Мощность - продуктивная толща
Cтраница 2
Пригодность воды, подлежащей нагнетанию в пласты, обычно определяют в лабораторных условиях путем фильтрации ее через естественные керны. Вода считается пригодной для закачки в пласт, если проницаемость естественного керна остается постоянной. Однако такой метод оценки пригодности воды не всегда эффективен, так как один керн, взятый при бурении скважины, не может моделировать всю мощность продуктивной толщи. Поэтому достоверные данные о качестве воды для заводнения получают лишь в результате пробных закачек воды в пласты с использованием глубинных расходомеров, фиксирующих поглощающую способность отдельных пропластков продуктивной толщи. На рис. 64 условно показан разрез скважины и поглощающая способность ( приемистость) четырех продуктивных горизонтов, имеющих различную проницаемость. [16]
Нефтеносны трещиноватые известняки верхнего и нижнего мела, в меньшей степени песчаники сантона, а также эоцена - миоцена - олигоцена и плиоцена. В эоценовых отложениях выделяется 16 нефте-содержащих пластов. Пласты часто имеют линзообразные контуры. Меловые отложения с мощностью продуктивной толщи около 500 м нефтеносны преимущественно в месторождениях западного борта бассейна. В разрезе толщи выделяются черные битуминозные и углистые известняки, чередующиеся с темноцветными аргиллитовыми слоями. Палеоценовые и эоценовые отложения содержат продуктивную толщу мощностью до 1200 м и нефтеносны в пределах всего бассейна. Олиго-цен и особенно миоцен ( свита Ла-Гунильяс) продуктивны на восточном, в меньшей степени на западном борту бассейна, мощность продуктивной толщи составляет более 1 км. Она является основной по добыче и запасам нефти в бассейне. [17]
В геологическом строении месторождения участвуют отложения ашперонского и акчагыльского ярусов и продуктивной толщи. Последняя обнажается в сводовых частях структур: размыто 700 - 800 м мощности толщи. Вскрытая бурением мощность продуктивной толщи составляет 2700 м, при этом нижние части разреза ее соответствуют подкирмакинской свите. В сторону площади Дуванный-море происходит увеличение мощностей продуктивной толщи и ее песчанистости. [18]
При выборе мест заложения последующих скважин необходимо учитывать еще одно важное обстоятельство. Прогноз продуктивной мощности в зоне вероятного размещения добывающих скважин должен быть наиболее точный. В первую очередь необходимо оконтурить площадь залежи, в пределах которой мощность продуктивной толщи Ятт такова, что обеспечит получение рабочих дебитов, достаточных, чтобы оценка R ( см. формулу (1.1)) по каждой добывающей скважине была положительной. Если разведуемая залежь приурочена к высокоамплитудной структуре, максимальный дебит добывающих скважин лимитируется пропускной способностью скважин, а не ФЕС залежи в зонах больших мощностей ЕЛ Ятах, где Ятах та максимальная мощность залежи, которую целесообразно вскрывать при оптимальном режиме разработки залежи. Соответственно в зонах с 2 / г - Ятах и 2Л - Ятах модель корректировки данных сейсморазведки должна обеспечить в первую очередь отсутствие систематической погрешности оценки средней мощности в этих зонах; в зоне, где Ят1п 2 А Ятах помимо этого необходимо прогнозирование мощности продуктивной толщи с заданной точностью. [19]
 |
Типичные фазовые диаграммы. [20] |
Изложенные замечания и принципы классификации применимы к залежам, в которых первоначально существует и сохраняется в процессе эксплуатации равновесие между газовой и жидкой фазами. Для залежей, находящихся под давлением выше давления начала испарения, лабораторные опыты показали, что при снижении давления жидкая фаза имеет склонность оставаться пересыщенной растворенным газом. Для конденсатных залежей ниже точки максимального содержания конденсата наблюдается замедление испарения жидкой фазы, так что она не достигает равновесия с выходящей из пласта газовой фазой. Во многих залежах из-за этого значительно снижается выход жидкого продукта по сравнению с предсказанным, исходя из лабораторных опытов или на основании расчетов для равновесных условий. Строго говоря, эти замечания и принципы классификации применимы только к горизонтально расположенным залежам очень малой мощности, потому что в пластах, где имеются большие изменения наклона, обусловленные наклоном напластований, а также где значительна мощность продуктивной толщи, могут произойти заметные изменения состава жидкой фазы под влиянием статических градиентов температуры и давления. [21]
Нефтеносны трещиноватые известняки верхнего и нижнего мела, в меньшей степени песчаники сантона, а также эоцена - миоцена - олигоцена и плиоцена. В эоценовых отложениях выделяется 16 нефте-содержащих пластов. Пласты часто имеют линзообразные контуры. Меловые отложения с мощностью продуктивной толщи около 500 м нефтеносны преимущественно в месторождениях западного борта бассейна. В разрезе толщи выделяются черные битуминозные и углистые известняки, чередующиеся с темноцветными аргиллитовыми слоями. Палеоценовые и эоценовые отложения содержат продуктивную толщу мощностью до 1200 м и нефтеносны в пределах всего бассейна. Олиго-цен и особенно миоцен ( свита Ла-Гунильяс) продуктивны на восточном, в меньшей степени на западном борту бассейна, мощность продуктивной толщи составляет более 1 км. Она является основной по добыче и запасам нефти в бассейне. [22]
Страницы: 1 2