Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Литолого-стратиграфическое описаниеСодержание книги Поиск на нашем сайте
Глубокими скважинами на Южно-Пызепском, месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988г.) с использованием макроскопических описаний керна, материалов межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненных в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ. В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и по этой причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики ограничиваются разрезами нефтепродуктивных горизонтов. СРЕДНИЙ КАРБОН, С2 Башкирский ярус, С2b Башкирский ярус представлен «чистыми» органогенно-обломочными известняками. Плотные разности известняков служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. В разрезе башкирского яруса выделяются пласты – коллекторы А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6. Нефтеносность приурочена к пластам А4-1, А4-2. Ярус полностью вскрыт в скважине 814 и составляет 74 м. Тектоническое строение В тектоническом отношении Южно-Пызепское поднятие расположено в пределах Верхнекамской впадины и приуроченно к границе перехода Бородулинско-Фокинской части в Верхнеобнинскую зону Вятско-Камской части (рис.2). Сочленение осуществляется через сложно-ступенчатый склон
Южно-Пызепская структура состоит из двух куполов меридионального простирания тектонического происхождения с соответствием структурных планов по горизонтам нижней перми, карбона и девона. По отражающему горизонту IIб (кровля башкирских отложений) Южно-Пызепская структура – это антиклинальные складки с пологими крыльями 0º35', амплитуда в пределах замкнутой изогипсы минус 1220 м – 11.0 м западного купола (р-н скв. 809) и 7 м – восточного купола (р-н скв. 814); размеры куполов равны 5.25 Х 2.75 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно. По отложениям башкирского яруса (Пласт А4-1) размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1225 м составляют 5.25 Х 2.7 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно, угол падения слоев 0º25', амплитуда – 11 м и 4 м Нефтеностность По результатам поисково-разведочных работ на месторождении признаки нефтеностности установлены в отложениях верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона. Для структурных построений основой послужили материалы переинтерпретации сейсмических данных с учетом пробуренной скв. 809, выполненной тематической партией ОАО «Удмуртгеофизика» в 2000г. В скв. 814 из интервала пласта В-II в эксплуатационной колонне получены небольшие притоки азотного газа и нефти (1.39 тыс. м³/сут и 2.0 м³/сут) соответственно. В скв. 809 в процессе бурения из интервала пласта В-II получен приток азотного газа (100.66 тыс. м³/сут), который резко ограничивает площадь небольшой нефтегазовой залежи. Промышленные притоки нефти из пластов А4-1, А4-2 башкирского яруса в эксплуатационной колонне получены в скв. 814, 809. Продуктивная толща представлена биоморфными органогенно-обломочными известняками. В пределах месторождения выявлены 4 залежи в пластах А4-1, А4-2. Нефтяная залежь пласта А4-1 В пределах месторождения пласт А4-1 прослеживается повсеместно. Испытание пласта в эксплуатационной колонне проводилось в скв.814, 809 раздельно. Суточные дебиты колеблются от 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа (скв. 814) до 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа (скв. 809). Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1220.7 м – по кровле пласта в скв. 814; по ГИС пласт с неясным характером насыщения, а при испытании в эксплуатационной колонне получен приток воды с пленкой нефти (дебит 0.4 м³/сут при ΔР = 12.4 Мпа). Следует отметить, что объект был недоосвоен. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1216.5 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1214.1 – 1216.5 м получен безводный приток нефти дебитом 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа. Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1222.5 м – по подошве нефтеносного пласта в скв. 814. При испытании в эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа. Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1 Нефтяная залежь пласта А4-2 Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1226,7 м – по подошве пласта в скв. 809. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1223.3 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1218.9 – 1223.3 м получен безводный приток нефти дебитом 9.9 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа. Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1232 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 814. При испытании скв. 814 из интервалов перфорации минус 1225.0-1227.6 м и 1227.0 – 1232.6 м получены притоки нефти дебитами 6.5 м³/сут при ΔР = 6.8 Мпа и 2.1 м³/сут при Нд = 942 м. Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1 Таблица 1.5.1 Параметры и тип залежей
Гидрогеология
Материалы по гидрогеологической характеристике Южно-Пызепского месторождения получены при проведении геологоразведочных работ, направленных на оценку продуктивности исследуемых пластов и изучения солевого состава пластовых вод. Анализы химического состава отобранных проб выполнены в лаборатории ОАО «Удмуртгеология». Южно-Пызепское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. По аналогии с соседними площадями и согласно данным промыслово-геофизических исследований скважин выделяются две гидрогеологические зоны, разделенные непроницаемой гипсоангидритовой толщей кунгурско-артинских отложений. В состав верхней зоны активного водообмена, связанной с дневной поверхностью, входят песчано-гравийные и галечные отложения четвертичного и верхнепермского возраста с пресными и слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого и кальциевого типа, с минерализацией до 1 г/л используются для питьевого и технического водоснабжения, дают начало речкам и образуют заболоченности речных долин. В разрезе нижней зоны затрудненного водообмена выделяются гидрогеологические закрытые комплексы, типичные для Удмуртской республики и вскрытые в скв. 814 на максимальную глубину 2202 м. Из выделяемых гидрогеологических комплексов этой зоны, в ходе работ на месторождении были опробованы пластовые воды верейского комплекса с частичным отбором проб. Краткая характеристика комплекса приведена ниже. Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс имеет общую мощность порядка 50 м. Водоупорами этого комплекса служат сверху – верхневерейские плотные разности аргиллитов, снизу – пласты плотных аргиллитов верейского горизонта. Водовмещающими породами являются пористые органогенно-обломочные известняки, реже доломиты. Из верейских отложений при испытании в процессе бурения скв. 809 получен приток пластовой воды с примесью бурового раствора (минерализацией 203.7 г/л, плотность – 1.135 г/см³. Аппаратура.
В составе аппаратуры работающей в комплексе «приток-состав», прежде всего входит каротажная станция ЛКС-7, каротажный подъемник ПК-4 и каротажный кабель КГ-1 по которому передается информация в цифровом и аналоговом виде на поверхность. Непосредственно для записи термометрии ВЧТ, дебитометрии СТД и влагометрии, аппаратура состоит из наземного и скважинного прибора. Аппаратура КСА-Т7М1-36-120/40, КСА-Т7М1-38-120/60 ТУ39-4779056-010-96 предназначена для геологотехнологических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести параметров и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю длиной до 5000м. Аппаратура позволяет решать следующие задачи: а) измерения температуры и давления по стволу скважины; б) определения мест негерметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, мест притока пластовых жидкостей и газа через эти негерметичности; в) определение положения муфтовых соединений и интервалов перфораций; г) измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород; д) определения профиля притока и процентного содержания воды в нефти. Аппаратура работает со всеми типами геофизических кабелей, снабженных кабельными наконечниками типа НК1-36. Скважины прибор имеет стыковочный узел для подключения модулей, питающихся постоянным током напряжением отрицательной полярности, а также модулей с питанием постоянным током напряжением 25В положительной полярности и выходным аналоговым сигналом амплитудой не более 9 В. Наличие стыковочного узла обеспечивает проведение исследований за один спуск, а во в тором случае, и с одновременной регистрации, в комплексе с модулями типа: расходомер, резистивиметр и др.
Условия эксплуатации. 2.1.1. Наземного прибора: Диапазон рабочих температур от 10 до 45 0С, относительная влажность воздуха от 90% при 300С. 2.1.2. Скважинного прибора: Диапазон рабочих температур от 5 до 120 0С, наибольшее гидростатическое давление 40 (60) Мпа.
|
||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-11; просмотров: 162; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.15.26.184 (0.011 с.) |