Файл: Курсовой проект по курсу Повышение нефтеотдачи пластов.docx

Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Возраст пород фундамента по данным калий–аргонового метода датируется как среднепротерозойский.

Нижний венд (V₁)

Непская свита. Отложения свиты с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах коры выветривания фундамента. Наиболее полные разрезы непской свиты вскрыты и описаны на Марковском месторождении, где в основании свиты залегают терригенные отложения безымянного горизонта, представленные песчаниками серыми, светло-серыми, кварцевыми, разнозернистыми, участками гравелитистыми, перекрытые пачкой аргиллитов зеленовато-серых и темно-серых с редкими маломощными прослоями песчаников и алевролитов, выполняющей роль флюидоупора[1].

Перекрывается пласт аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми, нередко слюдистыми и пиритизированными, мелко-тонкоплитчатыми, иногда листоватыми, доломитистыми, плотными, с прослоями алевролитов и песчаников мощностью до 10-50 м. Мощность свиты 90 м.

Верхний венд (V₂)

Тирская свита (V₂ tir). Отложения непской свиты перекрыты пачкой неравномерно переслаивающихся доломито-ангидритовых пород с включениями терригенного материала, залегающей в подошве тирской свиты. По геофизическим данным граница между карбонатными и терригенными породами выражена довольно четко и проводится по подошве высокоомного пласта доломита, являющегося региональным репером m1[2].

Палеозой (РZ)

Нижний кембрий (Є1). Ленский ярус (Є1 l) Усольская свита (Є1 us).

Разрез усольской свиты сложен толщей галогенно-карбонатных пород, согласно залегающих на отложениях тэтэрской свиты. Свита представлена неравномерным чередованием пластов каменной соли с карбонатными породами: доломитами, известняками, известковыми доломитами. В средней части залегают известняки и известковистые доломиты кавернозные, слабо трещиноватые, отличающиеся повышенными электрическими сопротивлениями (осинский горизонт, геофизический репер А). [2].

Толщина усольской свиты на Ярактинской площади изменяется от 407 м до 530 м.

Нижний-средний отделы (Є1-2). Амгинский ярус (Є1-2 am)

Литвинцевская свита (Є1-2 lt). В разрезе нижнего – среднего кембрия выделены отложения литвинцевской свиты, которая без видимого перерыва залегает на породах ангарской свиты. Разрез литвинцевской свиты, представлен известняками, известковистыми доломитами и доломитами. В нижней части породы пятнистые, слаботрещиноватые. В верхней части разреза – доломиты глинистые, окремнелые, с включениями гипса и ангидрита. (Геофизический репер Н1 - кровля литвинцевской свиты).

---

Толщина литвинцевской свиты изменяется в пределах от 65 м до 80 м.

Средний-верхний отделы (Є2-3) Верхоленская свита (Є2-3vl).

Разрез верхоленской свиты начинается пестроцветными мергелями, без видимого несогласия залегающими на доломитах литвинцевской свиты. Сложена свита преимущественно мергелями, чередующимися с прослоями доломитов, алевролитов, аргиллитов, реже гипсов в нижней части разреза и песчаников - в верхней. Толщина отложений верхоленской свиты 427 – 495 м.

Ордовикская система (О) Нижний отдел (О1).

Устькутский ярус (О1 uk) Устькутская свита (О1 uk).

Нижний ордовик представлен только устькутской свитой (подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю). Нижнеустькутская подсвита сложена, в основном, доломитами массивными, крепкими, мелкозернистыми, участками кавернозными, редко – прослои песчаников глауконитовых и окремнелых. Верхнеустькутская подсвита представлена песчаниками и доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Отложения свиты согласно залегают на красноцветных породах илгинской свиты. Толщина устькутской свиты на Ярактинской площади изменяется от 25 м до 45 м.

Средний отдел (О₂) Средний ордовик включает отложения криволуцкой и чертовской свит.

Мангазейский ярус (О2 mg)

Чертовская свита (О2 cht). Отложения чертовской свиты согласно залегают на породах криволуцкой свиты. Разрез чертовской свиты сложен глинистыми алевролитами, аргиллитами зеленого и грязно-зеленого цвета с редкими тонкими прослоями серых песчаников, приуроченных большей частью к кровле свиты. Толщина чертовской свиты колеблется от 40 м до 80 м.

Средний-верxний отдел (О2-3). Долборский-Мангазейский ярус (О2-3 dl-mn) Макаровская свита (О2 mk). Отложения свиты представлены, в основном, красновато-коричневыми алевролитами, в меньшей мере песчаниками кварцевыми, крепкими, известковистыми, с характерными голубоватыми и ярко-зелеными пятнами округлой формы. Подчиненное место в разрезе занимают аргиллиты. Вскрытая толщина отложений макаровской свиты составляет от 10 до 115 м.

Четвертичная система (Q) Четвертичные отложения имеют повсеместное распространение и подразделяются по своему генезису на элювиальные (2 м), делювиальные (2-4 м) и аллювиальные (10-15 м). Отложения представлены суглинками

---

, супесями, глинами с обломками различных пород, а также песками и галечниками.

3. 1   2   3   4   5   6   7

---

Характеристика продуктивных пластов

Основным и пока единственным продуктивным горизонтом Ярактинского месторождения является одноименная пачка, в разрезе которой притоки нефти и газа были получены из песчаников, преобладающих в нижней и верхней частях Ярактинского горизонта.

Разделяющая аргиллитовая перемычка между I и II пластами ярактинской пачки, на отдельных участках площади почти полностью опесчаниваются и не может рассматриваться в качестве надежного экрана между пластами.

Это обстоятельство и одинаковое пластовое давление могут свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между I и II пластами и в нефтяной их части.

Весь ярактинский горизонт рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами.

Первый и второй пласты характеризуются песчанистостью 0,467 и 0,63, расчлененностью – 2,7 и 3,2. Песчаники обоих пластов не выдержаны по площади и имеют линзовидный характер распространения.

С первым продуктивным пластом связана газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, распространенной практически по всей площади залежи. Газонефтяной контакт по залежи установлен на абс. отм. – 2136 м. Размеры газоконденсатной залежи изменяются от 15х8,5 км до 19х29,5 км, высота 55 м.

Водонефтяной контакт принят на абс. отм. – 2157 м. Размеры нефтяной части залежи составляют 9-18х27,5 км, высота 21 м.

Во втором продуктивном пласте также содержится газоконденсатная залежь размером 19,5х8 км, высота 47 м. Размеры нефтяной части составляют 3,5х20 – 5,5х24 км, высота 17 м.

Залежи пластов структурно-литологического типа, ограниченные с запада, севера и востока литологическими экранами

Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины составляют первому пласту - 2 м, по второму - 1,9 м; газонасыщенные толщины - 4,8 и 1,8 м при диапазоне изменения 0-14,2 и 0-6 соответственно. Толщины отдельных прослоев песчаников в пределах нефтенасыщенной части колеблются от 0,2 до 7,2 м.

Коллекторами являются песчаники, представленные тремя типами: чистые разности, засолоненные и с включениями калиевых полевых шпатов.

По степени засолоненности в пределах Ярактинской площади выделяются две зоны.

Первая зона, характеризующаяся максимальным засолонением, охватывает южную часть площади (район скв. №№ 9, 41) и распространяется на запад и северо-запад (район скв. №№ 8, 20, 26, 27). Песчаники данной зоны характеризуются низкой продуктивностью. Вторая зона пониженной степени засолоненности песчаников охватывает северную (район скв. №№ 14, 15, 18, 19, 22) и восточную (район скв: №№ 12, 17) части рассматриваемой площади. Песчаники зоны с пониженным засолонением характеризуются повышенной продуктивностью. [18]

---

Таблица 1.1. - Исходные геолого-физические характеристики пластов Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения

Параметры	Значения
	пласт I	пласт II
Средняя глубина залегания, м	2600	2610
Тип залежи	пластовая	пластовая
Тип коллектора	терриген.	терриген.
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	260,3	54
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,8	2,5
Пористость, д.ед.	0,12	0,13
Средняя насыщенность нефтью, д.ед.	0,77	0,81
Проницаемость, мкм2	0,182	0,254
Коэфф. песчанистости, д.ед.	0,467	0,63
Коэфф. расчлененности, д.ед.	2,7	3,2
Пластовая температура, 0С	39	39
Пластовое давление, МПа	25,4	25,4
Вязкость нефти в пл. усл., мПа·с	1,0	1,0
Плотность нефти в пл. усл., т/м3	0,7235	0,7235
Объемный коэф. нефти, д.ед.	1,006	1,006
Содержание серы в нефти, % мас.	0,12	0,12
Содержание парафина в нефти, % мас.	1,22	1,22
Давление насыщения нефти газом, МПа	22,63	22,63
Газосодержание нефти, м3/т	174,9	174,9
Средняя удельная продуктивность, м3/сут МПа·м	1,5	2,6
Нач. балансовые запасы нефти, млн.т (утв. ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР)	33,697	9,799
Коэф. нефтеизвлечения, д.ед.	0,254	0,300
Извлекаемые запасы нефти, млн.т	8,547	2,924

---