Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении. Сейсморазведка, интерпретация сейсмических материалов. Геофизические исследования скважин. Организация буровых работ. Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.09.2011
Размер файла 99,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Содержание

  • Введение
  • 1. Общая часть
  • 1.1 Краткий географо-экономический очерк района работ
  • 1.2 Обзор геолого-геофизической изученности района работ
  • 2. Геологическая часть
  • 2.1 Стратиграфия
  • 2.2 Тектоника
  • 2.3 Нефтегазоносность
  • 2.3.1 Физико-литологическая характеристика
  • 2.3.2 Физико-химическая характеристика нефти
  • 2.4 Гидрогеология
  • 3. Методическая часть
  • 3.1 Сейсморазведка
  • 3.1.1 Сейсмологические условия
  • 3.1.2 Интерпретация сейсмических материалов
  • 3.2 Геофизические исследования скважин
  • 3.3 Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина
  • 3.4 Обоснование размещения поисковых скважин
  • 3.5 Организация и проведение буровых работ. Общие сведения
  • 3.6 Обоснование максимального значения зенитного угла
  • 3.7 Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении
  • 3.8 Буровой раствор
  • 3.9 Обоснование видов и способов бурения
  • 3.10 Организация буровых работ
  • 4. Охрана окружающей среды
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение, расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина, было открыто в 1986 году в результате бурения и опробования поисковой скважины № 1. Залежи нефти, газа и конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта на глубинах 1300-2500 м. Залежи контролируются крупной мегантиклинальной складкой одноименного названия открытой рекогносцировочными (1970) и подготовленной к бурению детальными сейсмическими исследованиями (1982) (рис.1).

Бурение поисковых и разведочных скважин производилось в течение пятилетнего периода (с 1988 по 1993 год). На месторождении были пробурены три поисковые и 11 разведочных скважин общим объемом 33773 м. В результате буровых работ были изучены особенности геологического строения, открыты залежи нефти, газа и конденсата, отобраны пробы флюидов и образцы керна. Кроме того, выполнены повторные детальные (сейсмические) МОГТ (1991 г.). На основании проведенных геолого-геофизических работ и лабораторных исследований керна, нефтей, газов и конденсатов, обобщен материал по геолого-геофизической информации. Необходимость проведения геологоразведочных работ обусловлены тем, что подготавливаются запасы по сырьевой базе для развития нефтегазодобывающей промышленности на шельфе Северо-восточного Сахалина. Ранее (1977 - 1982) были открыты и подсчитаны запасы по Одоптинскому и Чайвинскому морским месторождениям. В 1990 году утверждены запасы углеводородов по Лунскому морскому месторождению.

Месторождение Пильтун-Астохское расположено в непосредственной близости от острова Сахалин (15-20 км), на глубинах моря 24-48 м содержит крупные по запасам залежи нефти, газа и конденсата.

месторождение сейсмический бурение скважина

Темой дипломной работы является: "Геологическое строение, перспективы газоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское".

В период подготовки мною самостоятельно построены: сводный геолого-геофизический, продольный геологический разрезы. Геологический разрез продуктивной части через скважину 13,14, структурная карга по кровле XXI продуктивного пласта и карта эффективных и нефтенасыщенных толщин XXI продуктивного пласта.

1. Общая часть

1.1 Краткий географо-экономический очерк района работ

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на Северо-Восточном шельфе Сахалина, на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от береговой линии (Приложение 1).

В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом на сопряженной суше является г. Оха, расположенная в 90 км к северу.

Транспортировка грузов возможна морским путем из порта Москальво. расположенною на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из аэропорта города Охи. На сопредельной суше транспортировка грузов осуществляется по узкоколейной (750 мм) железной дороге и грунтовой автодороге, соединяющей город Оху с поселком Ноглики (рис.).

Температурный режим в районе месторождения и сопредельной суши летом в значительной мере обусловлен влиянием холодного Восточно-Сахалинского течения направленного с севера на юг вдоль восточного берега со скоростью 10-20 см/сек, в зимнее время - вторжением континентального воздуха. Наиболее низкие температуры воздуха наблюдаются в январе месяце - в среднем 20-22°. Абсолютный годовой минимум - 42-44°С. Наиболее высокие температуры воздуха характерны для августа-+13° С. Количество осадков в холодный период не превышает 200 мм, в теплый период - 350-400 мм, а годовой объем осадков оценивается в 500-550 мм. Высота снежного покрова на сопредельной суше составляет 40-50 см, его устойчивое образование происходит в первой декаде ноября, а разрушение в третьей декаде мая.

Речная сеть на сопредельной суше представлена реками Пильтун, Паромай, Кыдыланьи - впадающими в залив Пильтун. Температура воды (на поверхности моря) составляет 10-11°, в феврале 0-1°.

Характер приливов неправильный, суточный с максимальной высотой 2,1 м. Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном (i = 0,003).

Инженерно-геологические условия Пильтун-Астохского месторождения характеризуются как сложные, ввиду наличия погребенных палеодолин, сложного строения металогических комплексов, довольно высокий сейсмоопасностъю и активного проявления мезодинамических процессов. Акватория месторождения находится в зоне транзита осадочного материала. На дне выявлены подводные гряды с подвижными мезоформами рельефа дна - песчаными валами амплитудой 1-4 м.

Ледовый режим в районе месторождения сложный. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часто происходит торошение льда высотой до 5-6 м.

Дрейфующий лед мощностью 1,5-2 м образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек, что препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев) и создает опасность для стационарных платформ.

