяной залежи установлено еще на разведочном этапе получением в скважине Г166 притока нефти дебитом 2,0 м3/сут при компрессировании до глубины -474,9 м. При эксплуатационном разбуривании промышленная значимость залежи подтвердилась, притоки нефти получены до отметки -477,5 м (скв. 1002). Блок X – состоит из семи подблоков Ха, Хб, Хв, Хг, Хд, Хе, Хж. В Ха блоке по данным ГИС водонефтяной контакт прослежен в скважине 1038, 1065, 10457. Положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке – 490м. Хб блоке в скважине 1002-3 при испытании интервала перфорации 446-451 м получен приток нефти с водой. Положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается 46 на отметке -484 м. Положение ВНК носит наклонный характер и меняется от -482 м на западе блока (район скважины 108) до -492 м – на востоке (скважина 1006) . В Хв блоке в скважинах был получен приток нефти 1016, 1016-3, 39-2. По данным ГИС водонефтяной контакт прослежен в скважине 1016 на отметках -452,0 м и -487,0 м соответственно. Самая низкая отметка нефтенасыщенных пластов отбивается в северо-восточной части блока, на отметке -491,9 м (скважин 1006). Положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -487 м. В Хг блоке в скважине 915 при испытании интервала перфорации 443-448,5 м, а также в скважине 106 при интервале перфорации 445-453м был получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -480м. В Хд блоке по данным ГИС водонефтяной контакт прослежен в скважинеах 100К, 101-3. В скважине 100К при испытании интервала перфорации 436-445,5 м, а также в скважине 101-3 был получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -477м. В Хе блоке в скважине 1005-3 при испытании интервала перфорации 454-462 м, а также в скважине 1006 был получен приток нефти с водой, что и подтверждает положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку -492м. В Хж блоке в скважине 1006-3 при испытании интервала перфорации 455-460 м получен приток нефти с водой. Положение уровня водонефтяного контакта по данному блоку принимается на отметке -496м. Залежь находится в промышленной разработке. .Залежь пластовая, тектонически экранирована с запада и стратиграфически – с востока. Размеры составляют 2*2,1 км, высота достигает 62 м. Площадь нефтеносности при этом равна 2348 тыс.м2. 47 10в - Блок 1016 Subsea Depth -440 -21 1016-3 39-2 -23 10а - Блок 20 1038 1065 10457 -21 -21 -21 -22 430 430 430 430 430 440 440 440 440 440 450 450 450 450 -22 Knc -450 -460 -470 -480 ВНК=-487м -490 -500 -510 430 424.5-426м 429-431,5м 442-450м Qн=85м3/сут Qж=90м3/сут 440 450 460 470 480 430 440 430-435м Qн=12,6м3/сут Qж=18м3/сут 450 450 460 460 434-440м 441-444,5м Qн=13,6м3/сут Qж=19м3/сут Knc 460 410-420м 430-443м 449-457,5 Qн=54,5м3/сут Qж=60м3/сут 439,5-447м Qн=21м3/сут Qж=38м3/сут 460 460 ВНК=-490м 446-451,5м 452,5-458м Qн=58м3/сут Qж=65м3/сут 470 470 470 470 470 480 480 480 480 480 480 490 490 490 490 490 487 -520 460 470 490 500 498 -530 Subsea Depth -440 498 496 -450 -460 -470 -480 451-459м Qн=28,7м3/сут Qж=35м3/сут 492 499 505 -540 -490 -500 -510 -520 -530 -540 PETRA 6/7/2013 12:47:15 AM (profile 10ва_28.CSP) Рис 4.9б Геолого-литологический профиль 10в, 10а блок Рис 4.9в Геолого-литологический профиль 10г, 10б, 10в, 10а блок 48 Рис 4.9г Геолого-литологический профиль 10д, 10б, 10е, 10ж блок Блок XIV. Наличие нефтяной залежи установлено в процессе испытания скважины 22, где до глубины -535 м был получен приток нефти с водой. Подошва продуктивного пласта в этой скважине находится на абсолютной отметке -539,2 м, а кровля водонасыщенного по ГИС пласта в скважине К144 начинается с отметки -538,9 м. ВНК по залежи принимается на -539 м (табл. 4). Залежь пластовая, тектонически экранирована с севера и востока. Размеры составляют 0,7*4,7 км, высота 15 м. Площадь нефтеносности при этом равна 953 тыс.м2. Ю2 горизонт. Литологический представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Горизонт имеет неповсеместное распространение. Вскрыт и освещен каротажом в 281 cкважине. В районе скважин 1073 (VI блок) и 10101 (X блок) и на юго-восток от этих скважин юрские отложения размыты и здесь нижнемеловые отложения залегают непосредственно на породах фундамента. Коэффициент распространения горизонта равен 0,98. 49 4а - Блок 14 - Блок Subsea Depth -430 6б - Блок 5б - Блок 396 22 397 406 599 -21 -21 -22 -21 -21 G131 -25 Subsea Depth -430 410 -440 420 420 420 420 420 -450 430 430 430 430 430 -460 440 440 440 440 -440 420 -470 450 450 Knc -450 430 -460 440 Knc 440 450 450 -470 450 450 -480 460 460 460 460 -480 460 460 -490 470 470 470 470 -490 470 470 -500 480 480 480 480 -500 480 ВНК=-505м 480 -510 490 -520 500 -530 ВНК=-539м 510 -540 520 520 -550 530 530 -560 540 540 490 490 490 500 500 -510 490 490 500 ГНК=523,7м ВНК=-524м ВНК=-524м -520 500 500 510 505-514м Qн=59м3/сут Qж=100м3/сут 510 510 520 520 520 530 530 530 540 540 540 510 -530 510 ВНК=-539м -540 520 -550 530 -560 540 -570 -580 550 550 560 -570 550 550 550 550 550 -580 560 -590 570 -600 580 -610 590 -620 600 -630 610 -640 620 -590 570 -600 580 -610 590 -620 600 -630 610 -640 615 -650 -650 695 PETRA 6/7/2013 4:18:02 AM (profile _14,4a,5b,6b_28.CSP) Рис 4.9г Геолого-литологический профиль 14, 4а, 5б, 6б блок Состоит из нескольких пропластков, число которых меняется от 1 до 10. Коэффициент расчлененности пласта равен 2,9. Другой показатель неоднородности пласта – коэффициент песчанистости, равен 0,44. Общая толщина горизонта изменяется от 24,9 до 101 м и в среднем равна 49,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 14,3 м при изменениях от 1,2 до 44,4 м. Нефтеносность горизонта установлена в блоках VI, X и XI. Блок VI. В пределах блока, по данным бурения, выделены два купола (западный и восточный), разделенные между собой небольшим прогибом. К каждому из них приурочены залежи нефти. К западному куполу приурочена нефтяная залежь, которая установлена эксплуатационными скважинами 658 и 674. В скважине 658 при опробовании верхней части разреза из интервала -471,1 -474,4 м получен приток нефти дебитом 8,7 м3/сут. По данным ГИС нефтенасыщенные пласты выделены до глубины -480,1 м. В скважине 674 из интервала -468,5 – 472,5 м получен приток 50 нефти с водой дебитами Qн – 11 м3/сут и Qв – 11,7 м3/сут. Получение пластовой воды связано с некачественным цементажом. Скважины 672 и 673 осваивались совместно с Ю1 горизонтом. В скважине 673 ВНК, по данным ГИС, отбивается на абсолютной отметке -478,8 м, в скважине 674 нижняя отметка нефтенасыщенных пластов выделена на абсолютной отметке -482,2 м, таким образом в 6 блоке Ю1 и Ю2 подтверждается единым ВНК, что нам дает право считать единым эксплуатационным объектом. Верхняя отметка водонасыщенных, по ГИС, пластов отбивается на отметках -480,6 м (скв.41), -483,0 м (скв. 6) и -485,8 м (скв.31). Таким образом, ВНК в западной части колеблется от -478,8 м до -482,2 м. Залежь нефтяная, пластовая, сводовая, размеры залежи 1,5 х 1,3 км, высота – 20 м. Площадь нефтеносности при этом составляет 1342 тыс.м2. В пределах восточного купола нефтеносность установлена эксплуатационными скважинами. Дебиты нефти изменяются от 10 до 78 м3/сут. Приток нефти с водой из горизонта Ю2 получен в скважине 26, испытанной совместно с Ю1 горизонтом. Из интервалов 415,0–435,0 м (-435,5–455,5) (Ю1), 461,0–466,0 м (-481,5–486,5) (Ю2), 470,0–476,0 м (-490,5-496,5) (Ю2) дебиты нефти и воды составили соответственно 109,0 м3/сут и 17,8 м3/сут. По ГИС нефтенасыщенные пласты отбиваются до глубины -480 м. Табл. 4.1 Таблица обоснования ВНК по пласту Ю2 По опробования Положение на Скважина По данным ГИС Верхняя Нижняя Верхняя положение отметка отметка отметка отметка ВНК ,м нефти, м воды, м нефти, м воды, м 673 -478,8 -478,8 696 -477,7 6 475.9 Блок Западный 658 -471,1 купол 41 -406,4 -474,1 -478,8 -480,6 659 -480,9 674 -482,2 26 -483,0 -480,1 31 Восточный Принятое Нижняя структуре VI данным -482,2 -480,9 -485,8 -496,5* -480,0 -480-487,4 51 купол X 677 -482,0 50 -480,8 6112 -476,1 6105 -480,1 -480,1 49 -480,9 -480,9 53 -485,6 -485,6 55 -487,4 -487,4 644 -487,3 -487,3 1015 -481,5 1026 -484,3 1050 -486,3 1011 -492,9 -492,9 -492,9 Г172 -480,9 -491,9 -491,9 Г186 -490,5 К10* XI -480,0 -483,3 -489,0 -491,2 -498,1 -481-492,9 -492,1 Г187 -479,0 10268 -485,5 К136 -510,3 -491,7 -492 -496,8 -496,5* - получен приток нефти с водой В скважине 50, пробуренной в северной части блока, при совместном освоении с Ю1 горизонтом получен приток нефти до абсолютной отметки – 480,8 м дебитом 25,6 м3/сут. В скважине 49 ВНК по ГИС отбивается на абсолютной отметке -480,9 м. В южной части поднятия в скважине 6112 при освоении Ю2 горизонта получен приток нефти дебитом 10,6 м3/сут до абсолютных отметок -476,1 м. По ГИС ВНК отбивается на абсолютной отметке -480,1 м. Однако, в некоторых скважинах по результатам интерпретации ГИС уровень ВНК отбивается на отметках -487,3 м ( 644), -487,4 м ( 55), -485,4 м ( 53). Таким образом, ВНК для восточного купола колеблется в пределах -480– 487,4 м. Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная, размеры залежи составляют 4,1 х 2,1 км, высота залежи - порядка 50 м. Площадь нефтеносности равна 8522 тыс.м2. Блок X. В пределах блока продуктивность установлена разведочными скважинами Г172 и Г175. Полученные дебиты нефти равны соответственно 8,4 и 6,0 м3/сут. В эксплуатационных скважинах дебиты нефти изменяются от 1 до 99,7 м3/сут (скв. 1054). 52 В скважине 1015 приток нефти получен до отметки -481,5 м. Водонефтяной контакт по ГИС определен на отметке -483,5 м. В скважинах 1026 и 1050 притоки нефти получены до абсолютных отметок, соответственно, -484,3 м и -486,3 м. Водонасыщенные пласты по ГИС выделяются в этих скважинах, соответственно, с абсолютных отметок -491,2 м и 498,1 м. Самая низкая отметка получения нефти отмечена в скважине 1011 и равна -492,9 м. Скважина освоена совместно с Ю1 горизонтом и вскрыла водонефтяной контакт, выделенный по данным ГИС на абсолютной отметке -492,9 м. При освоении получен приток нефти с водой дебитами, соответственно, 8,5 и 15,2 м3/сут. Таким образом водонефтяной контакт соответствует с Ю1 и Ю2, в северной части блока контакт изменяется от -483,5 до -492,9 м. На юге блока водонефтяной контакт принят по скважине Г172, в которой приток нефти получен до абсолютной отметки -480,9 м, но по ГИС ВНК отбивается на отметке -491,9 м (табл. 4.1). Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 5,2 х 2,4 км, высота залежи – 55 м. Площадь нефтеносности равна 3173 тыс.м2. Блок XI. Залежь установлена разведочными скважинами Г186, Г187, где при опробовании были получены притоки нефти дебитами от 3,3 до 9,6 м3/сут при работе компрессором на 26мм штуцере. Водонефтяной контакт ранее в подсчете запасов 1985 г был принят на отметке -492 м по подошве продуктивного по ГИС пласта в скважине К10* и подтверждается данными опробования скважины Г186, в которой промышленный приток нефти получен до отметки минус 490,5 м. В пределах блока пробурена одна эксплуатационная скважина 10268, в которой получен незначительный приток нефти дебитом 0,4 м3/сут до абсолютной отметки – 485,5 м. Водонасыщенные пласты по ГИС выделяются с отметки -510,3 м. ВНК оставлен на прежней отметке -492 м. Залежь нефтяная, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 2,4 х 1,1 км, высота залежи – 19 м. Площадь нефтеносности равна 2230 тыс.м2. 53 Глава 5. Состав и свойства нефти и газа В диссертации представлены результаты исследований 15 глубинных проб из 15 скважин по среднеюрским Ю1, 12 глубинных проб, Г 125, Г149, Г141, Г170, Г210, 2, 708, 678, 106, CБ409-3, 401, 912,CБ1, 26; Ю2, 3 глубинных проб - 642, 1092, 687 (рис5). Нефть месторождения Северные Бузачи тяжелая, высоковязкая, слабо насыщена газом. Горизонт Ю1 по состоянию на 2012 г. представлен 14 пробами из 14 скважин, средние значения по которым составили: Рнас. – 1.99 МПа, газосодержание – 5,69 м3/т, объемный коэффициент -1,023, плотность пластовой нефти – 0,9181 г/см3, вязкость-338,9 мПа*с. Как видно из таблицы 5, все пробы и параметры, за исключением низкого значения плотности пластовой нефти по скв. Г125 (0,8960 г/см3), 401 (0,8970 г/см3) и заниженного значения объемного коэффициента по скв. 708 (1,008 д.ед.) и 678 (1,006 д.ед.), признаны представительными и привлечены к оценке средних по горизонту параметров пластовой нефти. Пластовая нефть, в продуктивных пластах, имеет значительный диапазон изменения параметров в пределах пласта давление насыщения от 0,95 до 3,4 МПа, газосодержание – от 1,34 до 10,82м3/т, объемный коэффициент от 1,006 до 1,049 доли ед., вязкость от 122 до 510 мПа*с. (табл. 5). 54 NB_ALIYA - Dissertation I Xж 0 0 21054 249 Xг IXa VIIб 0 II Xд Xе 0 106 708 Xв VIIa 0 IXб G1700 2 0 20 912 Xб 1049 0 VIд 0 VIе Xа 1 25 0 VIб III G149 G125 VIг 0 26 0 0 642 G210 XIV 648 10500 1092 Vб XII 110K 0 678 687 0 G141 10337 0 0 IVа 401 0 VIa Vа VIв 409-3 IVб 0 0 G122 Vв Vг 0 381 METERS PETRA 12/14/2012 4:30:39 PM Рис 5 Схема расположения глубинных проб 55 Таблица 5– Свойства пластовой нефти. Месторождение Северные Бузачи Газосодержание Пласт/Гор глубина изонт Рпл,, МПа Тпл оС 429 Ю1 5,51 31 404 Ю1 5,2 30 416 Ю1 4,97 34 Плот-ть Коэф-т нефти в Плот-ть дегаз, Вязкость Коэф-т сжимраствор-ти, Объм, пласт, услов, нефти при 20 нефти коэф,, ти *10-4 газа в нефти 0 доли ед, Усадка % г/см 3 С, г/см 3 1/Мпа м 3/м 3МПа 1,025 4,85 0,896 0,938 122 9 3,87 Рнас,, МПа 2,24 м 3/м 3 9,29 м 3/т 9,89 3,4 9,9 10,55 1,049 4,36 0,904 0,9379 270 2,91 5,92 5,18 6,42 5,58 1,040 1,020 3,85 1,99 0,911 0,9161 0,9421 0,9298 285 215 2,11 3,13 Скважина Г125 Интервал перфорации 434-442 Г149 409-422 Г141 421-437 Г170 417-425, 439-450 412 Ю1 5,13 34 2,79 1,69 Г210 420-446 415 Ю1 426.5-496.8 421 Ю1 33 29 1,75 3,26 4,82 10,82 5,17 11,58 1,025 1,025 2,47 2,5 0,9245 0,9186 0,9381 0,9343 336 252 11,46 СБ2 5,5 4,58 2,72 3,58 СБ708 429 - 432,5 438 - 439,5 440,5 - 448,5 481 - 482 486 - 487,5 415 Ю1 5,2 31 2,55 7,93 8,46 1,008 0,75 0,9362 0,9377 307 24,95 3,13 СБ678 420.5 - 424,5 426 - 428,5 429,5 - 433 409 Ю1 2,75 27,2 0,95 3,04 3,24 1,006 0,7 0,9331 0,9365 448 10,37 3,21 СБ106 425-430.5, 431.5-443, 445-453 492 - 498 501- 502,5 504 - 509 429 Ю1 4,15 23 1,24 3,56 3,68 1,011 1,6 0,9342 0,9507 510 25,67 2,82 495 Ю1 3,24 28 1,34 1,73 1,62 1,024 2,34 0,9175 0,939 445,3 13,45 1,21 495,5 - 498,5 504,5 - 510 414-418, 419-424, 425-432, 434-440 430 Ю1 1,34 1,23 1,020 1,93 0,897 0,946 430,4 54 1,29 Ю1 29 24 0,95 430 2,48 4,05 1,75 4,84 5,16 1,021 1,94 0,9297 0,9396 447 26,15 2,77 СБ1 Ю1 5,3 30,4 4,11 СБ26 Ю1 5,03 34 3,71 СБ409-3 СБ401 СБ912 266 1,031 0,9171 206 СБ642 422 - 429 437,5 - 441 442 - 448 425,5 Ю2 4,4 29 1,64 4,84 5,14 1,018 1,73 0,928 0,9315 417 9,75 2,96 СБ1092 423,5 - 425,5 431,5 - 441 Ю2 4,6 29,2 1,01 3,33 3,56 1,010 0,95 0,9298 0,9356 403 11,32 3,31 СБ687 430.5-435 436 429 Ю2 4,12 25 0,91 2,22 2,36 1,008 0,83 0,9296 0,9377 531 24,11 2,45 56 По горизонту Ю2 на состояние 01.07.07 г исследовано 8 проб пластовой нефти, из которых 5 признаны непредставительными, а 3 пробы привлечены к оценке средних по пласту параметров пластовой нефти, которые составили: давление насыщения - 1,64 МПа, газосодержание 5,14 м3/т, объемный коэффициент 1,018 (табл. 5). Причиной отбраковки результатов исследования глубинных проб из скважин 678, 1092 и 687 горизонтов Ю1 и Ю2 является то, что пластовое давление перед отбором проб не было восстановлено до начального. После анализа полученных свойств можно придти к заключению о схожести и однородности физико-химических свойств пластовых флюидов данных объектов разработки и в дальнейшем характеризовать их как один объект – среднеюрской залежи. Построены были графики зависимостей физико – химических свойств нефтей от характеристик пласта – коллектора по Ю1 и Ю2 (рис 5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 5.6). Рис 5.2 Зависимость газосодержания от давления 57 Зависимость температуры пласта и вязкость нефти по Ю 1 и Ю2 40 35 Температура пласта 0 С 30 J1 J2 25 20 15 10 5 0 0 100 200 300 400 вязкость нефти, мПас 500 600 Рис 5.3 Зависимость температуры пласта от вязкости нефти Рис 5.4 Зависимость объемного коэффициента от пластового давления 58 Рис 5.5 Зависимость коэффициента сжимаемости от плотности дегазированной нефти Рис 5.6 Зависимость вязкости нефти от коэффициента растворимости 5.1 Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения Трассерные исследования имеют огромное значение на тектонический экранированных залежах для изучения проводимости тектонических нарушений - т.е. оценки проницаемости разломов и определения гидродинамической связи между блоками. 