Составил В.Г. Каналин 9 страница. Толщина пачки в целом изменяется в незначительных пределах, в основном за счет размыва и выклинивания ее нижней части

Толщина пачки в целом изменяется в незначительных пределах, в основном за счет размыва и выклинивания ее нижней части. Наибольшая толщина верхней пачки также отмечена в северной части Мортымья-Тетеревского месторождения в скв. 830, 881, 117, 119, 723, 261, где она соответственно составляет 17; 16,4; 14; 15; 12,8; 14 м. Затем и южном направлении толщина значительно со­кращается, достигая в скв. 735, 742, 760, 772, 768 соответственно 8,6; 6,2; 1,1; 9,8; 6,4 м. Наибольшая эффективная толщина верхней пачки зафиксирована всеверной (скв. 932, 830, 831, 935, 881, 880, 671, 931, 117), средней (скв. 677, 720, 792, 737) и восточной (скв. 767, 265, 790) частях месторождения.

Верхняя пачка П_в делится нами в свою очередь на два зональных интервала — подпачки П_в1 и П_в2. Верхняя подпачка (II_в1) - наиболее вы держанный интервал пласта. В местах примыкания подпачки к линиям выклинивания пласта прослеживаются тупиковые зоны, имеющие максимальное развитие на южном и восточном крыльях Мортымья -Тетеревской структуры, что необходимо учитывать при ее разработке (рис.60).

Возраст подпачки, по данным макро- и микрофауны принимается как кимериджский. По данным некоторых исследователей, между кимериджскими и нижележащими отложениями предполагается размыв. Толщина описываемой подпачки обычно колеблется в незначительных пределах, сокращаясь на приподнятых участках структуры до нуля. Так, толщина этих пород в скв.

117, 880, 881, 883, 760, 751, 735, 728, 723 соответственно достигает 6,8; 8,2; 8,35; 7,8; 8; 7,2; 7,8; 8,0; 7,4 м.

Нижняя подпачка П_в2 выделяется обычно по подошве плотного карбонатного пропластка. Она имеет гораздо меньшую площадь распространения, чем верхняя, и занимает более погруженные участки рассматриваемой структуры, выклиниваясь на ее склонах. В местах выклинивания подпачки зафиксированы значительные по площади тупиковые зоны толщиной 0 до 8 м. Возраст подпачки принят нами как оксфордский, что установлено нахождением здесь соответствующей макро- и микрофауны. Толщина второй подпачки изменяется от 7 - 8 м (скв, 830, 146) до нуля склонах структуры. В южной части Мортымья-Тетеревского месторождения (скв. 726, 727, 699, 698, 723, 261) толщина подпачки колеблется и пределах 5-7,5 м.

 

Средняя пачка П_с вогулкинской толщи выделяется по описаниям керна, микроскопическим описаниям шлифов, а также по комплексу каротажа. Кровля пачки проводится по подошве плотного пропластка, залегающего на границе верхней и средней пачек, подошва - по началу высоких сопротивлений диаграммы КС, соответствующих пласту известняка, толщина которого достигает 1,1 - 1,6 м. В целом для пачки наблюдается более повышенное значение кажущихся сопротивлений и вторичных гамма-излучений (НГК), чем для вышележащей пачки П_в2, что способствует ее выделению на этих диаграммах.

Исходя из описания пород, их промыслово-геофизической характеристики, в разрезе пачки отмечаются два-три плотных пропластка. Обычно по площади рассматриваемого месторождения они не выдержаны, но в подошвенной части залежи хорошо увязываются по целой группе скважин (например, скв. 831, 880, 117, 115, 261, 119). Увеличение числа плотных пропластков также зафиксировано в наиболее погруженных участках.

 

 

Наибольшая общая толщина пачки выявлена в северной части месторождения (скв. 932, 881, 115), где она составляет 10-13 м. В средней части Тетеревской площади толщина этих отложений 3,5-4 м. Наибольшая эффективная толщина средней пачки зафиксорована в скв. 935, 932, 115, 697, 720, 794, где она соответственно равна 11,2; 7,1; 7,2; 6,2; 5,8; 4,8 м. Возраст пачки датируется как нижнее-среднеоксфордский.

Нижняя пачка пласта (П_н) выделяется в подошвенной части продуктивных терригенных отложений шаимской свиты. Эта пачка довольно четко отличается от вышележащих пород как по описанию керна так и по геофизическим данным. Кровля пачки совпадает с подошвой пласта известняка, который залегает на границе пачек П_с и П_в. Эта граница довольно уверенно прослеживается на диаграммах стандартного электрокаратожа и НГК. Пачка ложится с размывом на породы тюменской свиты, коры выветривания или фундамента. Обычно в подошве ее залегает конгломерат или конгломератовидный известняк мощностью 0,6 - 0,9 м.

