, пісок з галькой05050палеогеноваяолігоценовийВерхній, среднійновоміхайовскаягліни, пескі50200150ніжнійалтимскаяалевроліт, піски, гліни20028888чеганскаягліни, алевроліт, глинисті ізвестнякі288458170еоценовийВерхній, середній, ніжнійлюлінворскаягліни, глинисті вапняки, опоки, опоковідние гліни458690232палеоценВерхній, ніжнійталіцкаягліни , алевроліти глинисті известняки690804114меловаяверхниймастрихскийганькинскаяглины804907103кампанскийберезовскаяглины, глинисті вапняки, опоки глинистые9071033126коньяхтуронскийкузнецовскаяглины1033140023сеноманпокурскаяПески, глини, алевроліт, глинистий пісок, пісковики водоносні, алевроліт14001720877ніжнійальбскійаптскійалимскаяГліни, аргілліти17202064131барремскійвартовскаяВерхняяГліни, пісковики сірі, дрібно-зернисті, аргіліти, алевролиты20642505441готеривскийСредняяНижняяВаландинскийПимскаяУсть-БалыкскаяТеповскаямегионскаяЧеускинскаяГлинистый пісок, Глини, нафтоносний піщаник, глинистий алевроліт25052699194
Рис. 1. Геологічний розріз відкладень пластів групи АС Сургутського району (верхня підсвіта, варстовская свита)
- пісковики масивні
- переслаивание глин і пісковиків з переважанням останніх
- переслаивание пісковиків і глин з переважанням останніх
- алевроліти
- глини
- переслаивание алевролітів і глин,
- фаціальні заміщення
- свердловина і її номер
1.7 Гідрогеологія
Напрямок руху пластових флюїдів в розрізі та на площі визначалося нами при аналізі карт наведених тисків.
На рис. 3 представлена ??така карта для пласта БС 10 Східно-Смерекового родовища (Сургутський нафтогазоносний район). Наведені пластові тиски змінюються від 24 до 23 МПа, причому їх найбільші значення відзначені в зонах прогинів, оточуючих підняття, особливо в західній частині Східно-Смерекового куполоподібного підняття, на видаленні від ВНК до 3,5 км. До зводу підняття наведені пластові тиски зменшуються і в прісводових частинах мають найменше значення. Простягання ізоліній наведених пластових тисків субмеридиональное. Подібний розподіл наведених пластових тисків по площі пласта БС 10 свідчить про те, що в даний час продовжується надходження в нього підземних вод з південно-західного боку. У цьому напрямку пласт БСю глінізіруется.
Рис. 2. Фрагмент карти ідентифікованої гідропроводності пласта БС10 Східно-Мохової площі Федорівського родовища
Рис. 3. Карта переведених пластових тисків пласта БС10 Федорівського родовища
1.8 Характеристика колектора (по пластах)
Середня глибина залягання нафтоносних пластів: 1880-2293 м.
Представлені типи покладів: пластово-сводовие з газовими шапками, литологически-екрановані, пластово-склепінчасті.
Середня нефтенасищенная товщина кат. В + С 1/С 2: 3,1-10,2 м.
Площа нафтоносності кат. В + С 1: 36124-893221 м 2.
Коефіцієнт пористості: 24-27%.
Коефіцієнт проникності: 0,219-0,532 дарсі.
Коефіцієнт розчленованості: 4,1-4,6 часткою од.
Початкова пластова температура: 58-66 0 С.
Початковий пластовий тиск: 18,8-23,1 МПа.
В'язкість нафти в пластових умовах: 1,4-9,45 мПа * с.
Щільність нафти в пластових умовах: 751-872 кг/м 3.
Щільність нафти в поверхневих умовах: 845-913 кг/м 3.
Об'ємний коефіцієнт нафти: 1,036-1,12 часткою од.
Вміст сірки в нафті: 1,07-1,92%.
Зміст парафіну в нафті: 2,3-3,8%.
Тиск насичення нафти газом: 6,2-15,3 МПа.
Газосодержание нафти: 25-91 м 3/т.
2. АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА
.1 Вибір профілю свердловини
Вибір профілю свердловини проводиться на основі аналізу фактичних даних про викривлення пробурених раніше свердловин, геологічних даних розрізу і цільового призначення свердловини.
Дана свердловина буриться в породах середнього ступеня твердості, і на невелику глибину (2280 м), крім того продуктивний горизонт має невелику потужність, внаслідок цього, витрати на буріння похилій свердловини не виправдовують себе. Тому ведеться буріння вертикальної свердловини.
.1.1 Обгрунтування методу входження в пласт
Так як тип поклади...