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности района работ

Пильтун-Астохская структура выявлена сейсмическими работами масштаба 1: 100000, в результате которых были изучены основные черты строения полевых геофизических работ (1975, 1976), было уточнено строение данной складки, ее соотношение с южным куполом Одоптинской структуры. В 1976 году, в результате поисковых геофизических работ НИС "Орион Арктик", детализировано строение Пильтунской, Южно-Пильтунской и Ас-тохской структур. В 1983 году Пильтунская АТЗ была принята в фонд подготовленных объектов. В 1986 году на Астохском брахикуполе пробурена поисковая скважина № 1, являющаяся первооткрывательницей залежей в отложениях нижненутовского подгоризонта, и разведочная скважина № 2 на северной переклинали структуры, позволяющая установить границы залежей на Астохском участке. В 1987 году поисково-разведочное бурение на месторождении было значительно интенсифицировано. В общей сложности было пробурено 5 скважин. Две из них - поисковые № 5 и № 6 - явились первооткрывательницами залежей на Пильтунском и Южно-Пильтунском сводах. В результате бурения разведочной скважиной № 7 выявлено наличие дизъюнктивно ограниченных залежей в пределах блока II Пильтунского свода. Разведочные скважины № 3 и № 4, пробуренные в пределах Астохской структуры, позволили установить особенности строения пластов-коллекторов и залежей нефти и таза в пределах юго-восточной части структуры и в зоне сочленения Астохской и Южно-Пильтунской антиклиналей.

В 1987 году на месторождении пробурены две разведочные скважины - 8 в сводовой части Пильтунского свода и 10 на южной переклинали Южно-Пильтунской структуры. Скважина № 8 подтвердила наличие газовых шапок в своде Пильтунской антиклинали. Скважина № 10 позволила установить наличие единых залежей, распространяющихся в пределах Южно-Пильтунского и Астохского сводов. Продолжая разведку залежей в пределах западною и восточного крыльев Южно-Пильтунского и западного крыла Пильтунского сводов, разведочной скважиной № 12 подтверждено наличие нефтяных оторочек ряда залежей, скважина № 9 вскрыла продуктивный разрез в неблагоприятных фациальных условиях, позволив установить границы замещения пластов-коллекторов.

В 1990 году на месторождении были пробурены скважина № 11 в седловине между Пильтунским и Южно-Пильтунским куполом и скважина № 14 на западном крыле северной переклинали Пильтунского свода. По результатам их бурения выявлено наличие сбросов 1 и 3, ограничивающих залежи Пильтунского свода от залежей Южно-Одоптинского и залежей, разделенных нарушением между Пильтунской и Южно-Пильтунской структурами.

Итак, в пределах Пильтун-Астохского месторождения в результате поисково-разведочного бурения, проведенного в 1986-1990 гг. было выделено три участка: Пильтунский, Астохский и Южно-Пильтунский. Исходя из полученных результатов, на месторождении планируется бурение разведочных скважин для получения геолого-геофизической информации, необходимой для обоснования параметров к подсчету запасов нефти, газа и конденсата.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

В пределах изучаемой бурением площади вскрыто 2800 м нормального разреза неогенового возраста, который подразделяется на миоцен-плиоценовые отложения, представленные нутовской свитой.

Кроме того, в строении Пильтун-Астохского месторождения подчиненную роль играют и четвертичные отложения мощностью до 30 м. Последние представлены здесь постплиоценовыми и современными осадками (Приложение 2).

Нутовская свита - N1-2 nt

Вскрытая мощность нутовской свиты равна около 2800 м, отложения представлены толщей морских терригенных осадков. Отложения нутовской свиты представлены глинисто-песчаными породами. В свите выделены два подгоризонта (снизу - вверх): нижненутовский и верхненутовский. Нижненутовский подгоризонт выделен в пределах пластов VIII-XXV.

Пласты сложены песчаниками, уплотненными глинистыми песчаниками, крупнозернистыми и разнозернистыми слабо сцементированными алевролитами. Песчаники и алевролиты части содержат линзы и прослои глины. Слоистость горизонтальная линзовидная, изредка отмечаются элементы косой слоистости. Идет чередование сложно построенных пластов - коллекторов и алеврито-глинистых разделов. Алеврито-глинистые разделы представлены глинами темно-серыми, пластичными и уплотненными. Встречаются прослои пород с кальцитовым цементом. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные мощностью до 30-40 метров.

Нижненутовский подгоризонт (верхний миоцен) - N1 nt

Подгоризонт содержит открытые залежи нефти, газа - вскрыт всеми скважинами. Изменение общей мощности пластов подчиняется региональным закономерностям, эффективная мощность пласта колеблется от 2 до 14м при общей средней мощности 40-52 м.

Весь объем нижненутовских пород отнесен к глинисто-алеврито-песчаной пачке. В основании пачки преобладают алеврито-глинистые породы. Глинистые отложения здесь составляют до 60% разреза.

В отложениях этой части разреза установлен комплекс микрофауны, состоящей преимущественно из фораминифер с агглютимированной раковиной. Пласты сложены мелкозернистыми песчаниками, алевролито-песчаными и глинисто-алевролитовыми породами. Раздел между пластами представлен темно-серой оскольчатой, местами песчанистой глиной мощностью 50-60 м.

Верхненутовский подгоризонт (плиоцен) - N2 nt

Отложения подгоризонта содержат (снизу - вверх) песчано-алевритовые пласты I - VIII, О-Л, а также нерасчлененную толщу преимущественно глинисто-алевритовых пород мощностью до 700 м. В разрезе прослеживаются 3 литологические пачки: алеврито-глинистая - глины темно-серые пластичные, алевритовые и алевритистые.

Алевролиты серые, рыхлые и уплотненные. Песчаники светло-серые, рыхлые, слабо сцементированные. Глинисто-диатомовая пачка - глины, диатомовые глины с прослоями алевролитов. Глины темно-серые, пластичные, содержат панцири диатомовых водорослей (до 20 - 50%). Грубо-обломочная - пески серые, разнозернистые, гравийно-галечные, рыхлые. Вскрытая мощность отложений подгоризонта - 1500 м.

Четвертичные отложения

В геологическом строении существенную роль не играют, они завершают геологический разрез, залегают от дна моря на глубину до 30 м. Распространены на шельфе сплошным чехлом, от галечникового и гравийного грунта до мелких песков.

2.2 Тектоника

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка входит в Одоп-тинскую антиклинальную зону, которая протягивается вдоль шельфа Северо-Восточного Сахалина (по азимуту северо-запад 345°) на расстоянии около 140 км (при ширине зоны 14 км). В общем тектоническом плане рассматриваемая зона относится к Шмидтовскому антиклинорию включенного, в свою очередь, в Сахалинский мегантиклинорий (рис.2).

