Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК

Верхнедевонско-турнейский НГК

Пласт Фр

А) ВНК принят отметке минус 1699 м. Залежь громоздкого типа. Размеры залежи в границах контура нефтеносности 1,0х0,5 км, нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м.

Б) Расчленённость -3. ФЕС принимают по аналогии с вышележащим пластом Фм.

Пласт Фм

А) ВНК фаменской залежи принят отметке минус 1699 м по результатам опробования скв. №38, 39, 40. Тип залежи пластовая сводовая Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК, литологически ограниченная, тип коллектора карбонатный. Размеры в границах контура нефтеносности 5,8 х 5,8 км. Общая толщина пласта в границах аналогов по пробуренным скважинам меняется от 57,2 до 206,9 м, составляя в среднем 122,9 м. Действенная толщина добивается 45,6 м, нефтенасыщенная толщина - 0,6-39,9 м, средневзвешенное по площади значение равно 15,4 м.

Б) Пористость и проницаемость в нефтенасыщенной Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК части колеблется в границах 5,9-24,0%, проницаемость 1,03-1245*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 57,1-95,4; средние – 11,9%, 103*10-3мкм2 и 81,4. Гидропроводность по воде удаленной зоны пласта составляет 0,5 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,37. Расчлененность – 25,5.

В) Величина давления насыщения 11,04 МПа, пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 29̊C.

Пласт Т1

А) Пласт Т1 имеет ограниченное распространение, он залегает в виде кольца Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК, обрамляя со всех боков разрушенную фаменско-франскую постройку, замещаясь плотными породами в восточной части. ВНК принят на отметке минус 1699 м. Тип залежи - пластовая сводовая стратиграфически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,0х0,8 км. Общая толщина пласта по пробуренным скважинам меняется от 29,8 до 46,0 м, составляя в среднем 36 м. Действенная толщина равна 9,8-26,1 м Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК при среднем значении 18,1 м, нефтенасыщенные толщины меняются от 4,0 до 22,0 м, средневзвешенная по площади – 8,8 м.

Б) Гидропроводность равна 9,4 мкм2*см/(мПа*с). ФЕС принимают по аналогии с нижележащим пластом Фм. Кпесч – 0,5. Расчленённость – 12,5.

В) Пластовое давление 17,56 МПа, пластовая температура 27,5̊С, давление насыщения 11,15 МПа, газосодержание 142,0 м3/т.

Пласты Фр, Фм, Т1 представлены на схематично Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК геологическом профиле. (Прил.4.1)

Окско-башкирский НГК

Пласт Ок

А) Пласт залегает в высшей части окского надгоризонта и сложен известняками и доломитами. Покрышкой залежи является 25-метровая толща плотных глинистых известняков высшей части окского надгоризонта. ВНК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 1475 м, по результатам опробования скв.№ 48. Тип залежи – пластовая Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК сводовая литологически ограниченная. Размеры залежи 4,8х3,8 км. Пласт развит на всей местности месторождения, его общая толщина равна 28–35,5 м при среднем значении 32 м. Действенная толщина меняется от 0,5 до 11,2 м, средняя действенная толщина пласта 5,1 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,5-11,2 м, средневзвешенное значение-3,0 м.

Б) Пористость составляет 12,9%, проницаемость 4,94*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 63,5. Гидропроводность Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК удаленной зоны пласта равна 0,59 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,16. Расчленённость 5,2.

В) Пластовое давление 17 МПа, пластовая температура 23̊С, давление насыщения 12,71 МПа, газосодержание 83,3 м3/т.

Пласт Срп

А) Пласт залегает в высшей части серпуховского яруса, сложен известняками и доломитами. Залежь нефти с ВНК минус 1286 м выделяется в районе скв. № 47 по результатам её опробования Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК. Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 0,5х0,4 км. Общая толщина пласта составляет 15,1 м. Действенная толщина составляет 4,4 м. Нефтенасыщенная толщина 4,4 м, средневзвешенное значение - 2,9 м,

Б) Коллекторские характеристики низкие, пористость 9,4– 11,6%, проницаемость 1,99–9,68*10-3 мкм2 , расчетная нефтенасыщенность 57,1– 69,6 средние по трем определениям – 10,5%, 5,1*10-3мкм2 и 63. Гидропроводность удаленной зоны пласта равна 23,4 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК – 0,29. Расчленённость – 4.

В) Пластовое давление 15,5 МПа, пластовая температура 25̊С, давление насыщения 13,58 МПа, газосодержание 53,8 м3/т.