59 На сегодняшний день на месторождении Северные Бузачи принята структурнотектоническая модель, утвержденная при пересчете запасов 2008 г. и по которой составлены проектные документы на промышленную разработку. Согласно этой брахиантиклинальную модели, складку структура Северные запад-северо-восточного Бузачи представляет простирания. В собой строении брахиантиклинали принимают участие осадочные отложения нижнемелового и среднеюрского возраста, граница между которыми характеризуется значительным перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием. Складчатое основание платформы сложено нижнетриасовыми породами, которые перекрываются разновозрастными отложениями: от нижнемеловых в сводовой части поднятия до среднеюрских на периклинальных участков. Район расположения структуры Северные Бузачи характеризуется высокой тектонической активностью, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений, разбивших структуру на 14 блоков. В 2010 г был завершен «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3Д по площади Северные Бузачи за 2009 г», выполненный ООО «Парадайм Тщательный анализ результатов трассерных исследований, проведенных на месторождении Северные Бузачи в рамках данной работы, может быть использован как один из критериев для определения наличия или отсутствия тектонического нарушения, либо его проводимости. Из 29 скважин, использованных для закачки реагентов (11, 21, 25, 27, 302, 33, 37, 40, 48, 4-Z, 50-4, 64, 628, 633, 657, 713, 717-3, 742, 749, 911, 935, 1028, 1045, 1055, 1077, 1091 А, 6112, 6156-3, 6157), 16 находятся в зонах развития тектонических нарушений. Скважина 11 расположена в тектоническом блоке II, отделяемом от блока VII тектоническим нарушением F6 как по меловому, так и по юрскому комплексу отложений (см. рис. 5.7). Закачка индикатора была проведена в юрские отложения (интервал перфорации 550.5-558.5м). 60 Рис. 5.6 - Месторождение Северные Бузачи. схема расположения тектонических нарушений: а) - по меловым отложениям; б) - по юрским отложениям (красные - по материалам ПЗ 2008 г, зеленые, синие- по материалам отчета PGD, 2010 г) 61 Рисунок 5.7 - Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 11 и добывающими скважинами исследуемого участка (сплошная линия наличие связи, прерывистая – отсутствие связи) Выход индикатора был зафиксирован в скважинах 736, 738-2 юрского горизонта. В скважинах 728, 728-1, 738-3 юрского горизонта и 249 мелового горизонта вынос трассера не обнаружен. На рисунке 5.8 показан литологический разрез по двум парам скважинам - 11 - 736, по которой выявлена гидродинамическая связь и 11 - 738-3 - где связи не обнаружено. Как видно из рисунка, внутреннее строение юрской продуктивной толщи довольно схоже. Пласты-коллекторы, выделяемые в скважине 11, находят свое продолжение за тектоническим нарушением и прослеживаются в скважинах 736, 738-3. Такая же ситуация наблюдается и по остальным скважинам. Сделать однозначный вывод о том, почему в трех скважинах из пяти исследованных не обнаружен выход трассер довольно затруднительно, однако то, что тектоническое нарушение между боками II и VII не является экранирующим, либо оно отсутствует, можно говорить с уверенностью. Скважина 21 расположена в тектоническом блоке X, вдали от тектонических нарушений, что подтверждается тем, что после закачки индикатора в юрские отложения была установлена гидродинамическая связь между нею и всеми окружающими добывающими скважинами. 62 Рисунок 5.8- Схематический геолого-литологический профиль между нагнетательной скважиной 11 и добывающими скважинами исследуемого участка: (а) - наличие связи, (б) отсутствие связи Скважины 25, 27 расположены в пределах VI тектонического блока, на расстоянии более 250 м от ближайших тектонических нарушений. По всем расположенным вблизи добывающим скважинам выявлена гидродинамическая связь по юрским горизонтам. Скважина 33 находится в X блоке, на значительном расстоянии от ограничивающих его нарушений. Однако по материалам новой сейсмики к северо- востоку от скважины 33 фиксируются два малоамплитудных тектонических нарушения, оперяющих региональный разлом F1, которые прослеживаются как в меловом, так и в юрском разрезе (см. рис. 5.6, 5.9). Закачка индикатора в скважину 33 была проведена в меловые и юрские отложения. На рисунке 5.9 показано, что практически по всем направлениям во всех окружающих скважинах (включая расположенные за нарушением) выявлена гидродинамическая связь по меловым отложениям. Аналогичная картина наблюдается и для юрских отложений. Таким образом, можно сделать вывод, что выделенное в отчете тектоническое нарушение в районе скважины 33 не является экранирующим, либо его нет вообще. 63 Скважина 37 находится в VI блоке вдали от тектонических нарушений и не может быть использована для определения их проницаемости. Скважина 40 расположена в X блоке, в 100 м к западу находится тектоническое нарушение F8, отделяющее её от VI блока (согласно принятой схеме деления на блоки). По материалам отчета также выделяется несколько нарушений, расположенных параллельно F8 и друг другу (см. рис. 5.9а). Закачка индикатора была проведена в меловые и юрские отложения. Единственный выход индикатора был зафиксирован на скважине 1000-3, эксплуатирующей одновременно оба объекта - меловой и юрский. На скважинах 40-1, 1007-4, 40-3, 1012, 49-4S, 1001, 1000-1 вынос трассера не обнаружен. В скважинах 1001, 1001-1, 1007-4, 1012, 49-4S перфорирована только юрская часть разреза. Скважина 40-1 расположена рядом с нарушением и, возможно, находится в соседнем блоке VI, что объясняет отсутствие гидродинамической связи с нею. Рисунок 5.9- Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 33 и добывающими скважинами исследуемого участка по мелу (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) 64 Рисунок 5.9а - Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 40 и добывающими скважинами исследуемого участка по мелу (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) При закачке индикатора в юрские отложения гидродинамическая связь нагнетательной скважины 40 выявлена практически по всем окружающим юрским скважинам, и скважине, эксплуатирующей совместно меловой и юрский горизонт (см. рис. 5.9б), из чего можно сделать вывод, что тектонические нарушения, прослеживаемые в районе скважины 40, не являются экранирующими. 65 Рисунок 5.9б - Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 40 и добывающими скважинами исследуемого участка по юре (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) Скважина 48 расположена в VI блоке, на расстоянии более 250 м от тектонического нарушения F7 и не может быть использована для определения его проницаемости. Гидродинамическая связь нагнетательной скважины 48 выявлена со всеми окружающими юрскими скважинами. Скважина 50-4 расположена в VI блоке, на расстоянии 165 м от тектонического нарушения F8, отделяющего её от блока X. Закачка индикатора проводилась в юрский горизонт. Наличие гидродинамической связи выявлено в 4-х скважинах из 12-ти - 50, 6347, 1031-3H, 1021-2 (см. рис. 5.9в). Все скважины находятся в том же блоке, что и нагнетательная скважина 50-4. На скважинах 49-1, 49-2, 1031К, 47-2, 47-3 мелового горизонта и скважинах 47-1, 18С-3, 6347, 50-2, 608-2, 1043-4Н юрского горизонта пробы не отбирались. В скважине 1012, расположенной в соседнем блоке X, пробы также не отбирались, поэтому судить о гидродинамической связи между блоками нельзя. 66 Скважина 64 расположена в VI блоке, на расстоянии 125 м от тектонического нарушения F2, отделяющего её от блока IX. Закачка индикатора проводилась в юрский горизонт. Все скважины, в которых отбирались пробы, находятся в том же блоке, что и нагнетательная скважина. Гидродинамическая связь нагнетательной скважины 64 в юрском горизонте выявлена по окружающим юрским скважинам 616-1, 616-3 и 618-1, кроме скважин 63, 616, 631-1, 618, 618-3, 57-4 и 58-1S, где выноса индикатора не обнаружено (рис. 5.9г). По скважинам 617-3, 618-2 и 900 пробы не отбирались. Говорить о гидродинамической связи между блоками VI и IX по данным трассерных Рисунок 5.9в - Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 50-4 и добывающими скважинами исследуемого участка по юре (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) исследований скважины 64 не представляется возможным, т.