Нижняя пачка в основном развита в северной погруженной части месторождения. Границы ее оконтуриваются скв. 932, 933, 830, 881, 671, 635, 119, причем она занимает минимальную часть площади, самые ее погруженные участки. Пачка выклинивается на склонах структуры, где зафиксированы тупиковые зоны. Возраст пачки принят нами как верхнекелловейский, что соответствует найденной здесь фауне. Толщина пачки колеблется в пределах 2 - 5 м, составляя в скв; 117, 880, 931, 115, 933 соответственно 4; 5,6; 2; 12 м. Эффективная толщина изменяется примерно в этих же пределах, исключая, например, скв. 880, где из общей толщины 6 м на долю эффективной приходится 3,4 м.

С целью выявления распространения выделенных пачек и подпачек по площади Мортымья-Тетеревского месторождения, а также участков их слияния были построены зональные карты соответственно для П, П_вл, П_в1 П_в2 (рис.61, 62).

Сравнительный анализ зональных карт, корреляционных схем и геологических разрезов позволяет сделать вывод, что наибольшее число глинистых и карбонатных пропластков фиксируется в наиболее погруженных участках залежи (скв. 699, 722, 265, 791. 885 и т. д.); замещение плотными глинистыми породами охватывает до 30% от общего объема пород. Так, в наиболее гипсометрически высоких скважинах иногда не выделяется ни одного пропластка (скв. 667, 884, 698).

Это обстоятельство, вероятно, повлияло и на образование зон слияния (гидродинамических «окон») волжских и нижележащих отложений пласта П. Коэффициент связанности К_св песчаников волжской и верхней пачек в пределах Мортымья-Тетеревской площади равен 0,103. На отдельных участках наблюдаются зоны слияния верхней пачки (П_в2) с нижележащей средней пачкой (П_в2). В этом случае коэффициент связанности K_св равен 0,367, значительно больше, чем для вышележащих отложений. Вероятно, для этой части разреза характерны выпадения отдельных интервалов.

Анализ зональных карт показывает, что пачка П_вл приближается к зоне выклинивания продуктивных отложений лишь в северной части месторождения, на остальной площади породы этой пачки размыты и к «лысым» участкам поднятия прилегают породы нижележащей подпачки П_в1. Этот факт можно объяснить тем, что во время осадконакопления описываемых отложений северная часть месторождения была более опущена, нежели южная. Анализ распространения нижней подпачки П_в1 по площади залежи позволяет еще раз сделать вывод о наибольшей ее выдержанности среди других зональных интервалов. Нижележащие пачки и подпачки имеют гораздо меньшую площадь распространении, чем подпачка П_в1. В местах выклинивания подначек фиксируются значительные по площади и объему тупиковые зоны, которые необходимо учитывать в процессе разработки и выработки запасов нефти.

Большое значение в процессе разработки имеют различного рода литологические экраны, обусловленные цементацией песчаников карбонатным и глинистым материалом. Подобные плотные пропластки зафиксированы на границе отдельных пачек и внутри них. В разрезе некоторых скважин фиксируются пять-шесть таких прослоев. В одних случаях они залегают в виде небольших линзочек, а в других – занимают довольно обширные площади залежи. Вдоль таких пропластков возможно проникновение закачиваемой воды в довольно отдаленные участки залежи. В местах отсутствия подобных разделов появляются так называемые «окна», через которые пласты сообщаются друг с другом, здесь возможен переток жидкости из одного пласта в другой.

На Мартымья-Тетеревском месторождении зоны слияния пачек П_в2 и П_с отмечаются с восточной (скв. 265, 789, 781, 750, 288), центральной (скв. 720, 633) и западной (скв. 727, 698, 722, 716, 715, 670) частях залежи. Слияние подпачек П_в1 и П_в2 прослеживается в основном в виде двух вытянутых полос, первая из которых проходит с запада на восток по линии скв. 721, 704, 261, 792, 794, 767, 790, 760; вторая же – намечается с северо-востока на юго-запад по линии скв. 932, 933, 830, 878, 997, 655, 659. Обе эти полосы увязываются с геологической картой горизонтального среза. Слияние пачек П_вл и П_в1 отмечено в основном в северо-западной части площади в районе скв. 935, 881, 874, 657, 664, 659. На остальной площади зоны слияния прослеживаются в виде отдельных участков, примыкающих к наиболее повышенным участкам фундамента. Через эти «окна» может происходить как обводнение отдельных пачек, так и переток жидкости из одной пачки в другую.