Пласт Бш3

А) Пласт приурочен к отложениям прикамского горизонта, залегающего на размытой поверхности серпуховского яруса. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1282 м. Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 4,6х2,8 км. Общая толщина пласта меняется от 6,4 до 23,2 м Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК, составляя в среднем 13,6 м. Действенная толщина пласта – 2,3-10,4 м при среднем значении – 5,3 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется по местности от 0,8 до 8,4 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина - 4,2 м.

Б) Пористость коллекторов в нефтенасыщенной части 8,5–24,6%, проницаемость 1,46-1122*10-3 мкм2, расчетная нефтенасыщенность – 41,0–89,4 средние – 19,3%, 204*10-3 мкм2 и 76,1. Кпесч – 0,39. Расчленённость - 5,6.

В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.

Пласт Бш2

А)Пласт приурочен к отложениям черемшанского горизонта, сложенного известняками и доломитами с подчинённым значением известняковых конгломератов и гравелитов, мергелей и аргиллитов. Опробование пласта Бш2 проводилось вместе с пластами Бш1 и Бш3. Раздельно пласт Бш2 не испытывался, при опробовании его вместе с Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК пластом Бш1 низшая отметка получения безводной нефти минус 1278,6 м зафиксирована в скв. № 515, на основании чего ВНК пласта Бш2 принят на абсолютной отметке минус 1279 м. Залежь нефти пластовая сводовая литологически ограниченная в центре залежи и на северо-востоке, её размеры 4,8х3,2 км. Пласт развит на всей местности месторождения, его толщина в Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК границах аналогов 5,7-17,4 м, среднее значение – 8,8 м. Действенная толщина составляет 0,5-6,2 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,5-6,2 м, средневзвешенное значение - 2,2 м.

Б) Пористость 8,8–23,4%, проницаемость 1,05-263*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 48,6–84,9 средние для нефтенасыщенной части пласта – 15,0%, 68,1*10-3мкм2 и 75. Кпесч – 0,44. Расчленённость - 3,9.

В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.

Пласт Бш1

А) Пласт Бш Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК1 залегает в нижней части мелекесского горизонта, сложенного известняками шельфового мелководья, переслаивающихся с очень глинистыми известняками. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1279 м по результатам тесты и ГИС скважин № 44 и 45. Залежь нефти пластовая сводовая, её размеры 5,0х3,8 км. Пласт развит на всей местности месторождения, его толщина в Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК границах аналогов равна 5,6-13,3 м при среднем значении 9,3 м. Действенная толщина меняется от 0,4 до 4,9 м, средняя действенная толщина пласта - 3,0 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,4-4,9 м, средневзвешенная - 2,8 м.

Б) Пористость нефтяных коллекторов 8,8–22,5%, проницаемость 0,97-227*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 43,7–84,4 средние значения для пласта 15,7%, 43,6*10-3мкм2 и 68,7. Гидропроводность по воде удаленной зоны пласта составляет 0,23 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК – 0,322. Расчленённость – 3,3.

В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.

Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК

Пласт См

А) Залежь нефти выделяется в юго-западной части структуры в районе скв.№48. Флюидоупором для сакмарской залежи служат трансгрессивные глинистые и окремнённые известняки артинского яруса. ВНК принят на абсолютной отметке минус Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК 736 м по результатам опробования в колонне скв.№48 Тип залежи – пластовая водоплавающая. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 1,8х0,9 км. Пласт См прослежен по всей местности месторождения. Общая толщина пласта в границах аналогов меняется от 20,8 до 34,2 м, составляя в среднем 27,4 м. Действенная толщина пласта составляет 7,8-17,4 м при среднем значении 12,2 м. Нефтенасыщенная Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК толщина по скважинам меняется от 1,0 до 6,6м, средневзвешенная по площади - 3,5 м.

Б) Пористость коллекторов нефти 9,7–18,4%, проницаемость 0,76–81,6* 10-3мкм2, нефтенасыщенность (расчетная) 48–80,4 средние – 13,2%, 21,9*10-3мкм2 и 69,8. Кпесч – 0,445. Расчленённость – 8,8.

В) Пластовое давление 9,4МПа, пластовая температура 16̊С, давление насыщения 6,65 МПа, газосодержание 52,5 м3/т.

Пласты Ок, Срп, Бш1-3, См представлены на схематично геологическом профиле (Прил Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК.4.2).

Ниже в таблице 4.1 представлена черта коллекторов по залежам.

П.4.1 Схематический геологический профиль турне-фаменско-франских отложений по скв. 49-50-425-421-439-401-36.


П.4.2 Схематический геологический профиль пермских и каменноугольных отложений линия (II - II).


Таблица 4.1 Черта коллекторов по залежам.


Заключение.


versalskij-dogovor-28-iyunya-1919-goda.html
vershina-piramidi-pravovogo-kontrolya-shvedskaya-model-ombudsmena.html
versii-diagnostirujte-aritmii.html