к. по скважинам 67 Рисунок 5.9г - Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 64 и добывающими скважинами исследуемого участка по юре (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) Скважина 302 расположена в III блоке, вдали от тектонических нарушений и в анализе проводимости между блоками не может быть использована. Скважины 628, 633, 657 находятся в центральной части VI блока и также не могут быть использованы для определения гидродинамической связи между блоками. Скважины 713, 717, 742, 749 и 4Z-3H расположены в пределах VII тектонического блока (см. рис. 5.9д). Во всех скважинах закачка индикатора проводилась в юрский горизонт, а в скважине 749 также и в меловой. Скважины 713, 717-7 и 742 расположены вдали от тектонического нарушения F2, которое разделяет блоки VII и VI и в нашем анализе не участвуют. Скважины 749 и 4Z-3H находятся на расстоянии 145 м и 245 м от нарушения F2. Основным важным моментом является то, что после закачки индикатора он был обнаружен в скважинах, расположенных в другом тектоническом блоке (6201, 603, 603-2), что может служить свидетельством наличия гидродинамической связи между блоками VII и VI. 68 Рисунок 5.9д - Гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами VII блока (сплошная линия - наличие связи, прерывистая - отсутствие связи) Скважины 911 и 935 расположены в пределах IX тектонического блока (см. рис. 5.9е). Гидродинамическая связь нагнетательной скважины 935 в юрском горизонте выявлена только по одной из окружающей юрских скважин - 908. 69 Рисунок 5.9е - Гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами IX блока (сплошная линия - наличие связи, прерывистая - отсутстви связи) По скважинам 930-2, 935-1, 930-1 пробы не отбирались, также, как и в скважине 106, расположенной в X блоке, поэтому судить о гидродинамической связи между блоками X и IX не представляется возможным. После закачки индикатора в нагнетательную скважину 911 гидродинамическая связь нагнетательной скважины 911 в юрском горизонте выявлена по всем окружающим скважинам юрского горизонта, кроме скважин 911-3, 907-3, 58-1S и 900, 908, на которых пробы не отбирались. В скважине 57, расположенной за тектоническим нарушением, в пределах блока VI, выход индикатора был обнаружен через 0,45 суток после окончания закачки индикатора в нагнетательную скважину 911, т.е., в одной из первых реагирующих скважин. Это может говорить либо о хорошей гидродинамической связи между блоками, либо о том, что тектонические нарушения проходят за скважиной 57 и она попадает в XI блок. Скважины 6156-3 и 6157 расположены в блоках V и VI, соответственно и разделены между собой тектоническим нарушением F7. Закачка индикатора осуществлялась в юрский горизонт. По скважине 6157 гидродинамическая связь обнаружена со всеми окружающими скважинами, эксплуатирующими юрский объект, включая две скважины (6157-3, 6158-2), расположенные в другом блоке. 70 Гидродинамическая связь нагнетательной скважины 6156-3 в юрском горизонте выявлена со скважинами 6156 и 677, расположенными в соседнем блоке. По скважинам 6156-2, 6156-1, 6772, 698, 6159-1, 6159, 698-1, 6159-2, 6172-1, 6155-1 выноса индикатора не обнаружено (рис. 5.9ё). Полученные в результате исследований данные о гидродинамической связи нагнетательных скважин 6157 и 6156-3 со скважинами, расположенными в другом блоке, могут свидетельствовать об отсутствии тектонического нарушения F7, тем более что по данным сейсмических исследований 3Д он не выделяется. Скважина 6112 находится на расстоянии 350 м от ближайшего нарушения и в данном анализе не участвует. То же самое можно сказать и о скважинах 1028, 1055, 1077. Рисунок 5.9ё- Гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами VI - V блоков (сплошная линия - наличие связи, прерывистая - отсутствие связи) Скважина 1045 расположена в пределах X блока, на расстоянии 170 м от тектонического нарушения F8, разделяющего X и VI блоки (см. рис. 5.9ж). Гидродинамическая связь нагнетательной скважины 1045 выявлена не по всем окружающим юрским скважинам, а лишь по 4-ем скважинам - 1032, 1022-3, 1044, 1070- 1Н. В скважине 1023-2, выноса индикатора не обнаружено. Пробы всех остальных скважин юрского и юрско-мелового горизонта, оказались безводными. 71 Рисунок 5.9ж — Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 1045 и добывающими скважинами исследуемого участка по юре (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) Наличие гидродинамической связи по скважинам, расположенным в соседнем блоке VI (1044, 1070-1Н), может служить признаком того, что данные скважины расположены не в VI, а в X блоке и нарушение F8 расположено западнее, либо не является экраном. Скважина 1091А расположена в блоке VI на расстоянии 90 м от тектонического нарушения F7, отделяющего от блока V^ (см. рис. 5.9з). 72 Рисунок 5.9з- Гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 1091А и добывающими скважинами исследуемого участка по юре (сплошная линия - наличие связи, прерывистая -отсутствие связи) Закачка индикатора была проведена в юрские отложения. Первый выход индикатора был зафиксирован на скважинах 1066, 1079 , 1082-3H - через сутки после окончания закачки индикатора в нагнетательную скважину 1091 А. Чуть позже индикатор был обнаружен в скважинах - 1091, 6109, 1066-А1 и 689-2H. Через двое суток после начала закачки индикатор был обнаружен в скважине 688. Как видно из рис. 5.9з гидродинамическая связь нагнетательной скважины 1091А по юрскому горизонту выявлена практически со всеми окружающими юрскими скважинами, включая те, что находятся в соседнем блоке. Это может служить свидетельством того, что нарушение F7 в юрском разрезе либо отсутствует, либо не является экранирующим. Таким образом, проведенный в рамках данной работы анализ результатов трассерных исследований позволяет судить о наличии гидродинамической связи между различными блоками месторождения Северные Бузачи. В результате исследований получены уточненные данные о гидродинамической связи нагнетательных скважин со скважинами, расположенными в их окружении. По результатам лабораторных исследований проведены технологические расчеты по оценке выноса индикатора, по объемам каналов фильтрации, эффективной фильтрации каналов, построены векторные диаграммы 73 скоростей фильтрации по каждой обработанной скважине. Все полученные результаты согласно Технического задания представлены в виде индивидуальных отчетов по каждой скважине. Проведенные трассерные исследования подтвердили отсутствие гидродинамической связи между объектами разработки. Изучение связи скважин, находящихся в соседних блоках использованы для уточнения геологического строения. Полученные в результате трассерных исследований данные о гидродинамической связи нагнетательных скважин со скважинами, расположенными в другом блоке, в разных случаях свидетельствуют либо об отсутствии тектонического нарушения, либо о его наличии. По данным последних сейсмических исследований 3Д, проведенных ООО «Парадайм Геофизикал», выявлены новые тектонические нарушения. Предложенный новый вариант геологического строения месторождения. отличается от принятого на сегодняшний день количеством и расположением тектонических нарушений, осложняющих как неокомский, так и среднеюрский комплекс отложений. Анализ результатов трассерных исследований проводился с учетом принятого (утвержденного) и нового видения геологического строения. В целом проведенный в рамках данной работы анализ результатов трассерных исследований позволил выявить участки, где установлена гидродинамическая связь между различными блоками месторождения Северные Бузачи. 74 Глава 6. Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов. Рекомендации по проведению работ. 6.1 Методика подсчёта запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов Начальные геологические запасы нефти (Qн) подсчитывались объёмным методом по формуле: Qн = F * h * Kп * Кн * Y * , где: F – площадь нефтеносности, тыс м2, h – средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м, Кп – коэффициент пористости, Кн – коэффициент нефтенасыщенности, Y – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3, – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, доли ед. Извлекаемые запасы нефти (Qн изв.) определялись по формуле: Qн изв. = Qн * , где: – коэффициент извлечения нефти. Геологические запасы газа, растворенного в нефти (V), определялись путем умножения геологических запасов нефти на газосодержание пластовой нефти, по формуле: V = Qн * r, где: r – газосодержание в пластовой нефти, м3/т, Извлекаемые запасы газа, растворённого в нефти (Vизв.), определялись по формуле: Vизв. = Qн изв. * r, Запасы свободного газа газовых шапок (Vсв.), как и в работе определялись по формуле: Vсв. = F * h * Kп * Кг * (Р * - Рк* )* f * 0,97, где: F – площадь газоносности, тыс м2, h – средневзвешенная эффективная газонасыщенная толщина, м, Кп – коэффициент пористости, Кг – коэффициент газонасыщенности, Р – начальное пластовое давление, кг/см3, – поправка на отклонение газов от закона Бойля-Мариотта, 75 f – температурная поправка, 0,97 – коэффициент перевода технических единиц давления в физические Запасы этана, пропана, бутанов подсчитаны исходя из запасов газа и потенциального содержания компонентов в единице объёма . 