Выявленные особенности геологического строения позволяют определить и наиболее вероятные направления обводнения скважин: в северной части рассматриваемого месторождения — с северо-востока на юго-запад по линии скв. 932, 933, 880, 115, 663; в средней - по линии скв. 684, 670, 697, 715, 722, 791, 792, 767. Эти данные необходимо обязательно учитывать при разработке залежи, особенно при анализе выработки запасов нефти из каждой пачки и подпачки.

Коллекторские свойства пород пачек отличаются значительной неоднородностью (табл. 45). Наилучшими коллекторскими свойствами обладает пачка П_н.

По материалам гидродинамических исследований скважин построена карта гидропроводности продуктивных отложений Мортымья-Тетеревского месторождения.

Таблица 45

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пачек

Мортымья-Тетеревского нефтяного месторождения

Параметры	Пвл	Пв1	Пв2	Пв	Пс	Пн	В целом пласт П	Тюменская свита	Кора выветривания
Общая толщина, м Эффективная толщина, м Пористость по керну, % по геофизическим данным, % Проницаемость по керну, мкм2 по геофизическим данным, мкм2 Проницаемость по промысловым данным, мкм2 Гидропроводность, (мкм2*см)/(мПа*с) Коэффициент вытеснения Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности Расстояние между пачками, м Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2*с Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Начальное пластовое давление, МПа Давление насыщения, МПа Газовый фактор, м3/т Дебит нефти, т/сут Соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности, %	2-17,8 1,6-17,2 21,4 19,0 0,210 0,099   - - 0,65 0,8 -   0,819   0,699   4,59   0,68 16,7 10,2 30-140   13,4	6-8,5 4,5-7,6 17-27 22,7 0,020-0,112 -   - - 0,64 0,6 0,2-3,4   0,819   0,699   4,59   0,68 16,7 10,2 30-60	5-8 3-8,0 23,4 22,7 0,01-0,3 -   - - 0,64 0,65 0,4-1,4   0,819   0,699   4,59   0,68 16,7 10,2 30-90	11-17 0,5-15,6 24,9 22,7 0,165 0,148   - - 0,64 0,6-0,65 7-8 0,2-3,4   0,819   0,699   4,59   0,68 16,7 10,2 30-90	3,0-17,0 2,5-11,2 24,9 23,2 0,130 0,200   - - 0,64 0,7 0,2-1,8   0,819   0,699   4,59   0,68 16,8 10,2 10-50   11,3	2-12 2-11,2 24,8 24,3 0,329 0,200   - - 0,66 0,75 1,1-1,6   0,819   0,699   4,59   0,68 16,8 10,2 40-140   18,0	0-53 0-47 24,0 19-24,3 0,170 0,149   0,097-0,130 160-331 0,64 0,7 0,2-3,4   0,819   0,699   4,59   0,68 16,8 10,2 50-80   -	17-29,2 4-5 23,4 - 0,011 -   - - - - - 0,4-1,6   0,825   -   8,05   - 16,8 10,2 - 6-144   3,8	8,5-19 3-3,9 14,3 - 0,011 -   - - - - - 0,4-1,8   0,809   -   3,5   - 16,8 10,2 - 6-144   3,5

Отмечено закономерное понижение гидропроводности с севера на юг по линии скв. 685, 684, 115, 119, 201, 05, 734, В средней части Тетеревской площали выявлена зона повышенной гидропроводности пласта, где значения ее колеблются от 400 до 650 (мкм^2*см)/(мПа*с) (скв. 711, 735, 699). Другая зона повышенных значений этого параметра установлена в юго-восточной части площади (скв. 56, 758, 760, 772), где значения гидропроводности изменяются от 400 до 800 (мкм²*см)/(мПа*с). Следует заметить, что простирание зон совпадает в основном с направлением сноса и отложения обломочного материала, оно соответствует направлению распространения отдельных пачек на зональных картах.

Коэффициент продуктивности в среднем по площади составил 53 т/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности равен 3,2 т/(сут*МПа*м). Проницаемость но индикаторным кривым в среднем равна 0,097 мкм², по КВД — 0,13 мкм², подвижность достигает 0,254мкм²/(мПа*с). Анализ материалов гидродинамических исследований скважин еще раз свидетельствует о значительной неоднородности как отдельных пачек, так и всего комплекса продуктивных отложений.

