Разработка Арланского месторождения — страница 9

  • Просмотров 3022
  • Скачиваний 19
  • Размер файла 63
    Кб

выделены за балансовые запасы. Нижний предел пористости песчаников ТТНК определялся различными методами: - по зависимости пористость - при минимальной толщине песчаников 0,8 метров пористость составляет 15%; - по результатам раздельного опробования - при толщине 0,4-0,8 метров пористость составляет 14,4%; - по результатам обработке материалов геофизических исследований скважин - нижний предел пористости 14-16%; - по приемистости

нагнетательных скважин - при минимальной толщине работающих пластов 1-1,2 метров, нижний предел составляет 14-16%; - по скважинам, пробуренным на не фильтрующимся растворе, при минимальной нефтенасыщенности 30-33% нижний предел -15%; - по связи пористость - проницаемость. Нефтенасыщенность определялась в основном по зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновые данные

из 9 скважин, пробуренных со вскрытием продуктивных пластов раствором на нефтяной основе. Средние значения нефтенасыщенности составили: на Николо - Березовской площади -82, на Вятской - 83, на Новохазинской - 85 и на Арланской - 87%. Следует отметить, что априорное увеличение объемов нефтенасыщенных пород в целом по пластам и площадям в последствии создало большие трудности при анализе и проектировании разработки площадей, особенно,

отдельных блоков и участков, а также при переводе запасов в более высокие категории, потому что в каждом случае приходилось производить пересчеты с внесением поправок. При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС. В свою очередь их интерпретация основана на петрофизических параметрах керна. Нефтенасыщенность коллекторов ТТНК исследовали в лабораторных условиях В.М. Бирезин, К.Я. Коробов и др. по

остаточной водонасыщенности образцов керна. Результаты исследования остаточной водонасыщенности показали, что существует закономерная зависимость этого параметра от пористости коллекторов. В последние годы К.Я. Коробов установил, что эта зависимость определяется не только пористостью коллекторов, но и их литолого-коллекторскими свойствами. 2 Технологическая часть 2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных

технологических показателей месторождения Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 г. число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 г. разбуривание осуществлялось по принципиальной схеме (1959) и проекту разработки (1961). После 1965 г. — по утвержденной Генеральной схеме, в основу которой с небольшими изменениями были приняты технологические