Курсовая работа: Проектування та експлуатація Семиренківського газоконденсатного родовища
В св. 4 продуктивний пласт В-16б2 складений прошарками газонасичених пісковиків з сумарною ефективною товщиною 9,8 м. В процесі буріння випробувачем пластів на трубах в інтервалі 5058-5121 м був отриманий приплив газу - 7,8 тис. м3 /добу.
В св. 9 пласт складений газонасиченим пісковиком з сумарною ефективною товщиною 14,4 м, пористість - 7,5-14 %, газонасиченість 68-90 %.
В св. 51, за даними ГДС, сумарно ефективна газонасичена товщина горизонту В-16б2 становить 9,4 м, пористість 7-9,5 %.
В св. 3 пласт В-16б2 водонасичений і представлений пісковиком ефективною товщиною 1,8 м, пористість 8 %.
Як свідчать матеріали комплексу ГДС в св. 3 відмічається наявність водонасичених колекторів в підошві пачки В-16б2. Поклад горизонту В-16б2 обмежується УГВК, прийнятим на абс.відм. - 4916,4 м, що відповідає підошві
газонасиченого пласта в св. 4. Розмір покладу 2,2 х 4,7 км .
Результати ДПР покладу В-16б2 (свердловина 2) дають змогу частину запасів в межах площі, обмеженої колом радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2 (блок І), за ступенем геологічного вивчення віднести до розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах продуктивної площі, обмеженої лінією НВВП (нижня відмітка встановленої продуктивності), проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2, що відповідає абсолютній відмітці мінус 4887,5 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північному заході та південному сході, за винятком блоку І, (блок II) віднесено до попередньо розвіданих, балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу у межах УГВК (блок III) віднесені також до попередньо розвіданих, апробованих (категорія С2, код 122).
Горизонт В-16в (пласти В-16в3, В-16в4) залягає на 20-25 м нижче пласта В-16б2, складений перешаруванням ущільнених пісковиків з аргілітами. Лише в районі св. 9 виділяються два пласти В-16в3 та В-16В4, пористість яких 9,5 та 7,5%, ефективна товщина - 5 м та 4,8 м, відповідно . При випробуванні даних пластів разом в інтервалі 5168-5145 м було отримано приплив газоконденсатної суміші. Qг = 4 тис. м3 /добу, Qв = 4 м3 /добу, Qк = 4 м3 /добу. При проведенні ТДМ встановлено, що інтервали 5156,5-5157,5 м та 5142-5147 м працюють газом, а інтервали 5198-5201 м, 5216-5225 м та 5158-5165 м - водою. УГВК пласта В-16в4 проводиться по підошві випробуваного пласта на глибині 5168 м (абс. відм. мінус 5002,5 м), що відповідає нижнім отворам перфорації, так як вода в інтервал пласта 5158-5165 м поступає поза колоною з нижнього водоносного пласта В-17а2 . Для пласта В-16в3 УГВК проведено по підошві працюючого інтервалу на глибині 5151 м (абс. відм. мінус 4985,5 м). Розміри покладів: В-16в3 - 1,75 ´ 1,0 км, В-16в4 2,0 ´ 1,25 км. Запаси покладів пластів В-16в3 та В-16в4 за ступенем геологічного вивчення в межах площі газоносності, обмеженої УГВК та границею відсутності, колектора віднесено до попередньо-розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а1 залягає на 110-120 м нижче пласта В-16б2 і являється самостійним покладом, про що свідчать дані випробування периферійних свердловин 4, 9.
В св. 9 при випробуванні сумісно пластів В-17а1 і В-17а2 (інтервал 5145-5225 м, вибірково) отриманий приплив газу дебітом 4 тис. м3 /добу (на діафрагмі 3,5 мм) разом з водою (Qв = 4 м3 /доб.). За матеріалами ТДМ пласт в інтервалі 5198-5202 м водовіддаючий в результаті позаколонного перетоку з нижчезалягаючого пласта В-17а2.
В св. 2 після перфорації пласта В-17а1 разом з інтервалом пласта В- 17а2 (відповідно глибини 5157-5168 м і 5177-5199 м) отриманий промисловий приплив газу дебітом 25,2 тис. м3 /добу (на діафрагмі 6 мм), дебіт конденсату склав 4 м3 /добу. Пластовий тиск, заміряний на глибині 5176,5 м, становить 55,25 МПа. За матеріалами ТДМ пласт В-17а1, залягаючий в інтервалі 5158-5165 м, працює газом.
За даними ГДС в св. 51 та 4 пласт В-17а1 газонасичений. Ефективна газонасичена товщина пласта В-17а1 становить 1,6-2,8 м, пористість 7-7,5 %, газонасиченість 78-85 %. Поклад обмежений умовним газо-водяним контактом (УГВК), проведеним на абсолютній відмітці мінус 5037,0 м, що відповідає підошві газонасиченого пласта (св. 4). Розмір покладу 2,3 ´ 4,7 км.
Запаси в межах площі, обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві випробуваного газонасиченого пласта в св. 2 на глибині 5167,3 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5008,8 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) віднесено за ступенем геологічного вивчення до попередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, але менш достовірні (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а2 залягає на 10-15 м нижче пласта В-17а1 і відділяється від нього глинистою перемичкою, завдяки якій тут склалися умови для формування самостійного покладу з окремим ГВК. Газонасиченим пласт розкритий в св.2, 51, де hеф=1-5,4 м, пористість 7,0-8,7 %, газонасиченість 73-87 % . Випробування проведено в св. 2 разом з горизонтом В-17а1, за даними ТДМ працюючий інтервал – 5180-5188 м.
В св. 9 пласт випробуваний і за даними ТДМ в інтервалі 5216-5225 м – водонасичений.
Поклад пласта В-17а2 обмежується УГВК, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5045 м, тобто посередині між підошвою випробуваного газонасиченого пласта в св. 2, (абс. відм. мінус 5039,1 м) і покрівлею водонасиченого в св. 9 (а. в. мінус 5051,1 м). Розмір покладу 1,85 ´ 4,1 км .
Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5197,6 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5039,6 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані (апробовані, категорія С2, код 112).
Пласт В-17б1 залягає нижче на 40-55 м від пласта В-17а2. Приплив газу отримано в св. № 2 після перфорації сумісно з нижнім пластом В-17б2. За матеріалами ТДМ працюючим в горизонті являється інтервал 5232,6-5245,8 м. Дебіт газу при випробуванні склав 101,6 тис. м3 /добу (на штуцері 8 мм), конденсату 29,5 м3 /добу. Газонасичена за ГДС товщина (hеф) становить 17,4 м, пористість 4,5 %, газонасиченість 87 %.
При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5299 м отриманий приплив газу, конденсату, води: Qг = 3,45 тис. м3 /добу (на діафрагмі 3 мм), Qк =1,2 м3 /добу, Рпл заміряне на глибині 5390 м і дорівнює 55,69 МПа. За даними ТДМ покрівля водоносної частини пласта залягає на глибині 5293,2 м, що відповідає абс.відм. мінус 5127,7 м. Ефективна газонасичена товщина 8,8, пористість 7,3 %, газонасиченість 86 % .
В св. 4 ГВК відмічається на глибині 5283 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7, в св. 51 пласт В-17б1, газоносний за даними ГДС.
Поклад пласта В-17б1 обмежується ГВК, прийнятим за даними ГДС в св. 4 на абс. відм. мінус 5127,7 м та підтверджений випробуванням в св. 9. Розмір покладу 2,4 ´ 4,8 км .
Результати ДПР покладу (св. 2) дали змогу частину запасів в межах площі, обмеженої радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2, (блок І) віднести за ступенем геологічного вивчення до розвіданих, а за промисловим значенням - до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах площі, обмеженої лінією НВВП, проведеної по підошві газонасиченого і випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5686,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5127,7 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м на північний захід від св. 2 за винятком запасів категорії С1 (блок II) віднесено до попередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17б2 залягає на 20 м нижче пласта В-17б1. За даними ГДС пласт газонасичений в св. 2, 51, в інших (св. 4, 9) ущільнений. Газонасичена товщина в свердловині 2 - 1,2 м, в свердловині 51 – 10,4 м, пористість відповідно 7 %, 7,5-8,0 %, газонасиченість 80 і 89 %.
В св. 2 пласт розкритий перфорацією і випробуваний сумісно з пластом В-17б1 (інтервал 5272-5286 м). Дебіт газу (сумісно) склав 101,6 тис. м3 /добу на діафрагмі 8 мм, Рпл дорівнює 58,51 МПа. За даними термодебітометрії підтверджується продуктивність пласта в інтервалі 5272-5277 м.
В св. 51 у виділеному за ГДС пласті В-17б2 сумарна ефективна товщина колекторів горизонту складає 10,4 м, пористість 7,5-8 %, газонасиченість 88-92 %. Поклад обмежується УГВК, що відповідає підошві газонасиченого пласта, розкритого св. 51, тобто на абс. відм. мінус 5151,4 м і границею відсутності колектора - св. 4, 9 . Розмір покладу 1,8 ´ 3,1 км.
Запаси покладу в межах площі обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2 на глибині 5285,4 м, що відповідає абс. відмітці мінус 5126,7 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м від св. 2 на північний захід, (блок І) за ступенем геологічного вивчення відносяться до попередньо розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, апробовані (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17в1 залягає на 70 м нижче пласта В-17б2. Продуктивна частина пласта В-17в1 розкрита перфорацією в св. 2 разом з нижніми пластами В-17в2 і В-18, між якими знаходяться незначного розміру аргілітові прошарки. Дебіт газу в інтервалі залягання цих горизонтів – склав 191 тис.м3 /добу на діафрагмі 8 мм, дебіт конденсату – 31,2 м3 /добу, Рпл на глибині 5351м становить 56,93 МПа.
При випробуванні в св. 9 інтервалу 5275-5430 м (фільтр, ПР-43), разом з пластом В-17в2 отриманий приплив газу з водою: Qг =10 тис.м3 /добу (на діафрагмі 4 мм), Qк =7 м3 /добу. За матеріалами ТДМ інтервал 5276-5291 м працює газом, а інтервал 5291-5300 м - водою. Інтервал 5374,4-5393,2 м за ГДС – газонасичений, а пластова вода отримана в результаті позаколонного перетоку з нижнього пласта В-17в2.
Газоносна частина покладу розкрита св. 2, 4, 9, 51. Ефективна газонасичена товщина складає 8,8-18,4 м, пористість 7,5-9,2 %. Газонасиченість 81-94 %.