На основании исследования скважин Мортымья-Тетеревского месторождения глубинными дебитомерами удалось определить относительную отдачу нефти отдельными пластами. Оказалось, что одни пласты вообще не отдают нефть, а другие - отдают ее в разных количествах в зависимости от депрессии. Из всей мощности простреленных пластов «работает» в основном от 30 до 60%. а в среднем всего лишь 30-40%. Так, в скв. 773 перфорацией вскрыт весь интервал пласта 1546,0— 1558,0 м, а нефть отдает только лишь его нижняя часть в интервалах 1552,6-1553,2, 1554-1554,8, 1555,2-1557,2 м.

С помощью подобного рода исследований можно в разрезе продуктивных отложений фиксировать плотные прослои. Причем часть из них при увеличении депрессии на пласт может отдавать нефть, как это выявлено на Ромашкинском, Ярино-Каменноложском и других месторождениях.

Основное назначение дебитомеров и расходомеров — определение выработки запасов той или иной пачки. Однако в условиях Мортымья-Тетеревского месторождения все пачки в большинстве случаев перфорированы совместно: контроля за тем, какой пласт отдает или принимает больше жидкости, до последнего времени почти не производилось. Применительно к условиям этого многопластового месторождения необходимо изучать не только осредненные параметры в целом по скважине, но и распределение их по мощности отдельных пачек: притока, расхода, давления, продуктивности, температуры и т. п.

На основании исследований глубинными дебитомерами можно сделать предварительный вывод, что наибольшая выработка отмечается по пачке П_В2 (≈ 45%), меньшая — по пачке П_В1 (≈30%) и минимальная — по пачке П_вл (≈20—25%). Определив дебиты каждой пачки дебитомерами, можно затем выявить пластовое давление в каждой пачке.

При изучении положения водонефтяного контакта большое внимание уделялось исследованию влияния различных геолого-промысловых факторов на величину его наклона на отдельных участках и площадях Шаимского района. Установлено, что на величину наклона влияют коллекторские свойства, неоднородность пластов, степень замещения песчаников глинистым материалом, тектонические нарушения, различного рода экраны, региональный наклон движения подземных вод. Наиболее сложное изменение поверхности ВНК зафиксировано на Трехозерном месторождении, где С. Н. Григорьевым отмечено ухудшение проницаемости коллекторов от подошвенных частой залежи к наиболее повышенным, кровельным, что привело к подъему ВНК по направлению к погруженной части структуры. Максимальная разность отметок ВНК равна 18 м, а угол наклона поверхности ВНК составляет 20'. Установлено, что плоскость ВНК закономерно погружается в северо-западном направлении, где фиксируется улучшение коллекторских свойств.

В пределах Мортымья-Тетеревского месторождения также установлен наклон ВНК в северо-западном направлении, что объясняется ухудшением коллекторских свойств вверх но разрезу продуктивных отложений. Наклон ВНК колеблется в пределах 10— 15'. Установление истинного положения ВНК имеет большое значение при геометризации залежи в процессе подсчета запасов нефти, при проектировании и анализе состояния разработки.

Большое внимание при изучении геолого-промысловых особенностей нефтяных месторождений Шаимского района отводилось выявлению разрывных нарушений. Методика детальной корреляции разрезов скважин и выделения разрывных нарушений изложена в работе [17]. Сущность ее состоит в выделении на геоэлектрических разрезах реперов, литологических пачек и подпачек и прослеживания их по площади залежи. В случае выпадения этих пачек, либо их повторения соответственно выделяют сбросы или взбросы.

Исследования С. Н. Григорьевым этого вопроса привели к выводу о наличии в Шаимском районе дизъюнктивных нарушений. Пересеченные при бурении разрывные нарушения выделены в скв. 18 Евринской, в скв. 22, 127, 139, 553, 577, 573, 602, 606, 620 Трехозерной, в скв. 98 Тетерсвской, в скв. 304, 313, 318, Убинской и скв. 13, 18 Толумской площадей. Амплитуды разрывных нарушений колеблются от 4 до 27 м. Максимальная амплитуда сброса зафиксирована в скв. 313 Убинской площади (рис. 63). Установление положения и закономерностей распределения разрывных нарушений в пределах описываемых месторождений имеет большое практическое значение в процессе их разработки.

