25248 (586581), страница 7
Текст из файла (страница 7)
На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,03,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.
На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,42,4км, высота - 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.
По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.
На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о. -2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.
На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, -2471м, -2467м.
На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. - 2476м и 2490м.
На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. - 2476м. Залежь имеет размеры 3,21,5км, высота - 8м.
На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. - 2322м и 2369м, соответственно.
На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.
Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. - 2399м -2404м. Размеры 1,43,5км, высота - 28м.
В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке - 2352м. Размеры залежи 1,10,75км, высота - 7м.
Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. - 2353м. Размеры 1,60,9м, высота - 11м.
На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245. ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,40,7км, высота - 11м.
Все залежи пластовые, сводовые.
| Таблица 2.7 | ||||||||||
| Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки. | ||||||||||
| № | Год | Добыча нефти | Добыча Жидкости | Накопл. добыча нефти | Накопл. добыча жидкости | Дебит нефти | Дебит жидкости | Обводн. | Время добычи | Действ. фонд добыв. скважин |
| тыс.т | Тыс.т | тыс.т | тыс.т | т/сут | т/сут | % | сут | |||
| | 1971 | 6598,1 | 6637,5 | 12049,1 | 12089,3 | 522,8 | 525,9 | 0,59 | 12620,7 | 46 |
| | 1972 | 8245,1 | 8293,5 | 20294,1 | 20382,8 | 539,2 | 542,4 | 0,58 | 15291,5 | 69 |
| | 1973 | 14292,8 | 14587,9 | 34586,9 | 34970,7 | 431,6 | 440,5 | 2,02 | 33119,2 | 158 |
| | 1974 | 25003,0 | 25985,3 | 59589,9 | 60956,0 | 364,9 | 379,2 | 3,78 | 68529 | 258 |
| | 1975 | 27075,7 | 28777,1 | 86665,6 | 89733,1 | 303,7 | 322,8 | 5,91 | 89159,5 | 278 |
| | 1976 | 29564,8 | 32982,0 | 116230,4 | 122715,1 | 322,1 | 359,3 | 10,36 | 91774,3 | 307 |
| | 1977 | 33822,0 | 39908,8 | 150052,4 | 162623,9 | 306,2 | 361,3 | 15,25 | 110440 | 376 |
| | 1978 | 35233,5 | 43915,2 | 185285,8 | 206539,1 | 257,8 | 321,3 | 19,77 | 136646,6 | 466 |
| | 1979 | 34260,6 | 43519,3 | 219546,4 | 250058,4 | 186,8 | 237,3 | 21,27 | 183374,4 | 628 |
| | 1980 | 36800,8 | 51421,9 | 256347,2 | 301480,3 | 157,4 | 219,9 | 28,43 | 233865 | 730 |
| | 1981 | 39927,5 | 58177,5 | 296274,7 | 359657,8 | 143,4 | 208,9 | 31,37 | 278521,4 | 903 |
| | 1982 | 38461,7 | 64335,3 | 334736,5 | 423993,1 | 126,0 | 210,8 | 40,22 | 305306,1 | 1034 |
| | 1983 | 38471,7 | 76909,0 | 373208,1 | 500902,1 | 110,3 | 220,5 | 49,98 | 348851,5 | 1152 |
| | 1984 | 35916,1 | 88076,6 | 409124,3 | 588978,7 | 86,7 | 212,6 | 59,22 | 414226,9 | 1326 |
| | 1985 | 27676,3 | 85993,8 | 436800,6 | 674972,5 | 72,5 | 225,3 | 67,82 | 381914,4 | 1381 |
| | 1986 | 28273,2 | 107990,8 | 465073,8 | 782963,3 | 57,8 | 220,8 | 73,82 | 489022,5 | 1652 |
| | 1987 | 25456,2 | 130687,9 | 490530,0 | 913651,2 | 44,9 | 230,5 | 80,52 | 567113,4 | 1819 |
| | 1988 | 21542,1 | 142889,5 | 512072,1 | 1056540,7 | 33,6 | 222,9 | 84,92 | 641288,9 | 1923 |
| | 1989 | 18096,9 | 145453,5 | 530169,0 | 1201994,2 | 28,0 | 225,0 | 87,56 | 646504,8 | 1933 |
| | 1990 | 13732,9 | 142379,0 | 543901,9 | 1344373,2 | 21,4 | 221,9 | 90,35 | 642596,9 | 1918 |
| | 1991 | 9763,0 | 126954,2 | 553664,9 | 1471327,3 | 15,4 | 200,3 | 92,31 | 635935,2 | 1904 |
| | 1992 | 6213,9 | 87239,1 | 559878,8 | 1558566,4 | 10,3 | 144,6 | 92,88 | 602565,7 | 1820 |
| | 1993 | 4699,1 | 58819,4 | 564577,9 | 1617385,8 | 8,2 | 102,6 | 92,01 | 572772,2 | 1743 |
| | 1994 | 4538,0 | 49575,2 | 569115,9 | 1666961,0 | 13,0 | 142,0 | 90,85 | 349674,8 | 1605 |
| | 1995 | 4784,3 | 55020,7 | 573900,2 | 1721981,7 | 13,2 | 151,8 | 91,30 | 363373,6 | 1239 |
| | 1996 | 1924,2 | 24624,9 | 575824,4 | 1746606,6 | 12,0 | 153,6 | 92,19 | 160759,3 | 1216 |
Рисунок 2.4
2.2.4 Петрофизическая характеристика пластов
Петрофизические характеристики коллекторов Самотлорского месторождения определялись лабораторными методами по керну и по данным ГИС.
Пористость.
Одним из основных подсчетных параметров является коэффициент пористости, который определяется по данным керна или материалам промысловой геофизики. Наиболее широко применяются:
1.Метод сопротивлений.
2.Радиоактивные методы.
3.Метод потенциалов собственной поляризации.
В последнее время опробуется акустический метод, гамма-гамма каротаж. На Самотлорском месторождении было опробовано несколько методов определения Кп:
1.Определение Кп по удельному сопротивлению зоны проникновения. Сопоставление значений коэффициента пористости, полученных по данной методике с результатами анализов керна для одних и тех же интервалов выявило существенное занижение величины Кп по зп, по сравнению с Кп по керну при полном отсутствии связи между этими параметрами.
2.Определение Кп по радиометрии основано на наличии функциональной зависимости между показателями Нкт-50 и суммарным водосодержанием пласта (W ) при одинаковых аппаратурных и скважинных условиях измерения.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
