Продуктивные пласты западно-таркосалинского месторождения

2.2.1 Характеристика продуктивных пластов. По результатам интерпретации ГИС и опробования скважин в разрезе  Западно-Таркосалинского месторождения выявлены 20 продуктивных  (га­зо­вых, газоконденсатных и нефтяных) пластов, которые характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Разделение пластов по однородности выполнено с учетом коэффициентов песчанистости Кпесч и расчлененности Кр. Основным критерием  служит коэффициент песчанистости, а коэффициент расчлененности, как менее надежный показатель, использовался в качестве дополнительного.


При классификации коллекторов по мощности использовалась работа В.Н. Дахнова.

В таблице 2.3 дана характеристика продуктивных пластов по неоднородности, классификация по мощности, с приведением средних общих и эффективных толщин. При этом использованы следующие условные обозначения:
2.2.1 Характеристика продуктивных пластов. По результатам интерпретации ГИС и опробования скважин в разрезе  Западно-Таркосалинского месторождения выявлены 20 продуктивных  (га­зо­вых, газоконденсатных и нефтяных) пластов, которые характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Разделение пластов по однородности выполнено с учетом коэффициентов песчанистости Кпесч и расчлененности Кр. Основным критерием  служит коэффициент песчанистости, а коэффициент расчлененности, как менее надежный показатель, использовался в качестве дополнительного.


При классификации коллекторов по мощности использовалась работа В.Н. Дахнова.

В таблице 2.3 дана характеристика продуктивных пластов по неоднородности, классификация по мощности, с приведением средних общих и эффективных толщин. При этом использованы следующие условные обозначения:

1. Классификация коллекторов по неоднородности:                            


с.о.  -  сравнительно однородный тип                           

н.о.  -  неоднородный тип                           

с.н.  -  сильно неоднородный тип.                           

ч.н.  -  чрезвычайно неоднородный тип                            

2. Классификация коллекторов по мощности (по В.Н.Дахнову):

I   - очень большая      h общ. и hэфф. 100м                           

II  - большая               h общ. и hэфф. =  20-100м                           

III - средняя                h общ. и hэфф. =  5-20м                           

IV  - малая                  h общ. и hэфф. = 1-5м                           

V   - очень малая          h общ. и hэфф. 1м                           

Продуктивные пласты, выделенные в разрезе в большинстве своем чрезвычайно неоднородные, малой или очень малой мощности.

Величина коэффициента песчанистости по отдельным скважинам, вскрывших продуктивные пласты изменяется в широком диапазоне от 0.022 до 1.0, составляя в среднем по пластам 0.6 - 0.7. Коэффициент расчлененности по залежам в среднем равен 3. Результаты определения проницаемых прослоев в продуктивных пластах представлены в табл. п. 2.1.

Карты эффективных газо-насыщенных и нефтенасыщенных мощностей по пластам представлены на граф. прил. 22 - 41.

Результаты лабораторных определений коллекторских и физических свойств горных пород представлены в табл. п. 2.2. А в табл. 2.4. приведены основные подсчетные параметры продуктивных пластов месторождения в сопоставлении с данными, полученными при анализе керна.

По большинству пластов отмечается сходимость результатов. Коэффициент пористости по основным продуктивным пластам изменяется от 18 до 21 %. Пористость вышележащих газовых залежей несколько лучше средней (20 - 26 %), а нижележащих ачимовских отложений - хуже (15 - 16 %). Проницаемость продуктивных пластов изменяется от нескольких единиц до 200 мД.



2.2.2 Газоконденсатная характеристика залежей. Результаты промысловых газоконденсатных исследований

Газоконденсатная характеристика рассматриваемых залежей устанавливалась методами промысловых и лабораторных исследований. Промысловые исследования проводились методом промышленных отборов с использованием сепараторов гравитационного типа ГС-09-06. Всего выполнено 67 замеров выходов конденсата из добываемых пластовых систем при различных режимах сепарации (из них по пластам группы ПК - один замер, АП - семь и БП - 59  замеров).

Анализ результатов, представленных в табл. 2.5, показывает, что требованиям действующих инструкций по проведению промысловых газоконденсатных исследований отвечают не все полученные данные.


Ряд скважин оказались низкодебитными, работавшими с высокими депрессиями при недостаточных для полного выноса конденсата скоростях газа на забое. Кроме того, в продукции некоторых скважин присутствовала пластовая вода. Время работы на режимах отдельных скважин составляло от одного до четырех часов, что является недостаточным для стабилизации режима их работы.

Недостаток данных для однозначной оценки газоконденсатной характеристики месторождения указывает на необходимость дополнительных промысловых исследований по пластам групп ПК и АП, залежам БП5, БП8, БП91. Учитывая, что пробы газа и конденсата для определения состава пластовых систем были отобраны не из всех исследованных скважин рекомендуется провести исследования с отбором проб из залежей пластов БП101, БП111-1

и БП12, по которым получены единичные составы пластовых систем. В первую очередь такие исследования следует провести по залежам, которые рекомендованы к проведению ОПЭ.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога