Файл: Курсовая работа по дисциплине Осложненные условия разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.docx

Доюрские образования. Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинистослюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система. Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220-250 м. Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчаноалевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ₁). Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты – до 4 м.

Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около

20 м.

Меловая система. Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами. Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит. Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части. Нижняя – сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ₁₄ до БВ₂₂, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ₈ – БВ₁₂. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ₈ и БВ₁₀. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса.

---

Толщина отложений свиты: 326 – 370 м. Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты БВ₇ и БВ₆. Пласт БВ₇ нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ₀, БВ₁, БВ₂) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м. Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ₈, АВ₇ и АВ₆, с которыми связаны залежи нефти и газа.

Верхняя часть подсвиты, характеризуется существенно большей песчанистостью, причем выделяемые в её разрезе пласты АВ_4-5 и АВ_2-3 имеют значительные эффективные толщины (свыше 50 м) и улучшенные коллекторские свойства песчаников и крупнозернистых алевролитов. Общая толщина вартовской свиты до 400 м. Алымская свита состоит из двух частей.

Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами и выделяется в разрезе как пласт АВ₁, который в подошвенной части представлен менее глинистыми разностями (пласт АВ₁₃), а в кровельной части более глинистыми и тонкозернистыми разностями пород сложной текстуры (пласт АВ_11-2). Верхняя подсвита, сложена аргиллитами темносерыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Общая толщина отложений алымской свиты достигает 80-85 м. Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках (пласт ПК₁) залегает газовая залежь. Толщина свиты до 720 м. Отложения верхнего мела представлены преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система. Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 м. Выше залегают континентальные осадки – переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

---

Четвертичная система. Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

---

1.3. Коллекторские свойства продуктивных пластов

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайназойских терригенных отложений, платформенного чехла.

Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740-2870 метров) осадочных пород мезо-кайназойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов: БВ₁₀, БВ₈, АВ_4-5, АВ_2-3, АВ₁ к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы общей толщиной 1330 метров.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов

АВ_4-5, АВ_2-3, АВ₁ составляет 1750 метров, горизонтов БВ₁₀, БВ₈, соответственно 2220 и 2130 метров.

Залежи газа установлены в горизонтах АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁ и сеноманском ярусе.

Коллекторские свойства пород Самотлорского месторождения определяются по данным ГИС и лабораторными методами по керну.

Они характеризуются параметрами, приведенными в таблице Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Самотлорском месторождении представлены, в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы-коллекторы III класса (Кпр=100-500 мД).

Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю_1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35 % и для преобладающих пород изменяется от 26,8 % (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до 35,3 % (пласт АВ₁). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50 %.

В пластах Ю_1-2 породы содержат 50,4 % кварца, 18,3 % полевых шпатов и 31,4 % обломков. В пластах АВ

---

₁ развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9 %. Пласты Ю_1-2 имеют в основном поровый цемент гидрослюдистокаолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ_1-2 в сравнении с пластами АВ₁ и БВ₈ отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом. Это объясняется тем, что пласт АВ₁ менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ₈ более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5 %). Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ₁ имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ₁– пленочный

1.4. Свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях

Характер изменения физических свойств флюидов на месторождении Самотлор такой же как и в залежах, которые не имеют доступа к поверхности и как правило окруженные со всех сторон краевыми водами. Как правило при уменьшении пластового давления и температуры - уменьшается глубина залегания. Так как нефть недонасыщена газом, то и давления их насыщения много ниже пластового. При приближении к водонефтяному контакту снижается газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти, и наоборот при приближении к сводам залежи.

По составу, классификации ГКЗ самотлорскую нефть можно приурочить к парафинистым, легким, сернистым, малосмолистым и смолистым.

По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м³/т по пласту АВ_4-5 до 96,6 м³/т по пласту ЮВ₁, плотность пластовой нефти от 730 кг/м³ по ачимовской пачке до 774 кг/м³ по пласту АВ₁₁₊₂, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ_4-5 до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ₁₀ до 2,15 мПа*с по пласту АВ_4-5.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м

---