На основании анализа геолого-промыслового материала можно сделать вывод о том, что палеорельеф палеозойского фундамента служил первоопределяющей причиной образования продуктивных отложений, их переноса и переотложения, формирования структурно-морфологических ловушек, образования донных и русловых течений. Палеорельеф влияет на распределение глинистых перемычек между пластами, образование «окон» слияния между пластами и т. п. Изучаемые продуктивные отложения с размывом залегают на нижележащих породах коры выветривания или тюменской свиты. Сочетание плотных карбонатных прослоев с зонами выклинивания пачек привело к образованию тупиковых зон, которые необходимо учитывать при разработке.

Детальное расчленение продуктивных отложений, характеристика их неоднородности как по площади, так и по разрезу, несовпадение границ выклинивания пачек, несовпадение контуров нефтеносности в плане, различия в выработке запасов нефти приводят к выводу о необходимости отнесения месторождений этого типа к разряду очень сложных в геологическом отношении многопластовых нефтяных месторождений. В процессе разработки необходимо учесть все выявленные геолого-промысловые особенности, что позволит правильно и своевременно принять необходимые меры по контролю и регулированию процесса разработки. При разбуривании описываемых дележей добывающими скважинами нередко отмечаются случаи, когда проектные скважины попадают в зону выклинивания продуктивных отложений, т. е. оказываются «сухими». Для установления границ выклинивания пласта используется так называемый метод самопрослушивания скважин, довольно подробно изложенный в работах [5, 8, 26]. Определение расстояния до границы пласта и установление точном ее геометрии проводится самопрослушиванием не менее чем в трех скважинах.

Если в залежи имеется однофазная жидкость, то при снятии КВД (при соответствующих изменениях дебита) в координатах ∆р, lg t эта линия при отсутствии плотной границы должна быть прямой. Если же пласт выклинивается (граница непроницаема), то получаемая кривая будет постепенно отклоняться вверх. Если же граница проницаема, то гидропроводность ε₂ ее гораздо ниже гидропроводности ε₁ зоны, лежащей вблизи скважины, и кривая будет отклоняться вниз. Обычно таким образом определяется фронт закачиваемой воды, гидропроводность которой ε₂ будет гораздо ниже гидропроводности нефтенасыщенной зоны залежи.

При снятии кривой самопрослушивания повышение давления в остановленной скважине происходит в соответствии с зависимостью:

(24.1)

где ∆р — изменение давления в скважине при ее остановке за время t; q_о — дебит скважины до ее остановки; ε— гидропроводность пласта; r_с— приведенный радиус скважины; χ— пьезопроводность пласта; а — расстояние скважины до границы раздела или выклинивания пласта.

Исследование этой формулы проведено Н. Д. Каптелининым, К. С. Юсуповым, Р. И. Медведским для малых и больших значений времени t. Для малых t вторым слагаемым можно пренебречь, тогда для

(24.2)

Для больших значений времени влияние второго члена становится уже значительным и при ≥ 100 можно заменить эту величину ее логарифмом. Тогда

(24.3)

В полулогарифмических координатах (24.2) и (24.3) соответствуют прямым. Приравнивая их, находят точку пересечения

(24.4)

где t* — время, соответствующее пересечению асимптот.

График восстановления давления, построенный в соответствии с формулой (24.1), имеет два прямолинейных участка, соединенных между собой плавной линией (рис. 64). Если же на расстоянии а находится прямолинейный контур питания, то получают формулу (24.4). Кривые восстановления давления в этом случае имеют также два прямолинейных участка с соотношением угловых коэффициентов 2:1. Следовательно, при наличии сбросов и зон выклинивания пласта расстояние до них определяется по формуле (24.4). Эта формула применялась для расчета положения линии выклинивания продуктивных отложений по нефтяным месторождениям Шаимского района.

Изучение геолого-промысловых особенностей нефтяных месторождений Шаимского района позволяет сделать вывод, что они активно влияют на процесс разработки. В свою очередь, анализ состояния разработки дает возможность выявить и уточнить новые детали строения месторождений. Например, анализ продвижения закачиваемой воды полностью совпадает с прогнозом направления их продвижения. Установлено, что обводнение скважин происходит вдоль границ слияния отдельных пачек (см. рис.60, 61). Значительные различия в пластовых давлениях в пределах залежи объясняются неоднородностью пластов, а также наличием отдельных пачек и подпачек, плотных пропластков, разрывных нарушений, тупиковых зон и т. п.

