ь великий, що відбивається коефіцієнтом варіації. При аналізі середніх значень пористості, визначеної по керну видно, що найбільшою середньою пористістю (0,26-0,27) володіють колектори 13 горизонту, а колектори 14 - 17 горизонтів мають середні значення пористості (0,22-0,24), і найменше значення середньої пористості мають колектора 18 горизонту (0,22). Середні значення пористості, визначені за ГІС відрізняються незначно, за покладами 13 горизонту вони дещо менше (0,25-0,26), колектори, що містять поклади 14-17 горизонтів мають середні значення пористості (0,24-0,25), а середні значення пористості колекторів, що визначають структуру порового простору покладів 18 горизонту, залишаються також найменшими (0,21-0,22), що підтверджує встановлену закономірність зменшення пористості з глибиною.
Структурні побудови виконувалися в програмному продукті Petrel. Для побудови використовувалися дані інтерпретації ГІС по 5 692 свердловинах. По кожній поклади створювався наступний необхідний набір карт:
· карта поширення колектора;
· карта водонефтяного контакту;
· структурні карти по покрівлі і підошві колектора з накладенням меж зон заміщення і контуру нафтоносності;
· карта ефективних товщин колектора;
· карта ефективних нефтенасищенних товщин колектора;
· карти пористості і нафтогазонасиченості;
· карти порових і порових нефтенасищенних обсягів.
Карта порових нефтенасищенних об'ємів для кожної поклади розраховувалася як добуток трьох карт: карти ефективних нефтенасищенних товщин на карту пористості і карту насиченості. Отримана карта в межах кордонів водонефтяного контакту дозволяє оцінити обсяги нафти в колекторах в межах поклади.
У таблиці 1.3 наведені відомості про розміри, типах і характері насичення покладів з 13 по 18 горизонтах. За характером насичення поклади нафтові і лише чотири поклади 17 горизонту мають газові шапки, дві поклади на Основному зводі і дві поклади на Хумурунском куполі. За типом природного резервуара поклади в основному пластові склепінчасті. Поклади пластові сводовие тектонічно-екрановані маються на 17 і 18 горизонтах на Основний площі, Центральному блоці на Хумурунском куполі. Масивних покладів зо три, одна в 15 горизонті Північно-Західного купола, дві поклади в 17 горизонті - одна на Парсумурунском, а інша на Хумурунском куполах. Максимальну площу і висоту мають поклади 13 і 14 горизонтів.
Таблиця 1.3 - Характеристика покладів
Площа, блок, куполгорізонтзалежьТіп залежіХарактер насичення залежіРазмери поклади, Площа нафтоносності, тис. м 2 Висота поклади, мОсновная площадь13Апл. сводоваянефтяная178758335Бпл. сводоваянефтяная106748323Впл. сводоваянефтяная225327314Гпл. сводоваянефтяная203733305Дпл. сводоваянефтяная16734029514Апл. сводоваянефтяная187879279Бпл. сводоваянефтяная188261273Впл. сводоваянефтяная12978924715Апл. сводоваянефтяная93727221Бпл. сводоваянефтяная92252208Впл. сводоваянефтяная44547184161пл. сводоваянефтяная65231171162пл. сводоваянефтяная4859514917Апл. сводоваянефтегазовая3745613717Бпл. сводоваянефтегазовая3324013018Апл. сводовая тектон. екранірнефтяная1431172Центральний блок18Апл. сводовая тектон. екранірнефтяная755670Бпл. сводовая тектон. екранірнефтяная66020Впл. сводовая тектон. екранірнефтяная56412Парсумурунскій14Впл. сводоваянефтяная40355015Бпл. сводоваянефтяная22643817Бмассивнаянефтяная86915Северо-Западный14В 1 + 2 пл. сводоваянефтяная589863В 3 пл. сводоваянефтяная371239В 4 пл. сводовая літол. екранірнефтяная32623015Апл. сводоваянефтяная285240Б + Вмассівнаянефтяная58734818Впл. сводоваянефтяная88618Хумурунскій17Апл. сводовая тектон. екранірнефтегазовая248437Бмассівная тектон. екранірнефтегазовая70633918А1пл. сводовая літол. екранірнефтяная151321А2пл. сводовая тектон. екранірнефтяная303923Бпл. сводовая тектон. екранірнефтяная358724Впл. сводовая тектон. екранірнефтяная346624Вост. Парсумурунскій18Впл. сводоваянефтяная4279 2. Технологічна частина
2.1 Система розробки родовища
родовище пластовий нафту
У даній роботі виконано уточнення початкових пластових характеристик в середньому по об'єктах експлуатації (13-18 горизонти). Оцінка здійснювалася на основі досліджень усталеною фільтрації (Муо), виконаних при випробуванні нефтенасищенних інтервалів пласта в період розвідки і на початковій стадії промислової розробки родовища при роботі поклади на природному режимі виснаження. Результати досліджень відновлення тиску, відповідні розглянутого періоду, в даній оцінці не використовувалися у зв'язку з відсутністю інформації. Тривалість прояви пружного режиму враховувалася індивідуально дл...
