Статья: Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластов

Песча-

ники

2021-2030 2,0-2,4 18-19 996 34-48 20,4-22,3 3

Ромашкин-

ское

Яснополян-

ский гор.

- ‘’ - 960-1170 1-10 19-26 320 11-12 9,5-10,7

Кыновско-

пашийский гор.

- ‘’ - 1537-1570 33 12-26 500-600 45-75 17,5 4 Нурлатское

Бобриков-

ский гор.

- ‘’ - 1215 2,4-10,7 23 305-492 11,8 13,1 Кыновский гор. - ‘’ - 1900 4-25 20-24 - 38,6 - 5 Усинское

Староос-

кольский гор.

- ‘’ - 2919 210 11-13 12-124 65-106 33,2-37,3 6

Мегионское

(южная залежь)

Валанжин.

пласт БВ₈

- ‘’ - 1708 20 22,5 174 95 16,8 7

Западно-

Сургутское

Готерив.

пласт БС₁

- ‘’ - 2035 20 26,5 680 41 20,4-22,4 8

Варьеган-

ское

Валанжин.

пласт БВ₈

- ‘’ - 2140 37,6-46 23 332 109-4300 20,9-37,3

Очевидно, что при наиболее неблагоприятных условиях вскрытия маломощных продуктивных пластов особые требования должны предъявляться к чувствительности газоаналитической аппаратуры (суммарный газоанализатор и хроматограф) и длительности цикла анализа хроматографа.

Для обоснованного выбора необходимой чувствительности хроматографа сделан количественный расчет поступающего из разбуренного нефтенасыщенного пласта мощностью 2 м углеводородного газа при газовом факторе нефти 12 м³ /т, пористости 20 %, диаметре скважины 215,9 мм, механической скорости бурения 1 м/ч и расходе промывочной жидкости 40 л/с.

Газонасыщенность промывочной жидкости (q) при разбуривании продуктивного пласта определяется по формуле

, (1)

где: К_ф – коэффициент опережающей фильтрации; V_п – объем выбуренной породы, см³ ; К_п – коэффициент пористости горных пород; К_н – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G – газовый фактор нефти, м³ /м³ ; Q – расход промывочной жидкости, л/с; V_мех – механическая скорость бурения, м/ч; m – мощность пласта, м; q_ф – газонасыщенность поступающей в скважину промывочной жидкости.