Одоптинская антиклинальная зона на западе сопряжена с Пильтунским синклинальным прогибом. В южной части она через небольшой синклинальный прогиб граничит с Чайвинской антиклинальной складкой, а затем с крупным Чайвинским синклинальным прогибом. В этих прогибах мощность осадочного чехла достигает 9 км. На востоке Одоптинская антиклинальная зона через неглубокий синклинальный прогиб сопряжена с Восточно-Одоптинской антиклинальной зоной, ориентированной в субмеридиональном направлении.

В структурном отношении Одоптинская антиклинальная зона подразделяется на три мегантиклинальные складки (с севера на юг): Одоптинскую, Пильтун-Астохскую и Аркутун-Дагинскую). Каждая из мегантиклиналей, в свою очередь, состоит из нескольких локальных антиклинальных складок. Так, Одоптинская мегантиклиналь подразделяется на три брахиантиклиналь-ные структуры (Северо-Одоптинскую, Центрально-Одоптинскую и Южно-Одоптинскую) и один "структурный нос" - Одопту-суша.

Пильтун-Астохская мегантиклиналь объединяет три антиклинали. Пильтунскую, Южно-Пильтунскую и Астохскую. В составе Apкутун-Дагинской мегантиклинали открыты сейсморазведкой три антиклинальные складки: Аркутунская, Дагинская, Айяшская.

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка расположена в центральной части Одоптинской антиклинальной зоны. Для зоны характерна умеренная нарушенностъ разрывами (по глубоким горизонтам), ассиметрическое строение зоны (с крутым западным - 10-15°), пологим восточным крыльями - 8-10°), субмеридиональная ориентировка осей локальных складок, наличие нефтяных и газовых залежей в отложениях нижненутовского горизонта.

Структурный план зоны по нижним горизонтам осадочного чехла изучен по материалам сейсморазведки, а по верхним горизонталям - по данным сейсморазведки и глубокого бурения.

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка по кровле ХХ11 пласта (по стратоизогипсе - 2000 м) имеет размеры 10 x 40 км, амплитуду - 250 м. Углы падения пород на западном крыле достигают 10-12°, на восточном 5-6° (рис.3). Пильтунская брахиантиклинальная складка имеет размеры 6 x 14 км, амплитуду - до 180 м. На севере через неглубокое "седло" она сопряжена с Южно-Одоптинской антиклиналью. Кроме того, эти структуры разделены небольшим (с амплитудой до 40 м) сбросом. Этот разрыв установлен в скважине № 14 на глубине 1982 м, где из разреза выпадает ХХIII3 пласт. На сейсмических разрезах разрыв выделяется неуверенно. Поверхность сместителя сброса ориентирована в субширотном направлении (ориентировочно по азимуту С-В - 60°) и падает на северо-запад под углом 60-70°. Северный блок (1а) опущен и представляет собой северное замыкание Пильтунской антиклинали, сопряженной с южной переклиналью Южно-Одоптинской брахискладки. Этот сброс является тектоническим экраном для газовых и нефтегазоконденсатных залежей Пильтунской антиклинали.

Свод Пильтунской складки по всем продуктивным пластам сохраняется на одном месте в районе скважины № 8.

Южная часть складки отделена от свода (от блока I) разрывом типа взброса-сдвига. Этот разрыв установлен по материалам детальных сейсмических работ и подтверждается различными высотными отметками контактов залежей в смежных тектонических блоках I-II. По структурным построениям и сейсмическим данным плоскость сместителя (разрыва 2) ориентирована по азимуту северо-восток 30°. Разрыв относится к типу взбросо-сдвигов. Вертикальная амплитуда смещения (по отношению к блоку I) происходила к востоку и оценивается величиной до 2-2,5 км. Тектонический блок II в структурном отношении представляет собой южный переклинальный блок Пильтунской брахи-антиклинали, отделенной от сводовой части складки (от тектонического блока I) разрывным нарушением типа взброса-сдвига. Наличие у разрыва сдвиговых перемещений привело к изменению амплитуды разрыва по простиранию смесителя до 80 м (вблизи оси) до 10 м (на восточном крыле складки). Размеры тектонического блока I, ограниченного разрывами 1 и 2, составляет 7,5 x 6 км, амплитуда складки равна 40 м.

Размеры тектонического блока II равны 7,2 x 5 км. На юге за границу блока II принят разрыв 3 (типа сброса-сдвига), разделяющий залежи углеводородов Пильтунской и Южно-Пильтунской антиклиналей. Амплитуда вертикального смещения составляет около 1 км.

На некоторых структурных картах Южно-Пильтунская складка имеет небольшое северное замыкание. Наличие разрыва фиксируется по различию высотных отметок контактов залежей в смежных блоках (в блоке II Пильтунской и на Южно-Пильтунской антиклинали (по кровле ХХI1 пласта, по стратоизогипсе 1950 м) составляют 14,0 x 10,5 км, амплитуда структуры (по отношению к "седлу" с Астохской антиклинальной складкой) достигает 230 м. Углы падения пород на западном крыле равны 5-6°, на восточном - 3-4° (рис.3).

Северное переклинальное замыкание складки выражено неотчетливо. Залежи контролируются структурной ловушкой и разрывным нарушением 3, ориентированном в северо-восточном направлении. Астохская брахиантиклинальная складка кулисно сочленяется через "седло" с переклиналью Южно-Пильтунской структуры. Размеры складки (по кровле XXI1 пласта) равны 13,5 x 5,5 км, амплитуда ее (по отношению к "седлу" с Южно-Пильтунской) равна около 50 м. Ось складки ориентирована по азимуту с-з 330°. Углы падения пород 3-4°. Разрывные нарушения отсутствуют (рис.3).

2.3 Нефтегазоносность

Залежи нефти, газа и конденсата на площади Пильтун-Астох залегают в песчаных пластах и песчано-алевритовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах 1400 - 2400 м. В структурном отношении залежи углеводородов контролируются мегантиклиналью, включающей три брахиструктуры: Пильтунскую, Южно-Пильтунскую, Астохскую.