Мероприятия по контролю и регулированию разработки Мортымья-Тетеревского месторождения проводились с учетом геолого-промысловых особенностей залежи. Анализ современного состояния разработки залежей позволяет сделать вывод, что на основе комплексного учета и интерпретации всей геолого-промысловой информации фактические показатели разработки соответствуют проектным. Комплексная интерпретация геолого-промыслового материала позволит достичь запланированного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, в процессе разработки нефтяных залежей описываемого типа была получена и обобщена значительная геолого-промысловая информация. Представления о геолого-промысловых особенностях залежей создавались на основе их изучения прямыми, геофизическими, гидродинамическими методами, путем их исследования дебитомерами и расходомерами, на основе анализа эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, а также изучения и обобщения материала геолого-промысловыми методами.

Обобщение и интерпретация всей геолого-промысловой информации производились путем количественной оценки статистических характеристик и степени рассеяния геолого-промысловых признаков, количественной оценки неоднородности эксплуатационных объектов, построения карт, схем, геологических разрезов. Большое внимание уделялось учету и интерпретации геолого-промысловой информации при обосновании систем разработки эксплуатационных объектов, размещения добывающих и нагнетательных скважин.

 

Глава 25. НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НИЗМЕННОСТИ

Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири — многопластовые, они приурочены к крупным брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Продуктивные пласты сложены в основном полимиктовыми песчаниками, которые разрушаются за счет диагенетических процессов; удельная поверхность зерен увеличивается, что приводит к увеличению водонасыщенности и, естественно, снижению коэффициента нефтенасыщен-ности, который равен 0,65 - 0,7. Значительное увеличение водона-сыщенности коллекторов за счет снижения фазовой проницаемости для нефти приводит к быстрому обводнению разрабатываемых залежей. Этот вывод подтверждается и результатами разработки залежей [35].

В разрезе многопластовых месторождений выделяется 4 - 6 нефтегазоносных комплексов, в пределах которых физико-химические свойства нефти обычно изменяются в незначительной степени. Для всех продуктивных пластов характерна значительная неоднородность: расслоение песчаников на несколько прослоев, взаимозамещение песчаников глинистыми породами и наоборот. Особенно это четко видно на примере пластов группы А Нижневартовского свода (готерив-баррем-аптский нефтегазоносный этаж). Проницаемость коллекторов достигает в основном 0,250 - 0,800 мкм², для ряда пластов (БС₁₀, пласты группы А) она снижается до 0,050 - 0,150 мкм². Пористость обычно равна 18 - 26%. Вязкость нефти в пластовых условиях за счет высоких температур составляет 0,9 - 5,5 мПа*с.

В процессе разработки, хотя и ощущается влияние законтурной области, пластовое давление быстро снижается. Развитию режима растворенного газа препятствует значительное превышение пластового давления над давлением насыщения, достигающее 11,5 - 13,0 МПа. Пластовый газовый фактор равен 40 - 100 м³/т. Для поддержания пластового давления используются сеноманские пластовые воды, залегающие в пределах этих же месторождений. Пластовая температура нефтяных залежей достигает 70 - 90° С.

Кроме того, следует добавить, что вся территории месторождений покрыта озерами и болотами, что отрицательно влияет на освоение и разработку открываемых залежей, приводит к большим капитальным затратам как при разведочных работах, так и при эксплуатационном бурении.

Нами в качестве характерных (типовых) выбраны такие месторождения, где вскрыт наибольший этаж нефтегазоносности, зафиксировано максимальное число нефтяных залежей, морфологические особенности пластов в целом всего месторождения свойственны и пластам других месторождений района.

25.1. Интерпретация геолого-промысловых материалов в процессе проектирования разработки

25.1.1.Ceвepo-Покурское нефтяное месторождение

Северо-Покурское многопластовое нефтяное месторождение находится в пределах юго-западной части Нижневартовского свода. Разрез месторождения представлен породами палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Структура разделена на три поднятия: северное, центральное и южное.

В разрезе месторождения залежи выявлены на глубинах до 2230 м (рис. 65). По керну и промыслово-геофизическим материалам в подошве пласта AB₁³ зафиксирован размыв, за счет которого залежи пластов АВ₁³ и АВ₂ гидродинамически связаны и их, вероятно, следовало бы объединить в одну залежь АВ₁³ + АВ₂. Залежи в пластах БВ₉, БВ₈, БВ₂, БВ₁, БВ₀, АВ₅ обнаружены в основном лишь в пределах южной части площади, а в пластах AB₁³+AB₂, БВ₆ и БВ₈¹ — в пределах всей площади месторождения.