6.2 Обоснование подсчётных параметров Вся геометризация залежей нефти и газа, в том числе, построение структурных карт по кровле и подошве коллектора, карт суммарных эффективных, газо- и нефтенасыщенных толщин осуществлялось с помощью программного комплекса Petra (прил. 18). Таблица 6 - Месторождение Северные Бузачи. Подсчёт начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого в нефти газа Ю1 и Ю2 по месторождению в B НВ 20065 11,7 0,33 В целом: 84218 213900 0,38 0,61 0,937 0,98 908480 Газосодержание, м3/т Ю2 извлекаем., тыс. т. 0,33 Нач. запасы нефти Геологические, тыс.т. Коэффициент извлечения, д.ед. 13,5 694580,1 0,36 0,73 0,937 0,98 Плотность нефти, т/м3 64153 Нефтенасыщенность, д. ед. Средневзв. эф.неф толщ., м Н Пористость,д. ед Площадь нефтеносности, тыс.м2 B Нефтенасыщенныйь объем, тыс.м3 Зона по характеру насыщения Ю1 Местоположение на структуре Категория запасов Пересчётный коэф., д. ед. целом по состоянию на 01.03.2011 г. Начальн. запасы раств. газа геол., извл., млн. млн. м3. м3. 151363,4 47224,246 6,34 1083,8 338,1 1 51347 16089 202711 63312,8 6,34 264 82,7 1347,69 420,8 76 F3 - 550 f1 II -54 5 V - 54 5 753 2 0 -447.1 - 45 728 -452 7 0-457.7 724 -442 745-1 746 731 -436.3 -432.9 -437.4 747 -437.9 748 748-1 -433.2 -433.9 - 4749 40 -437.9 -4 727 -444.4 0 0 45 13 -426.4 - 43 0 626 -429.2 C1 635 -428.1 637 -432 636 -424.3 638 -437.6 6147 -442.2 6148 -440.2 27 -451.8 12-3 -428.4 7 -429.4 628 628-1 629 629-1 26 26-1 630 -442.4 -436.5 -422.5 -424 -426.1 -432.7 59A -428.6 C1 -429.9 628-3 629-2 629-3 26-2 -435.4 -423.4 C1 -424.3 -428.9 26-30 630-30 -425.4 -427.3 29C1 639 639-146 45 45-1 640 -434.4 -428.7 -431.7 -432.2 -430.7 -430.5 -425.6 29-3 46-3 -442.9 639-3 -425.3 45-3 -431.8 -429.7 4 0 -447.2 6е 52 -432.4 618 -426.2 -4 6 0 0 -48 00 -5 - 54 0 30 -5 - 55 -5 -5 20 5а 0 -47 40 679-3 -440.3 6100 -448 6159-2 -446.9 6163 -453.3 6119 -453.9 6120 - 4 5 0 6121 -450.2 -451.7 0 665 -434.1 0 666 -432.4 662-3 36-3662-2 -430 -432.5 -431.2 680 -435 683 682 682-1 -445 -437.9-446.4 680-1 681 -433.7 -432.9 680-2 680-3 681-2 681-3 682-2 682-3 -439.4 -436.6 -434 -436.2 -439.2 -443 1054 -434.9 667 -444.5 1068 -435.3 6122 6122-1 6123 6123-1 6124 -442.6 -442.7 -449.8 -452.3 -447.7 688 -443.8 6107 -448.1 6125 -453.3 6126 -458.9 6127 -468.3 6128 -459.6 6139 -467.2 6140 -462.9 6108 -449.3 6109 -451.4 - 45 0 6129 -457.9 6130 -460.8 - 4 60 50 6276 -455.9 6170 -456.3 6168 -454.9 - 46 - 4 60 0 6135 -452.4 35 -447.5 6138 -456.9 6142 -461.4 00 -5 10377 -488 K111 -512.8 443 -524.1 690 -446.1 6110 -457.4 6131 -464 6111 -452.5 6132 -461.4 F7 691 -459.1 692 -453.3 6112 -456.4 6113 -455.5 50 6133 -465.5 - 46 0 I 10417 90 10354 -533 - 470 60 -5 00 - 470 F8 - 48 0 - 4 80 - 4 70 - 48 3 -51 - 483 - 480 G140 -481.3 10314 -535.5 10326 -537.3 F10 6134 -458.2 -4 - 47 0 - 47 0 K103 -533.3 6 09 -5 00 K135 -525.4 0 - 490 - 480 - 48 0 K94 -509.4 - 4 83 0 442 -533.1 K101 -513.1 K18 -513.7 K136 -485 -4 0 6в 10240 -537 10268 -481.7 10502 -475.2 1093 - 4 70 -4 G172 -474.9 6144 -468.6 6a 10228 51 0 -501.7 10253 -503.9 10484 -473.5 10483 -468.3 10482 -467.1 10481 -463.7 1091 -442.5 689 -442.6 -4 6106 -447.5 0 10221 -483.8 10478 1092 -445.1 1091A -433 34 -451 -4 40 6105 -450.6 6104C -451.2 10102 -458.6 10101 30 - 49 10218 -474 10103 -461.9 10480 10820 4 -441.3 -4 1080 -437.9 1079 -438.3 0 G187 -473.5 10106 -468 21 -469 1097 -456 1095 -450.2 1094 -455.2 1081 -439.2 1066-4 -431.2 F1 00 -5 1096 -463.3 4 60 1083 -439.1 1067 -439.9 -49 -5 10469 -472.1 10а 1088 -451.1 1084 -440.6 1069 -440.5 1053 1066A-1 -433.4 -439.5 1066A -433.6 1066A-3 -437.4 683-1 684 684-1 -439.3 -441.2 -441.1 685 685-1 686 686-1 687 -442.5 -441.2 -440.6 -439 -450.8 683-2 16 684-2 -447.3 -445.5 -448.6 0 6101 6101-1 6102 6102-1- 4 46103 6103-1 6104 -444.2 -439.9 -451.8 -452.6 -452.5 -467.6 -449.2 - 450 6102-3 6103-2 6103-3 -450.1 -449.2 -449.5 37 -453.2 653 -434.5 - 4 80 -5 - 5 30 40 -5 - 4 40 6162 -446.4 6161 -449.4 678 678-1 679 -438.8 -435.6 -436.8 652 652-1 56 -428.1 -427.4 -423.2 10457 -473.1 1090 -461.7 1089 -455.3 5 1086 1085 0 20 1077 -461.5 -4 1087 -445.6 38 -442.3 - 4 70 0 0 441 -522.6 6160 -444.3 677 -435.9 677-2 677-3 -441.9 -441.1 664 -434.2 G177 -472.9 - 46 420 -516.5 419-3 -521.3 418-3 -519.3 6271 -453.8 -4 - 4 50 G147 -507.4 8 -4 - 52 4б 6270 -452.8 G215 -448.5 -4 90 4 G173 -523.3 409-3 -512.1 419 -518.3 - 0 44 6156 -436.7 6156-2 -439.5 6159 6159-1 698 698-1 -441.9 -443.7 -446.5 -444.8 6172 -439.6 48 -427.9 0 -52 407 -518.2 0 6166 -448.8 32 -442.8 5 -467.4 403 -535.1 404-3 -531.4 409 -511.12 405-3 -513.8 6157 -447.2 6158-2 -444.1 6268 6269 0 -437.8 -439.4 6155-1 -437.9 6154-2 6154-3 6155-2 -438.4 -436.6 -436.9 6165 -442.7 -5 1 0 410-3 -513.3 405 -518.1 31 31-1 -442.9-445.1 696-3 -434.1 6265 -440.6 G131 -468.1 - 53 0 404 -528.8 410 -515.4 6153 6153-1 6154 6154-1 6155 -438.9 -440.4 -439.2 -440.3 -436.8 6164 -438 6249 -435.1 674-3 -430.5 17 -451.2 4а 401 -515.1 - 44 0 0 -5 5 G123 -508 30 673-3 -430.2 6257 -430.3 651 -427 652-2 652-3 56-2 56-3 653-2 -429.8 -431.8 -447.5 -428.8 -431.2 0 662-1 663 -424.8 -425.5 1072 -441.5 70 1076 -454.5 1074 -445 10714 0 -440.7 -4 1070 -438.1 -5 -4 90 10 -5 695-3 -435.1 674 -425.3 673 -422.9 672-3 -423.3 661-2 30 -430.2 662 -428.9 -4 1075 -448.5 1056 -432.1 1055 -437.4 10459 -485.8 10458 -474.8 1064 -460.8 1062 -448.4 1061 -444.1 1073 -432.7 1057 -437.4 6г 1042 -433.9 1041 -429.5 1047 -432.4 1059 -435.9 1058 -436.4 -5 3 10460 -494.8 10450 -473.4 1065 -467.5 0 -5 5 599 -487.9 671-3 -422.4 696 -431.9 6241 6241-1 -447.7 -444.2 36 -430.7 1051 -463.8 1050 -452.1 - 51 0 - 50 -5 3 694-3 -438.2 09 672 -420.7 671 -423.7 6255 -444.8 6240 -447.6 661 -430 660 -439.2 1046 -433.7 1045 -438.1 1044 -431 25 -437.1 10451 -480.7 - 47 0 -5 670 669-3 -430 -437.7 6254 -432.8 650 -427.1 3-1 -434.6 6152 -435.6 1032 -433.7 1031 -433 1030 -435.6 1043 -435.9 -427.7 6150 -448.1 6151 -442.3 658-3 -426 657-3 -421.5 656-3 -420.3 6149 -446.6 649 -436 30 30-1 -438.5 -437.1 659 -427.7 658 -422.6 50-4 6347 -4 -431.5-432.4 1021-2 -429.63 0 49-3 -430.5 51-3 -429.8 10166 -548.8 10452 -485 1052 -471.8 1063 -457.5 00 0 5б 4 - 54 0 6248 -431.6 668-3 -436.3 6253 -439 657 -422.3 - 4 -52 6247 -440.5 6246 -449 10 0 - 430 -5 0 -52 0 406 -523.7 - 53 10 -427.6 10-1 -430.8 C1 C1 656 -425.9 655-3 6 -435.1 -430.3 654-3 -434.5 - 4 50 397 -522.7 22 -525.8 396 -528.7 648 -421.9 9-3 -424.9 655 -445.9 6239 -438.4 51 -431.9 43 632-1 631-1 632 -430.7 55 631 -427.9 -425.5 -428.9 -430.2 -430.9 43-2 43-3 42 632-2 632-3 55-2 55-3 51-2 -430.3 -425 -427.5 -428.6 -429.6 -431.2 631-3 -426.4 -426.8 53 642-1 -429 53-1 643 643-1 644 641-1 642 -424 -429.5-427.4 -427.2 -431.1 641 -427.3 -426.5 0 0 I 394 -529.4 9 -432.9 13-3 -424.4 645-3 -436.4 6238 -445.9 -4 6233 -439.1 -44 6232 -446.7 6236 -465.9 0 - 43 G130 -488 14 10б 49 54-3 47 47-1 -431.4 54C-3 54-2 -432.5 -431.6 -431.4-431.4 -431 18 -433.6 18-1 18C 47-2 47-3 50 -433.6 -432.5-429.2-429.3 -433.2 18-3 18C-2 18C-3 -431.5 -430.6 -430 619 619-1 -430.7 -431.5 619-3 619-2 -430.2 -427.9 30 -4 90 39 -5 647 -432 624 -430.8 -436.7 57-4 57-2 57-3 -433.7 -433.6-434.3 58 -4 -4 608-2 -429.3 6д 57 64 -438.2 617 -431 616 616-1 -431.7-434.5 54-1 54 -431.8 -433.2 0 -5 10444 -477.3 10443 -477.3 1038 -458.3 1049 -449.7 - 51 10445 -485.5 1040 -472.2 0 646 -442 09 623 -426.6 622-3 -431.8 12 -432.7 63 -439.7 62 -432.9 28 -429.1 28-1 615 -431.5 -430.6 28-3 615-2 -428 -429.5 60-3 60-2 -419.3 28-2 -432.7 -426.8 0 40 -433.5 608-4 608 -431.2 -431.2 903 -435.9 10440 -491.4 10438 -473 1028-3 -469.8 1039 -467.5 -52 8 -433.7 61 -431.4 60 60-1 -436.4 -437 60-4 -437 902 -439.3 10в F2 912 912-1 -434.3 -449.2 913 -432.4 911 -437.6 9б f2 6210 -436.9 6217 -435.7 910 -450.3 G170 -441.8 766 -451.9 -440 1027-2 -459.6 -4 90 634 -434.5 - 440 6206 -445.4 5 0765 914 -429.3 1028 1027-1-478.1 1027 -464 -463.8 1027-3 -462 - 46 40 0 -4 6 0 - 53 0 0 -4 8 00 -5 -47 622 -439.1 633 -439.9 764 -443.5 1000-1 1000 -438 -434.8 935-1 -433.1 - -5 6228 -439.9 106 -443.9 106-2 -438.9 930-3 915 -438.6 -434 0 G214 -457.7 24 6227 -447.4 6600 -463.5 762 -436.1 - 4 40 614 -436.3 G125 -433.7 929-3 -445.6 907 907-1 908 908-1 935 -443.9 -441.3 -433.9 -434.2 -435 906 -441 801 -447.6 761 -438.3 604-3 -436.7 1 -442 905 -444.2 904 -449.8 908-2 901-1 901 -439.5 -431.9 -432.9 -4 740 -439.6 0 10 20 15 -458.2 758 -445.1 756 -449.7 605 -436.8 604 -439.9 44 -432.1 612 612-3 -428.1 -428.8 611 -430.8 621 -433.4 713 -443.8 - 45 620 -437.8 - 45 0 710 -451.9 -440 609-3 -446 - 6221 -448.7 0 -5 603 -440.3 602-2 -436.5 0 -5 -5 F4 602 -431.1 600 -429.8 610 -442.5 609 -450 14 -451.4 712 -444.3 734 734-1 737 737-1 739 -438 -438.5 -437.1 -439.3 -437.6 -44 6б 709 -449.3 40 0 601 -433.7 6203 -444.5 6202 -443.2 10 20 708 -449.8 -450 711 4-1 -448.4 -448.1 730 -455.5 7б 717-3 -447.5 -5 -4 733 -451.7 707 706-1 -449.2 -447.9 717 717-1 -453.7 -449.7 10439 -482.7 -5 0 -55 -5 -5 - 10434 -482 1029 -479.3 -5 40 7a 736 -458.6 - 54 310 -525.7 3 720 -450 F9 10432 -480.7 - 53 0 - 54 5 23 -533.1 723 -448.3 10е 1009-1 1010-3 1009 - 4 -457.4 1010-2 1017 -455.8 6 0 1009-3 -465.9 -454.8 -464.5 1003-2 1002 1009-2-455.4 39 1017-2 -446.3 1002-3 - 4 5 0 -448 -452.3 1016-1-454.7 -454.1 -447.2 33 -452.4 1002-2 -446.5 1016 - 4 -440.2 40 -445.6 1016-3 39-2 20 1016-2 -449 -453 1007 1015 -450.3 1007-4 -435.8 1007-3 -444.1 -4 1014-1 -446.3 50 -430.9 1007-2 -436.9 1025-1 -441.3 1015-2 1014 -442.6 -433.9 40-3 1013-1 -438.2 1014-3 -440.9 1024-1 1025 1025-3 1026-2 -441.3 -444.5 -428.4 -440.6 1013-435.5 1014-2-438 1024 -443.8 -44 1025-2 -433.7 -436.3 1036 0 -439.9 1012-1 -440.3 1024-3 -437.6 1012 -429.4 1023 -439.7 -433.6 1022-1-435.2 1035 -434.3 -431.3 1022 1048 1021 1034 -431.3 1022-31023-2 1033 -443.8 -433.4 -433.5 -450.5 -438.5 -430.5 1003 -453.2 107 -441 -4 90 10431 1019 -478.1 1019-3 1019-2 1018-3 -474.6 -475.5 -468.9 - 52 0 726 -456 100-2 -441 930 930-1 -446.1 -456 - 5 00 10429 -494.4 10428 -483.5 1006-3 -476.1 10427 -476.9 - 4 8 0 1011 -465.1 - 4 7 0 1010 -468.1 - 49 0 729 -455.4 10г 19 -454 10424 -472.9 10ж 1006 -470.6 1005-3 -462.7 3 732 -465.2 9a 0 - 46 1004 -451.3 0 735 -467.5 10 264 4 9 0 -492.5 -5 00 45 0 30 -5 K74 -502.8 30 -5 11 -521.3 - 520 -5 315 -526.1 313 -530.4 - 4 80 249 -523.2 - 530 -480 1005 -465 108 -459.1 10425 -490 10421 -474.7 - 47 7 109 -462.5 - 470 101-3 -467.3 -4 60 10д 100K -451.5 -4 8 2 - 5 34 -480 - 4 40 239 -534.8 - 10422 -487.9 -490 F8 - 47 0 706 -451.1 - 44 0 304 -528.7 - 4 90 IV -480 1 - 470 -460 703 -455.3 0 40 - 53 0 0 0 - 54 744 -468.8 702 -454.2 40 -5 303 -526.4 722 -459.4 -4 - 55 302 -527.9 -4 8 0 743 -475.5 719 719-1 716 716-1 701 -457.2 -458.4 -462 -458 -455.5 742 -480.5 F6 4 30 F1 305 -532.7 47 301 -533 - 4 600 300 -530 307 -533.8 60 306 -535.3 -4 3 III - 54 0 - 480 45 -5 50 -5 K86 -485.1 -4 - 483 -5 -5 10 3 - 4 90 80 - 48 3 - 483 -4 90 - 50 - 5 20 0 -535 507 -494.2 90 - 4 80 G156 -486.2 -4 24 -505.3 -5 0 0 - 490 521 -495.7 522 -484.7 - 49 0 523 -477.3 -5 2 0 -5 1 0 -5 0 - 50 555 -488.4 550 -501.5 539 -483.8 541 -479.8 - 5г 0 52 - 53 0 - 51 0 48 9 -4 90 - 49 -500 0 - 5 00 - 52 -5 0 -54 -51 0 - 4 80 5в F2 - 10 -49 0 -500 0 0 - 52 0 0 -510 - 51 0 - 53 0 -50 9 G182 -497.1 - 52 0 -51 F5 - 53 0 -54 - 53 - 50 0 -5 2 -5 -51 0 0 F0 -5 10 - 530 - 5 30 - 51 0 - 52 0 - 52 0 20 -510 - 509 F6 II 30 -5 30 III 0 F9 0 - 52 0 - 520 - 5 00 IV - 5 40 V - 5 30 - 54 0 - 54 0 -540 "BUZACHI OPERATING LTD" - 54 0 Working Project - 5 40 North Buzachi oil Ratio Scale = 1 : 15,000 0 - 520 PETRA 5/28/2013 12:57:29 AM 0 - 5 00 - 49 0 K28 -5 - 5 20 Рис.6 Категории запасов 381 METERS 762 77 Таблица 6.1 - Месторождение Северные Бузачи. Прирост начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого в нефти газа среднеюрских отложений по Пересчётный коэф., д. ед. Коэффициент извлечения, д.ед. 85968 0,36 0,73 0,937 0,98 0,33 20746 B НВ 78530 11,7 918801 0,38 0,61 0,937 0,98 0,33 195569 64538 6,34 1239,9 Газосодержание, м3/т Пористость,д. ед 13,5 извлекаем., тыс. т. Нефтенасыщенный объем, тыс.м3 6368 Геологические, тыс.т. Сред-невзв. эф.неф толщ., м Н Плотность нефти, т/м3 Площадь нефтеносности, тыс.м2 B Нефтенасыщенность, д. ед. Зона по характеру насыщения Ю1-2 Нач. запасы нефти Категория запасов Местоположение на структуре месторождению в целом по состоянию на 01.03.2011 г. Начальн. запасы раств. газа геол., извл., млн. млн. м3 м3 6846 6,34 131,5 833,9 7861, 0 В целом: 84898 1004769 216315 65517 1371,4 452,6 Разница 680 96289 13603,9 2204,2 23,71 31,8 Был выполнен прирост запасов среднеюрских отложений и Ю1, Ю2 начальных геологических и извлекаемых запасов нефти и растворённого в нефти газа по месторождению (табл. 6, 6.1), разница между площадью нефтеносности превышает на 680 тыс. м2, нефтенасыщенный объем на 96289 тыс. м3, начальные геологические запасы нефти 13603.9 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти 2204,2 тыс.т., начальные геологические запасы растворенного газа 23,71 млн. м3, начальные извлекаемые запасы растворенного газа 5.4млн.м3, а также прирост запасов газа газовых шапок Ю1 и среднеюрских отложений, разница между площадью газоносности Ю1 и среднеюрским горизонтом превышает на 391,79 тыс. м2, объем газонасыщенных пород 1623 тыс.м3, геологические запасы газа 12,2 млн. м3. 78 Геологические запасы газа, млн.м3 Коэффициент перевода Остаточное пластовое давление, кг/см2 2045 4,0 8180 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 64,2 ГНВ 503 0,9 453 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 3,6 р-н скв. 29 С1 ГН 165 0,2 33 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 0,3 р-н скв. 663 С1 ГН 149 0,8 119 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 0,9 р-н скв. 648 С1 ГН 333 0,6 200 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 1,6 В ЦЕЛОМ: С1 3195 Начальное пластовое давление, кг/см2 ГН С1 Поправка на откл. от закона Бойля Мариотта Поправка на температуру Газонасыщенности С1 р-н скв. 44 Средневзвешенная газонасыщенная толщина,м Открытой пористости Объем газонасыщенных пород, тыс.м3 Площадь газоносности, тыс.км2 р-н скв. 10 Зона насыщения Категория запасов коэффициенты, доли единиц Местоположение на структуре Блок VI Ю1 Пласт Табл. 6.2 Подсчёт начальных запасов газа газовых шапок Ю1. 8984,7 71 р-н скв.652-3 В ЦЕЛОМ: Разница 0,33 0,33 0,33 0,33 0,54 0,54 0,54 0,54 1,1 1,1 1,1 1,1 0,96 0,96 0,96 0,96 44 44 44 44 1,03 1,03 1,03 1,03 0,97 0,97 0,97 0,97 77,3 3,9 0,5 0,4 С1 ГН 89,21 1,04 93 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 0,7 С1 108,5 0,44 48 0,33 0,54 1,1 0,96 44 1,03 0,97 0,4 С1 3586,79 10608 83 391.79 1623 12 3 Коэффициент перевода Геологические запасы газа, млн.м3 9854 492 65 57 Остаточное пластовое давление, кг/см2 3,5 1,1 0,9 1,04 Начальное пластовое давление, кг/см2 2815,5 446,9 71,98 54,7 Газонасыщеннос ти Поправка на откл. от закона Бойля -Мариотта Поправка на температуру ГН ГНВ ГН ГН Средневзвешенная газонасыщенная толщина,м Объем газонасыщенных пород, тыс.м3 Открытой пористости Площадь газоносности, тыс.км2 р-н скв.629-3 С1 С1 С1 С1 Категория запасов Блок Местоположение на структуре р-н скв.648 р-н скв.651 р-н скв.640 р-н скв.630 коэффициенты, доли единиц Зона насыщения Ю1-2 VI Пласт Табл. 6.3 Прирост начальных запасов газа газовых шапок среднеюрских отложений. Рекомендации по проведению работ: Месторождение Северные Бузачи содержит в юрских отложениях и нижнем мелу залежи тяжелой нефти на глубине 300–550 м. Плотность нефти 938–940 кг/м³. Содержание серы — 2 %, парафина 1,5 %, асфальтенов 5,6–5,8 %. Исходя из того, что Северные Бузачи — газонефтяное месторождение с тяжелой нефти неглубокого залегания, содержащее трудноизвлекаемые запасы в работе были обоснованы следующие рекомендации для оптимизации их освоения. - предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных, а затем и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей; - рекомендуется продолжить комплексный анализ проведенных трассерных исследований в совокупности с данными последней интерпретации сейсморазведки 3Д, с результатами испытания скважин для получения надежной информации о наличии гидродинамической связи между разрабатываемыми пластами, блоками и горизонтами и особенностях геологического строения пласта, что позволит многократно увеличить информативность промысловых данных о разработке объектов; - при освоении запасов рекомендовано совмещение блоков по результатм трассерных исследований (II и VII , VI и X, VII и VI блоками), на основании того что часть разломов проводящая. - продолжить опытно-промысловые испытания технологии гелеполимерного заводнения на участках IV, V, VI, VII, IX, X, XI, XIVблоках в связи с тем, что средняя обводненность месторождении уже достаточно высока и составляет 80%; - продолжить циклическую закачку воды в VIб, VII, и X блоках. По возможности на циклическую закачку переводить все нагнетательные скважины месторождения, а также изучить другие блоки поскольку гидродинамические процессы имеют инерционный характер; - оптимизировть сетку разработки каждого блока с учетом литологической неоднородности и характера распространения пластов-коллекторов в разрезе пробуренного фонда скважин; - в шестом и десятом блоке на ограниченных по площади, обводненных выше среднего уровня и энергетически значительно истощенных участках необходимо совершить переход от заводнения слабо нагретой водой к заводнению горячей водой с устьевой температурой 90 0С продуктивных пластов в залежах меловых и юрских отложений; - предложено проводить комплексные мероприятия по выравниванию профилей приемистости и водоизоляционных работ в связи с ограничением притока подошвенных вод (залежи с подстилающими подошвенными водами); 80 - предложено применить технологию детектирования для определения азимута продвижения фронта заводнения скважин; - продолжить ограничение темпа закачки при сохранении значительных объемов прокачки жидкости возможно при организации более жестких систем заводнения. Решение: от 9-ти точечной системы - к 5-ти точечной; - увеличение плотности сетки скважин положительно сказывается на эффективности выработки запасов; - необходимо провести на месторождении Северные Бузачи технологию закачки вязкого горячего вытесняющего агента (термополимер); - рекомендуется продолжить изучение коллекторов по керну только на недоразведанных территориях в блоках, где продуктивные отложения керном не освещены. Уточнение характеристик пород, связанных с разработкой (подвижность флюидов, сжимаемость пород, тепловые свойства пород и флюидов, влияние скорости движения флюидов и длительности воздействия флюидов на проницаемость коллектора), может быть выполнено при необходимости. Заключение Настоящая диссертационная работа посвящена выяснению геологических особенностей строения юрских продуктивных отложений, к которым приурочены залежи высовязкой нефти. Основные выводы и рекомендации заключается в следующем: 1. На основе комплексирование новых данных сейсморазведки 3D и имеющейся геофизической и геолого-промысловой информации была актуализирована модель строения юрских продуктивных отложений месторождения Северные Бузачи. 2. Результаты трассерных исследований на ряду с анализом гидродинамических исследований скважин позволил установить экранирующие свойства дизъюнктивных нарушений и дифференцировать их на флюидоупоры и проводящие разломы. 3. Установлена гидродинамическая связь, единство свойств пластовой нефти, сходство фильтрационно - емкостных свойств коллекторов пластов Ю1 и Ю2, что позволило обьединить их в единый эксплуатационный объект. 4. С учетом дифференциации разломов на проводящие и экранирующие, обновленной геолого-структурной модели, а также установления гидродинамичекого единства залежей, приуроченных пластам Ю1 и Ю2, разработаны рекомендации по повышению эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов месторождения Северные Бузачи. 81 5. Предложено с целью повышения продуктивности скважин обрабатывать призабойную зону скважин эмульсиями с использованием ароматических углеводородов, глинокислотных растворов и поверхностно-активных веществ. 6. Предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей. 82 Список использованных источников: 1. Отчет «Подсчет запасов нефти и газа по месторождениям Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтюбе Мангышлакской области Каз. ССР по состоянию на 1 сентября 1977 г.» КНГР, КазНИГРИ, КЭМНГР 2. Отчет о результатах интерпретации сейсморазведочных данных 2Д и 3Д по структуре Северные Бузачи на лицензионной площади «Бузачи Оперейтинг Лимитед», 2007 г., ТОО «PGD Services». 3. Отчет «Авторский надзор за реализацией Проекта разработки месторождения Северные Бузачи 2007г. 4. Отчет «Анализ разработки месторождения Северные Бузачи по состоянию на 01.01.07 г» 5. Пересчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентовместорождения Северные Бузачи» (Мангистауской области Республики Казахстан) по состоянию на 01.07.2007 г., 6. Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединеннго куба 3Д по площади Северные Бузачи за 2009г. 7. Отчет исследование глубинных проб пластовой нефти, отобранные из скважины 708, месторождение Северные Бузачи 8. Отчет об испытании №5 физико- химические свойства нефти месторождения Северные Бузачи 9. Программа проведения индикаторных исследований на месторождении Северные 10. Отчет «Анализ разработки месторождения Северные Бузачи за период 2009-2011 г.» 11. Б.Ю.Вендельштейн «Геофизические методы определения параметров нефтегазовых Бузачи коллекторов», Москва, Недра, 1978г. 12. РД прогнозирования 39-0147098-004-88 нарушения, «Методика загрязнения земель оценки современного вредными веществами состояния и и разработки рекомендаций по землеохранным мероприятиям в нефтяной промышленности», Уфа, 1987г. 13. Воцалевский Э., Утебаев Б.К., Токарев В.П., Джарылгапов Ш., и др.Отчет «Подсчет запасов Северные Бузачи (Кирель) Мангышлакской области, Казахской ССР», ПГО ГНГГ, КЭМНГР 1985г. 83 14. Гарушев А.Р., Боксерман А.А., Лубенец Ю.Д. и др Отчет «Технологическая схема разработки месторождения Северные Бузачи с применением теплового воздействия на пласты», НПО Союзтермнефть, ВНИПИтермнефть1990 г. 15. Джон Кулшо Отчет геофизических исследований, проведенных на месторождении Северные Бузачи, 2002 г., «Тексако». 16. Банников Г.А. Отчет о результатах интерпретации сейсморазведочных данных 2Д и 3Д по структуре Северные Бузачи на лицензионной площади «Бузачи Оперейтинг Лимитед», 2007 г., ТОО «PGD Services». 17. Джон Руссо Петрофизический анализ ГИС на месторождении Северные Бузачи, Тексако, декабрь 2001г. 18. Upstream Technology Technical report 2001-0076 “North Buzachi Thermal Core and Fluid Analysis”, Houston, 2001 (электр.версия) 19. Westport Technology Сenter International RT-03-016, M21268 (электр.версия) 20. АО «НИПИнефтегаз» Отчет «Технологическая схема разработки м. Северные Бузачи», 2003г. 21. АО «НИПИнефтегаз» «Отчет по исследованию глубинных проб нефти отобранных из скважин СБ648, СБK110, СБ106, СБ912, СБ687 месторождения Северные Бузачи», 2008 г. 22. АО «НИПИнефтегаз» «Отчет по исследованию рекомбинированных проб нефти отобранных из скважин СБ20, СБ1049 месторождения Северные Бузачи», 2008 23. Z. Koren and I. Ravve. Constrained Dix inversion. Geophysics, vol.71(6) 2006.pp R113- 24. M. Reshel and D. Kozlov Migration of common shot gathers Geophysics, vol.51(2) 1986 R130. .pp R324-331. 25. Fred J.Hilterman. Seismic Amplitude Interpretation. EAGE,2001. 26. Сastagna J.P., Bazle M.L.., Kan T.K. Rock Phisics – The link between rock properties and AVO response. Offset – dependent reflectivity – Theory and practice of AVO analysis.Soc.Expl.Geophys., 1993, p.p.135-171. 27. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. Москва, 2001. 28. Заляев Н.З. “Методика исследований скважин”. – Минск, 1990г. автоматизированной интерпретации геофизических 84 29. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (Год 2000). Издательство «Научный мир». Москва, 2001г. 30. Журнальные статьи, посвященные геологии Бузачинского свода. 31. Даукеев С. Ж., Воцалевский Э. С., В. М. Пилифосов и др. «Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана», Нефть и газ, том III, Алматы, 2002. 32. Попков В. И. Тектоника доюрского осадочного комплекса запада Туранской плиты // АН СССР. Геотектоника. Изд. Наука. № 4. 1986. 33. Волож Ю.А. Астраханский карбонатный массив: Строение и нефтегазоносность. Москва. Научный мир. 2008г. 34. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического метода в нагнетательных скважинах для контроля для выработки запасов нефти.// НТВ «Каротажник», Тверь: АМС. - 2003. № 111 - 112. - С. 179-196. 35. Дворкин В.И. Методика контроля за выработкой запасов нефти. //Геофизический вестник. - 2002. -№ 11. -С. 8-11. 36. Д.Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. - М: ЮКОС, 2001.- 141 С. 37. Куликов А.Н., Закиров В.Р. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов. Электронный журнал "Исследовано в России". 38. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А., Тазиев М.М. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения//Нефтепромысловое дело.-1999.- № 3.- С.43-50. 39. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Игдавлетова М.З. Методология выбора участков для воздействия МУН// Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. - №5.-С.6-9. 40. Куликов А.Н., Дворкин В.И. Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий 41. Salikhov, M. Sayfutdinov, M. Akhmadullin, A. Kuznetsov, V. Kormukhin , NURLATneft OGPD of TATneft JSC Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения НГДУ 42. «Дополнение к Технологической схеме разработки месторождения Северные Бузачи». АО «НИПИнефтегаз», ЗАО «ПЕТЕК», 2009. 85 43. Проект опытно-промышленной разработки выбранного участка Ю-I горизонта месторождения Северные Бузачи». НИПИ «Каспиймунайгаз» 1998. 44. «Проект пробной эксплуатации месторождения Северные Бузачи». НИПИ «Каспиймунайгаз» 2000. 45. «Дополнение к Проекту пробной эксплуатации месторождения Северные Бузачи». НИПИ «Каспиймунайгаз» 2001. 46. «Технологическая схема разработки месторождения Северные Бузачи». АО «НИПИнефтегаз» 2004. 47. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.01.05). АО «НИПИнефтегаз» 2005. 48. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.01.06). АО «НИПИнефтегаз» 2006г. 49. Авторский надзор за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.01.10). АО «НИПИнефтегаз» 2010г. 50. Авторский надзор за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.01.11). АО «НИПИнефтегаз» 2011г. 51. В.Д.Лысенко. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва, «Недра», 1993г. 52. «Прирост запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов в пределах блоков III, IV, XIV месторождения Северные Бузачи (Мангистауская область Республики Казахстан) по состоянию на 01.03.2011г.» (Протокол ГКЗ РК №1133-11 от 30.11.2011 г.) АО «НИПИнефтегаз», 2011г. 53. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах, 1984 г., (Москва: «Недра», 1985) 54. РД гидродинамических 39-4-699-82 и «Руководство физико-химических по методов применению геолого-геофизических, для разработки контроля нефтяных месторождений» 1986г. 55. Программа развития переработки попутного газа на месторождении Северные Бузачи, 2012 г. 56. 2000г. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. "Справочник по добыче нефти", 86 57. Покрепин Б.В. "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" 58. Газизов А.Ш., Газизов А.А. "Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения". 59. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. 60. Абабков К.В. Влияние геологических особенностей строения Восточно- Правдинского месторождения на показатели разработки и обводненность добываемой продукции.// Нефтепромысловое дело. 1999. № 12. с. 12-17. 61. Патент № 2242591 РФ. Способ эксплуатации водоплавающей нефтяной залежи и устройство для его осуществления.- /Куликов А.Н., Закиров В.Р. //Бюл. Изобретения. Полезные модели. 2004. - №35. 62. параметров Чукашев В.Н. Характеры зависимости текущей обводненности от реализуемых разработки водоплавающих залежей Муслимовского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2005. №1. с. 24-28. 63. Боксерман А.А. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов // Нефть и Капитал, 2007, №7 -http: // www.oilcapital.ru technologies / 2007/02/121133 105118.shtml 64. Булавин В.Д., Краснопевцева Н.В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера // Нефтяное хозяйство.-2002.-№4.-С.116-117. 65. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязко и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. 2004. № с. 73-77. 66. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей// Н.П.Д. 2005. № 1 с. 30-37 67. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 532 с. 68. Ибрагимов И.Г., Хисамутдииов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2000.- с. 110 69. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. -М. Недра, 1976. с. 247 87 70. Иванова М.М., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Особенность эксплуатации залежей нефти при заводнении. Обзорная информация.// ВНИИОЭНГ сер. "Нефтепромысловое дело», 1980.- с.63 71. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С., Брагин Ю.И. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения. Обзорная информация ВНИИОЭНГ. «Нефтепромысловое дело» М. 1981. с.48 72. Калганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Изд-во «Недра», 1965. - с. 263 73. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Рафков Р.Б., Тазиев М.М., Владимиров И.В., Букторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. 2005. №8 -с. 30-35. 74. Крейг Ф. Физические и гидродинамические аспекты заводнения нефтяных месторождений. -М. Недра, 1971г. 75. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью-Йорк - Даллас, 1971г. Пер. с англ. под ред. проф. B.JI. Данилова. -М.: Недра, 1974г. 76. Куликов А.Н. Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды, Интервал, ЗАО Издательский дом «РОСИНГ», 2006, №6, С. 36-41. 77. Куликов А.Н., Захаров В.П., Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов // Интервал. 2007г. - №1. - С.38-39. 78. Мартынцев О.Ф., Парахин Б.Г., Кляровский Г.В., Сабанеева Н.С. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти,- М.:ВНИИОЭНГ, 1984г.-59с. 79. Мартынцев О.Ф., Рыжик В.М. Исследование процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов./ Изв. АН СССР, сер. Механика, 1965г. №5 80. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами./ Сборник научных трудов ГАНГ № 236.-М.: 1992 г.- с. 3-6. 81. Парасюк В.А., Галанцев И.Н., Суханов В.Н. и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости хозяйство.-1994г.-№2.-С.64-68 и селективной изоляции водопритока // Нефтяное 88 82. Патент № 2124622 РФ. Состав для блокирования водоносных пластов. Старшов М.И., Айдуганов В.М. Опубл. 10.01.1999г. 83. Патент № 2133337 РФ. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину. Южанинов П.М., Чабина Т.В., Качин В.А. Опубл. 20.07.1999г. 84. Пахольчук А.А., Стрешнский И.А., Санников В.А. Дифференциальная оценка остаточных извлекаемых запасов основа повышения нефтеотдачи объекта. // Интервал. № 6. 2001г. - с. 29-30. 85. Пермяков И.Г., Гудок Н.С. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. 1961г. № 6. с. 33-38. 86. Сазонов Б.Ф. Выбор участков нефтяной залежи для осуществления методов увеличения нефтетдачи пласта // Интервал. 2001. № 6. с. 27-28. 87. Санников В.А. Проектирование потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов с учетом фильтрационной неоднородности пластов //Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» Казань, 8-10 сентября 2003 г. 88. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев ЮА., Мухамедшин В.Ш., Сидиев А.В. Геолого-Технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий. -Уфа: УГНТУ, с. 1997г.-115 89. Сурначев Д.В., Баганова М.Н. Совершенствование разработки тонких водоплаваюих залежей нефти 90. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., А.Г.Телин, Т.И.Зайнетдинов, М.З.Тазиев, Р.С.Нурмухаметов. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М. ОАО ВНИИОЭНГ. 2001г. с. 181 91. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. и др. Разработка нефтяных месторождений . т.1. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994г. с.239 92. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные пласты. М.1. Недра». 1988г. 93. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская J1.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов // Нефтяное хозяйство. 1984г. - №5I 94. Chan K.S. SPE 30775 Water Control Diagnostic Plots. 89 95. Seright, R.S., Lane, R.H. and Sydansk, R.D.: "A Strategy to Attack Excess Water Production". Paper SPE 84966 presented at the 2001 SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, 15-17 May 96. Seright R.S., Liang J. A comparison of different types of blocking agents. SPE 30120, European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands, 15-16 May, 1995г. 97. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D. A strategy for attacking excess water production. SPE 70067, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Texas, 2001 98. p.241-248 Seright R.S. Gel placement in fractured systems. SPE Production & Facilities, 1995 (Nov.),