Геологическое строение месторождения осложняется как наличием литологических замещений или тектонических свойств продуктивных пластов. Залежи нефти и газа относятся к классу структурных, к группе антиклинальных и куполовидных структур; подгруппе сводовых, пересеченных или экранируемых разрывными нарушениями и зонами литологического замещения или выклинивания пород коллекторов.

Месторождение относится к многопластовым, гак как в разрезе установлено опробованием и прогнозируется по ГИС 15 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти, газа и конденсата (прил.). Залежи подразделяются на:

1) нефтяные (Н);

2) газовые (Г): 3) газоконденсатные (ГК);

4) нефтегазоконденсатные (НГК);

5) газоконденсатнонефтяные (ГКН) (табл.1).

В нефтегазоконденсатных (НГК) залежах газовая шапка превышает по объему нефтяную оторочку, а в газоконденсатнонефтяных (ГКН) залежах (т.е. в нефтяных с газоконденсатной шапкой) основная по объему часть залежи нефтяная. Нефтяные (Н) залежи содержат только нефть с растворенным газом. Разделение залежей на газовые (Г) и газоконденсатные (ГК) произведено по содержанию в газе конденсата. Газовые залежи содержат незначительное количество конденсата (< 10 см3/м3). При разработке газоконденсатных залежей и шапок (в результате снижения давления) из добываемого пластового газа выделяется конденсат. Содержание его в залежах Пильтун-Астоха колеблется от 55 г/м3 (XII пласт) до (XXV) - 190 г/м3.

Залежи размещены по участкам следующим образом:

Пильтунский участок - 21 залежь.

1а блок - одна газоконденсатная (ГК) - пласт XIX1;

I блок - 12 залежей: 3 газовые (Г) - пласт XII, XIII - XIV, XVI-XVII; 4 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XVII, ХХ11 ХХ12, ХХ13; 5 газоконденсатнонефтяных (ГКН) - пласт ХХ1, XXII1-2, XXII3, XXIII, XXIV2.

II блок - 8 залежей: 1 газовая (Г) - пласт XII; 3 газоконденсатные (ГК) - пласт XVIII, XXII1-2, XXIII; 2 нефтегазоконденсатные (НГК) - пласт XXI1 ХХ13; 4 газоконденсатнонефтяные (ГКН) - пласт ХIХ1, XXI, ХХ12, ХХ13.

Астохский участок - 4 залежи, в том числе нефтяная (Н) - пласт XXI1; 2 газоконденсатные (ГК) - пласты XXIV1, XXV; 1 нефтегазоконденсатная (НГК) - пласт XXIII (рис.4).

По площади продуктивности, ограниченной внешними контурами нефте - или газоносности, залежи разделены на малые (до 10 км2) - 5 залежей; средние (от 10 до 50 км2) - 24 залежи; большие (50 км2) - 6 залежей. Залежи по дебиту до 25 т х м3/сут.; малодебитные - газовые от 25 до 100 тыс. х м3/сут; среднедебитные - нефтяные залежи по дебиту от 7 до 25 т/сут., газовые от 100 до 500 тыс. х м3/сут.; высокодебитные - нефтяные от 25 до 200 т/сут., газовые залежи по дебиту от 500 до 1000 тыс. х м3/сут.

По величине начальных пластовых давлений (МПа) преобладают залежи с высоким давлением от 13 МПа (XII пласт) до 23 МПа (XXV пласт).

Определение абсолютных отметок водонефтяных (ВНК), газоводяных (ГВК) и газонефтяных (ГНК) контактов проводилось по результатам опробования скважин и данным ГИС, Для большинства залежей при опробовании скважин были установлены в скважинах нижние границы газоносносности (НГГ.) или же нижние границы нефтеносности (НГН), проведенные по абсолютным отметкам нижних отверстий перфорации с учетом границ продуктивных (по ГИС) прослоев (рис.6).

2.3.1 Физико-литологическая характеристика

Лабораторные исследования образцов керна включали петрографическое изучение шлифов, шестифракционный ситовый гранулометрический анализ, определение минерального состава пелитовой фракции рентгеноструктурным и термическим методами, определение карбонатности весовым методом, определение общей (способ Мильчера) и открытой (способ Преображенского) пористости, определение водонефтенасыщенности. Текстуры пород изучались в пришлифовках. Применялись программы расчета петрофизических параметров керна (название породы, пористость насыщения, удельный вес скелета породы, полная пористость, проницаемость, определение медианного размера и отсортированноести, расчет характеристик порового пространства). Сходимость результатов определения пористости и проницаемости по керну и ГИС хорошая.

Пласт XXI1-2 наиболее полно охарактеризованы литологическим материалом (рис.5).

Пласт XXI1 изучен в большинстве скважин и имеет одинаковое строение. Два проницаемых слоя разделены мощным прослоем алеврито-глин или глинистых алевролитов. Мощность верхнего проницаемого слоя 0,5-2 м, нижнего - 5-8 м. В скважине № 8 развиты песчаники, переслаивающие вверх по разрезу в алеврито-песчаники и далее в плохо отсортированные песчано-алеврито-глинистые породы. В песчаниках наблюдается проницаемый прослой известкового песчаника. Песчаники мелкозернистые, содержат неясно выраженные линзы и прослои глины, гальки, аргиллитов и кварца. Общее количество глинистого материала составляет 12-15%, распределен он неравномерно. Открытая пористость пород составляет 23-27%, проницаемость 44-98 х 10-3 мкм2 - была охарактеризована нижняя часть пласта.

В скважине № 11 в подошвенной части развиты алеврито-глины с открытой пористостью 20-21%. Основная часть пласта в изученных интервалах представлена песчаниками, содержащими линзы и тонкие миллиметровые прослои глины (пятнистый коллектор). Песчаники мелкозернистые (медианный размер зерен 0,1-0,11 мм) с количеством глинистого цемента 14,5%, с открытой пористостью от 24 до 25% и проницаемостью 27-53 х 10-3 мкм2. Минимальный состав глинистой фракции монтмориллонитовый.

В скважине № 1 (рис.6) вся изученная часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с медианным размером зерен 0,1-0,12 мм, в единичных прослоях 0,13-0,14 мм, иногда переходящими в алеврито-песчаники (медианный размер зерен 0,08-0,09 мм). Количество глинистого цемента в песчаниках колеблется от 10,6 до 18,3%, в нижних частях до 22%. Открытая пористость в песчаниках колеблется от 21,3 до 30,5%, проницаемость от 20,5 до 42,3 х 10-3 мкм2, в единичных образцах - 75,3-90,0 х 10-3 мкм2. Алеврито-песчаники обладают глинистостью 19,2-23%, пористостью 21,4-26,4%, проницаемостью 7,1-41 х 10-3 мкм2.

2.3.2 Физико-химическая характеристика нефти

Физико-химические свойства нефти охарактеризованы по результатам лабораторных исследований сепарационных нефтей. Для получения пластовых показателей (объемный коэффициент, газонасыщенностъ, плотность, динамическая вязкость) проводились исследования на рекомбинированных пробах нефти, исходя из равенства величин давлений насыщения пластовым давлением (Рнас. = Рпл.) (рис.7).

В целом по месторождению сепарированные нефти относятся к нефтям легкой и средней плотности (от 0,824 до 0,876 г/см3), низкосернистым (от 0,11 до 0,28%), малосмолистым (содержание силикагелевых смол от 1,43 до 5,33%, асфальтенов от 0,16 до 0,75%), парафинистым и малопарафинистым (0,21 до 3,96%) с высоким выходом бензиновых фракций (от 3 до 54%).

В соответствии со свойствами сепарированных нефтей изменяются показатели пластовых нефтей (по изучению рекомбинированной пробы) плотность в среднем равна 0,721 г/см3, вязкость 0,71 мПа, газосодержание 138 м3/т, объемный коэффициент 0,851. Нефть закипает при температуре 47-90°С. в среднем содержит 66% светлых фракций, выкипающих до 300°С (по Энглерд) (рис.8,9).

Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.

Отбор проб свободного и растворенного в нефти газов производился на устье скважины. В целом по месторождению свободные газы содержат небольшие количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа от 0,12 до 1,06% и азота от 0,17 до 1,37%, содержат этан в концентрациях > 3%, небольшое количество балластовых газов (СО2 и N2), сероводород отсутствует. Содержание гелия незначительно, тысячные доли % и менее. Газы характеризуются высокой теплотворной способностью 7946-11452 ккал/нм2. Состав растворенных газов зависит от фазового состояния залежей, глубины их залегания, свойств пластовой нефти и др.

Конденсаты в основном относятся к нафтеново-метановому типу, где в групповом составе бензиновой фракции (н. к. - 200°С) преобладают нафтеновые (43%) над метановыми (34%) и ароматическими (2394) углеводородами. Плотность (в среднем 0,746 г/см3) содержание парафина (0,26%) силикагелевых смол (0,16%), сера отсутствует.

2.4 Гидрогеология

В результате испытания поисковых и разведочных скважин были получены данные о подземных водах месторождения. Но вся полученная информация связана с продуктивной частью разреза, практически не изучены подземные воды верхних горизонтов.

На формирование потоков подземных вод (кроме инфильтрационного режима) существенное влияние оказывает отжимание седиментационных вод из глин, определяющее современное направление движения пластовых вод и величину их напоров. В разрезе нутовских отложений выделяются три гидрогеологических комплекса. Первый охватывает верхненутовские отложения (до пласта "о" включительно). В его пределах отмечено исключительное влияние инфильтрационного режима. Ко второму комплексу отнесены верхненутовские (I-VIII пласты) и нижненутовские (IX - XVIII пласты) отложения - третий комплекс.

Месторождение расположено в восточной субмаринной части Северного Сахалинского артезианского бассейна. Восточной границей бассейна является Восточно-Одоптинская антиклинальная зона, она достаточно удалена от региональных областей питания инфильтрационными водами (Гыргыланьинской, Оссой-Валской. Джимдан-Дагинской), где породы водоносных комплексов выходят на отметках 120 м и более. Основные области разгрузки подземных вод расположены в центральной и прибрежной частях бассейна (приразломные зоны, ослабленные участки структур). Транзитное движение инфильтрационных вод осложнено существенной тектонической нарушенностью осадочной толщи. Вместе с тем на пути движения инфильтрационного потока расположена Пильтунская синклинальная зона с мощностью осадков до 8000 м. Все это позволяет предположить, что влияние инфильтрационного водообмена в продуктивных отложениях месторождения - второстепенно. На (рис.) приведена гидродинамическая схема Одоптинской антиклинальной зоны.

Максимальная температура подземных вод на глубине 2300 м составляет 76°, геотермическая ступень 31,6-33 м/град.

В связи с ограниченным количеством качественных проб пластовой воды, гидрохимический анализ затруднен. Подземные воды изучены недостаточно, сухие остатки из пластовых вод не анализировались на содержание в них полезных ископаемых (лития, рубидия, цезия) кроме определения калия, магния и специфических компонентов: йода, брома, бора.

Воды преимущественно хлор-магниевые, гидрокарбонатно-натриевые. Пробы вод из скважин характеризуются следующими параметрами: уд. вес = 1,008; У2 = 36,16; > Сl = 2,68; > СО3 - следы; > SO4 = 0,08; > НСО3 = 15,3; Са = 0,09; > Mg = 0,15; > К + Na = 17,84; .

Итак, подземные воды продуктивных горизонтов мало отличаются по составу.

Все продуктивные горизонты месторождения практически приурочены к третьему комплексу.

3. Методическая часть

Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения

по данным сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения

3.1 Сейсморазведка

В результате бурения поисковых и разведочных скважин установлено, что миоцен-плиоценовые отложения изучаемого разреза представлены толщей терригенных образований: песчаников, глин и алевролитов. Чередование относительно маломощных пластов с различными физическими характеристиками предопределяет условия формирования достаточно устойчивых сейсмических отражений различной интенсивности и протяженности. Прослеживаемость сейсмических границ в пределах структуры определяется, главным образом, литологическим составом и возрастом пород, степенью их катагенического преобразования.

3.1.1 Сейсмологические условия

В геологическом разрезе изучаемого района выделены отложения мезозойского "фундамента" и кайнозойского осадочного чехла. Стратиграфический разрез района и Пильтун-Астохского месторождения в целом подразделены следующим образом снизу - вверх.

мачигарский горизонт (олигоцен, мощность 50 м);

даехуринский горизонт (олигоцен, мощность 650 м);

уйнинский горизонт (нижний миоцен, мощность 120 м);

дагинский горизонт (средний - нижний миоцен, мощность 1800 м);

окобыкайский горизонт (средний миоцен, мощность 190 м);

нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен, мощность 2800 м):

четвертичные отложения (мощность 30 м).

3.1.2 Интерпретация сейсмических материалов

Интерпретация и структурные построения выполнялись практически по всем продуктивным пластам (XII-XXV), вскрытых поисково-разведочными скважинами. При визуальном анализе временных разрезов основное внимание уделялось изучению динамических характеристик отражений: изменению частоты и формы сигнала, непрерывности отражений, геометрическим элементам волновой картины. Параллельно с этим привлекались результаты скоростного, так и количественные данные динамического анализа, которые в сочетании с результатами интерпретации данных ГИС позволяли выделить более устойчивые критерии при интерпретации материалов и изучении закономерностей распределения физических характеристик пластов-коллекторов.

Использование перечисленной информации сделало возможным выделить на временных разрезах и в плане несколько градаций, связанных с литологическими изменениями пластов,

границы регионального литологического замещения;

границы литологических экранов (локальные);

границы выклинивания пластов;

границы литологических тел.

Основные черты строения изучаемого разреза отложений, закономерности трендов развития пласта позволяет разделить их на две группы, условия формирования в которых резко различны: верхняя пачка пласта - пласты ХII - ХIX1 и нижняя пачка - пласты XXI1 - XXV. Смена условий осадконакопления происходит по уровню XXI1 пласта (рис.11).

Верхний интервал, включающий пачку пластов ХII - ХIX1 развит практически по всей площади (за исключением XVII1 - XIX1 пластов, выклинивающихся на запад). Мощность интервала относительно выдержанная, что свидетельствует о стойкости структурно-тектонической обстановки в период формирования отложений.

Характер волновой картины и результаты интервального анализа энерго-частотных характеристик сейсмических разрезов свидетельствует о фиксируемой зональности строения (литологических свойств) выделенного интервала разреза. Так, в пределах восточного крыла Пильтунской структур рассматриваемый интервал характеризуется аномальными значениями амплитуд отражений, что свидетельствует о существенной дифференциации физических характеристик разреза. Распределение энерго-частотных характеристик коррелируется с изменением интервальных скоростей - уменьшение хинтер. соответствует увеличению амплитуд отражений.

При построении карт изохрон, карт средних скоростей, карт амплитуд и структурных карт - выбор параметров радиуса влияния, фильтрации и т.д. осуществляется путем их тестирования и сопоставления результатов построения с контрольными точками (скважинная информация).

Для Пильтун-Астохского месторождения решены структурные задачи по всем продуктивным пластам. Ниже приводится информация об особенностях геологического строения разреза отложений, изменении коллекторских свойств по XXI1 - ХХI1 пласту.

Горизонт XXI. Пачка песчаников XXI горизонта представляет собой один из основных объектов изучения в разрезе Одоптинской антиклинальной зоны. Наличие промышленно значимых нефтегазоконденсатных залежей, приуроченных к коллекторам этой серии пластов подтверждено поисково-разведочным бурением.

В рассматриваемый интервал включены пласты, выделенные по ГИС, с индексами XXI1, ХХI2, ХХI3. В связи с выделением дополнительных прослоев, либо разграничений прежде единых пластов, для их обозначения были введены буквенные индексы А - Г (XXIa, XXIб, XXIв, ХХIД, XXIе, XXI).

Пласт XXI1. При общей мощности 6ч18 пласт в волновом поле временных сейсмических разрезов устойчивой фазовой характеристикой практически не выражен. В связи с этим построение карт времен и глубин выполнено с использованием соответствующих карт по кровле ХХ12 пласта с контролем и корреляцией по данным ГИС.

Пласт XXI2. Является одним из основных объектов изучения. Общая мощность пласта в пределах площади работ достаточно изучена и изменяется в диапазоне от 20 до 30 м.

В результате проведенных работ с контролем по данным ГИС и результатам бурения была выделена граница регионального фациального замещения пласта, фиксирующая в плане переход от нормальных песчаных коллекторов на западе к преимущественно глинистым отложениям на востоке. На временных сейсмических разрезах этот переход отмечается по видимым фазовым изменениям сейсмических отражений от их нестабильности до полного прекращения, а на разрезах сохраненных амплитуд и карте амплитуд - по переходу фоновым значениям коэффициентов отражений.

Пласт XXIе. Пласт имеет локальное развитие в пределах Астохской и западного крыла Южно-Пильтунской структур. По результатам бурения и данным сейсморазведки установлено, что XXIе пласт представляет собой совокупность сложно построенных, соединяющих между собой песчаных тел, ограниченных по простиранию в северо-западном направлении. К краям песчаного тела толщина пород-коллекторов постепенно сокращается вплоть до полного их выклинивания и замещения глинистыми отложениями. К юго-востоку зона развития ХХIе пласта, образуя устойчивый тренд, уходит за пределы рассматриваемой площади.

Пласты ХХIа-д. Эта группа пластов представляет заметный практический интерес в связи с высокими дебитами нефти, полученными при испытании пластов "Д" и "В" в скважине 1 и 3 (рис.12).

При рассмотрении геологической модели XXI горизонта, последовательности формирования составляющих его песчаных тел было отмечено, что пласты С, Д и А, В сформировались при различных циклах регрессии моря. При мощности около 20-25 м литологически они представлены последовательностью маломощных пропластков плохо отсортированных среднезернистых песчаников с прослоями глин.

Для всех выделенных по сейсмическим данным песчаных тел ("А", "В", "С", "Д") предлагается единый контур ВНК.

Пласт ХХI3. Развит в пределах свода в западных крыльях Пильтунского и Южно-Пильтунского поднятий, замещаясь в восточном направлении преимущественно глинистыми разностями. Литологически пласт представлен песчаниками с тонкими (до 1,5 м) и плотными прослоями карбонатных песчаников, которые выполняют роль своеобразного репера на диаграммах ГК и АК. Средняя мощность пласта составляет около 10-15 м и имеет тенденцию к некоторому увеличению в западном направлении.

Итак, сейсмические данные указывают на существование стратиграфических несогласий и неиспытанных амплитудных аномалий в районе Пильтун-Астохского месторождения. Песчаная пачка XXIV2 обнаружена на глубинах 2250 до 2300 м, ее продуктивная мощность составляет 8-19м, она содержит газ, конденсат, а также тонкую оторочку нефти.

Газоносные пески пачки XXX обнаружены в интервале 2475 и 2580 м. Их продуктивная зона имеет мощность 7-10 м. Сейсмическое картирование пласта XXX показывали структурное осложнение вдоль крупного структурного носа, погружающегося на глубину нескольких тысяч метров. Это возможно большая комбинированная ловушка (структурно-стратиграфическая ловушка, которая требует дальнейшего изучения).

Базовые сейсмические данные, используемые для интерпретации пластов XXIV2 - XXX те же самые, которые были использованы при работах в вышележащем продуктивном пласте XXI. Для оконтуривания пластов XXIV2 - XXX был проведен анализ стратиграфического интервала, содержащего оба песчаных горизонта с использованием продольных и диагональных сейсмических профилей, как мигрированных, так и немигрированных данных. Карты масштабом 1: 50000 построены по данным этих сейсмических профилей, имеющих вертикальный масштаб 1 см = 0,1 сек (преобразование кривой времени в глубину, снято по скважине № 3). Шесть последовательных сейсмических пачек выделено в пределах изучаемого временного интервала, которые согласно определению, ограничены у кровли и подошвы поверхностями несогласия. Сейсмические пачки выделялись путем трассирования обрывов линий напластования выраженных прерывом сейсмических отражений.

3.2 Геофизические исследования скважин

На месторождении был выполнен значительный объем промыслово-геофизических исследований как отечественным комплексом, так и аппаратурой "Дрессер Атлас". В скважинах с отечественным комплексом ГИС выполнены следующие виды каротажа: стандартный, БКЗ, ПС, кавернометрия, микрокавернометрия, термокаротаж, микрозондирование, микробоковой, боковой, индукционный, радиоактивный, газовый.

Комплекс ГИС, проводимый аппаратурой "Дрессер Атлас", включает следующие виды каротажей: двойной боковой каротаж (БК) зондом с большим радиусом исследования БКБ и зондом с малым радиусом исследования БКМ; боковой микрокаротаж (БМК); каротаж ПС; нейтронный каротаж (ПК); плотностной гамма-каротаж; акустический каротаж (АК); профилеметрия; гамма-каротаж (ГК).

Комплекс ГИС является достаточно информативным и в большинстве случаев позволил достаточно уверенно выделить в разрезе скважин продуктивные пласты, оценить их характер насыщения, определить коэффициенты пористости (кп), нефтегазонасыщенности (кн. г.) и эффективные толщины.

Коллекторские свойства пород изучались на образцах керна, отобранного в каждой скважине из различных пластов.

Наряду с изучением пластов-коллекторов внимание уделялось также изучению вмещающих глинистых пород. Наличие керна практически в каждой скважине из продуктивных пластов и покрышек, в большинстве случаев его 100% вынос, позволило довольно полно изучить характеристики пластов-коллекторов, установить закономерности изменения коллекторских и фильтрационных свойств, построить петрофизические зависимости для определения параметров, оценить нижние пределы пористости, глинистости.

Ниже приводятся результаты оценки продуктивности XXI пласта, обоснование абсолютных отметок разделов нефть-вода, нефть-газ, характеристика неиспытанных отложений по данным Каротажа и оценка их продуктивности.

Пласт XXI1 в пределах месторождения содержит одну газо-конденсатную (ПС) и две нефтегазоконденсатные (НГК) залежи. Пласт сложен несколькими прослоями коллекторов, изменяющихся по мощности в связи с их выклиниванием и глинизацией. Зона глинизации пласта протягивается в субмеридиональном направлении вдоль восточного крыла структуры и оказывает существенное влияние на границы и формы залежей.

Пильтунский участок (два тектонических блока, см. раздел "Тектоника).

I блок, развита нефтегазоконденсатная залежь (НТК). Наличие газоконденсатной шапки было доказано при опробовании пласта XXI1 (совместно с ХХI2). Максимальный дебит нефти в скв.11 составил 636,2 м3/сут., dшт = 20,64 мм при депрессии 0,93 Мпа, в скважине 13 261,0 м3/сут. при депрессии 5,43 МПа на dшт = 16,25 МПа, а в скважине 8 (интервалы перфорации 1648-1642, 1656 0 1662) получен фонтан газа с конденсатом с максимальным дебитом газа (Qг) = 319,4 тыс. м3/сут., конденсата (Qк) = 12,0 м3/сут. при депрессии 2,59 МПа на dшт = 15,08 мм. Удельное сопротивление коллекторов, в скв.8, по результатам интерпретации диаграмм ГИС составляют 5,1ч6,2 омм, бпс = 0,43ч0,47. Коллекторы не только по опробованию, но и по диаграммам ГИС газонасыщены.

В скважине 6 коллекторы только по материалам ГИС являются продуктивными. Опробование пласта не производилось. На замере НГК отмечается повышенными показаниями, характерными для газонасыщенных пород и соизмеримы с показаниями газоносного по опробованию ХХI2 пласта. Пласт до подошвы газонасыщен (глубина 1736,6 м). Наличие нефтяной оторочки в залежи было установлено при опробовании пласта XXI1 (совместно с ХХI2) в скважине 13 (интервалы перфорации 1858-1864, 1870-1892 м). Дебит безводной нефти через штуцер диаметром 16,25 мм составил 261,0 м3/сут. ВНК по результатам опробования не установлен. Нефтегазоконденсатная залежь в блоке I на севере и восточном крыле Пильтунской структуры ограничена зоной литологического замещения (глинизация пласта). В южной части залежь ограничена разрывом 2. В указанных границах размеры залежи составляют 5,3 х 5,5 м км, общая высота залежи - 213 м, в том числе нефтяной оторочки - 72 м, газовой шапки - 141 м. Общая площадь залежи равна 27,625 км2, в том числе газовой части - 23,475 км2, объем ее в целом - 94957 тыс. м3, в том числе газовой шапки - 76320 тыс. м3, нефтяной - 18637 тыс. м3. Контуры залежи (НТК и ГНК) проведены горизонтально. Нефтегазаконденсатная залежь - пластовая, сводовая, литологически и тектонически ограниченная, среднедебитная, с поровым типом коллектора.

В блоке II распространена нефтегазоконденсатная залежь, наличие нефтяной зоны было установлено при опробовании пласта (совместно с ХХI2) в скважине 11 (интервалы перфорации 1859-1862, 1867-1875, 1876-1885 м). В результате получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 636,2 м3/сут. и растворенного газа (Q1 = 42,8 тыс. м3/сут.).

Пласт в скважине 7 контактирует с газовой шапкой I блока и XXI2 пласт в этой скважине насыщен газом, следует предполагать, что XXI1 пласт в этой скважине насыщен газом. ГНК рассчитан на абсолютной отметке 1799 м. ВНК по результатам опробования не установлен.

Нефтегазонасыщенная залежь на севере и юге участка ограничена разрывами 2 и 3, на востоке зоной литологического замещения (глинизации пласта-коллектора). Размеры залежи равны 5,0 х 9,0 км, общая высота залежи - 112 м, в том числе газовой шапки - 69 м, нефтяной оторочки - 43 м. Общая площадь залежи - 23,6 км2, объем ее - 51452 тыс. м3, в том числе нефтяной оторочки - 22725 тыс. м3, газовой шапки - 28728 тыс. м3. Залежь пластовая тектонически и литологически экранированная, высокодебитная, с поровым типом коллектора.

Южно-Пильтунский и Астохский участок.

Здесь распространена газоконденсатная залежь сложного строения. В скважине 5 (в своде структуры) по результатам интерпретации ГИС прогнозируется наличие газоконденсатной шапки. Однако опробование этого пласта в скважине 5 не производилась.

Наличие нефтяной оторочки было установлено в результате опробования скважины 10 и 12. В скважине 10 (интервал перфорации 1952-1972 м) из ХХ1Ь пласта через штуцер 11,9 мм был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 173,3 м3/сут. при депрессии 8,65 МПа и растворенного газа - 5,7 тыс. м3/сут. При опробовании пласта ХХ11 в скважине 12 (интервал перфорации 1997 - 2011 м) был также получен фонтанный приток безводной нефти (Qн = 225,2 м3/сут.) и растворенного газа (Qг = 16,1 тыс. м3/сут.) через штуцер (dшт) = 14,2 мм при депрессии 2,47 МПа. Газонефтяной контакт рассчитан по абсолютной отметке 1860 м.

Нефтяная часть залежи распространена на Астохском участке. В скважине 1 пласт был опробован совместно с XXI1 (интервалы перфорации 1951-1991, 2000-2020 м3). В результате опробования был получен фонтанный приток безводной нефти дебитом - 472,0 м3/сут. и растворенного газа - 34,5 тыс. м3/сут. при депрессии 1,22 МПа на репсиме dшт - 17,0 мм. Коэффициент продуктивности в скважине составил 369,3 м3/сут. МПа, проницаемость - 0, 193 мкм2 (рис.13).

В скважине 3 было опробовано раздельно два прослоя пласта XXI1-2: верхний и нижний. Дебит нефти из верхнего прослоя (интервал перфорации 1937-1940 м) составил - 49,0 м3/сут. при депрессии 6,59 МПа на dшт. - 6,35 мм. Из нижнего прослоя XXI] пласта (интервал перфорации 1954 - 1965 м) был также получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 314,5 м3/сут. и растворенного газа - 24,75 тыс. м3/сут.

В скважине 4 было проведено испытание XXI1 и ХХI2 пласта в интервалах 2000-2010 и 2020-2030 м, максимальный дебит нефти - 662 м3/сут., растворенного газа - 4,55 тыс. м3/сут., при депрессии - 8,52 МПа на dшт - 9,52 мм. Проницаемость 0,007 мкм2, продуктивность - 5,15 м3/сут. МПа.

Нижняя граница нефтеносности в целом для залежи Южно-Пильтунского и Астохского участков проведена по нижним дырам перфорации продуктивного нефтеносного пласта XXI1, в скважине 12 на абсолютной отметке 1979 м. Нефтенасыщенность верхнего прослоя XXI1 пласта в скважине 2 (по данным ГИС) позволяет провести ВНК на абсолютной отметке 2003 м (т.е. по подошве верхнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 2) (рис.).

Нефтегазоконденсатная залежь XXI1 пласта на севере Южно-Пильтунского участка ограничена разрывом 3, на восточном крыле структуры (между скважинами 5 и 9) залежь литологически ограничена зоной глинизации пласта-коллектора.

Общие размеры залежи (по ВНК - 2003 м) составляют 7,3 х 24,3 км, высота - 233 м, в том числе газовой шапки - 90 м, нефтяной зоны - 143 м. Площадь газовой шапки = 22,4 км2, нефтяной зоны - 146,05 км2. Объем газовой шапки - 91638 тыс. м3, объем нефтяной зоны - 1557638 тыс. м3. На Астохском брахикуполе газовой шапки не обнаружено. Размеры нефтяной зоны, контролируемой Астохской структурой, равны 6,5 х 14,0 км, высота - 105 м.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены