Файл: сибирский федеральный университет институт нефти и газа.doc

В отличие от преображенского горизонта нижний устькутский пласт сложен доломитами преимущественно водорослевыми с прослоями микрофитолитовых, органогенных–обломочных и хемогенных. Мощность пласта 20–24 м. Формирование отложений нижнего пласта происходило в условиях мелководной фациальной обстановки с повышенной соленостью и спокойными гидродинамическими условиями. В этих условиях на палеоотмелях и банках развивались сине-зеленые водоросли, в итоге сформировавшие органогенные постройки биогермного типа.

На формирование пустотного пространства ведущее значение имели седиментационные и диагенетические преобразования, что привело к формированию смешанного типа коллекторов и их локальной линзообразной форме залегания.

Фильтрационно-емкостные свойства горизонта по площади меняются в довольно широких пределах. Открытая пористость изменяется от долей до 22

–^{15 м2},

%, в среднем от 0,65 до 8 %, межзерновая проницаемость от 0 до 15·10 редко более. Эффективная мощность изменяется от 0 до 15 м. Максимальные значения установлены в скважинах 3, 5, 20 и 144. Участки распространения доломитов с пористостью менее 2,55 совпадают с участками интенсивного засолонения пород.

Установлено два разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка – центральный и западный, ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород. В пределах центрального участка притоки нефти получены в скважинах 144, 3, 20. Максимальный дебит нефти получен в

3 скв. 3 на штуцере 15,3 мм и составил 388,8 м /сут. Притоки пластовой воды

3 дебитом от 5,46 до 88 м /сут получены в скв. 15 и 30. Западный нефтенасыщенный участок выявлен в скв. 5, где был получен приток нефти

3

дебитом 79,5 м /сут на штуцере 6 мм.

Верхний устькутский пласт мощностью 27–32 м сложен преимущественно микрофитолитовыми органогенно-обломочными и хемогенными, часто глинистыми доломитами. Прослои с водорослевыми остатками в сравнении с нижним пластом маломощны и имеют бедный видовой состав.

По сравнению с нижним пластом, в верхнем в меньшей степени проявились процессы перекристализации, выщелачивания, засолонения. Пустотное пространство представлено порами и кавернами выщелачивания, реже порами перекристаллизации и остаточными седиментогенными. Открытая пористость изменяется от долей до 15 % в среднем 1,4–5,1 %, межзерновая

-^{15 м2} проницаемость от 0 до 8·10 . Эффективная мощность изменяется от 1 до 16 м, наибольшие значения характерны для разрезов скв. 3, 5, 10, 14, 20, 144. Преобладающий тип коллектора трещинно-поровый, трещинно-каверновопоровый и трещинный.

---

3

Промышленный приток нефти (14,5 м /сут) получен лишь в скв. 3,

3

незначительный приток в скв. 6 (0,095 м /сут).

В нижней части усольской свиты залегает осинский горизонт. Мощность его закономерно увеличивается в юго-восточном направлении от 26 м (скв. 15) до 49 м. Горизонт сложен известняками с редкими прослоями доломитов, которые залегают в средней и нижней частях разреза или присутствуют в виде маломощных пластов по всему разрезу. Верхняя часть горизонта представлена, в основном, хемогенными, глинистыми известняками с прослоями доломитов. Водорослевые известняки распространены ограниченно и развиты в середине разреза, образуя единое пластовое тело. Условия формирования горизонта по сравнению с нижележащими на площади более глубоководные.

В формировании емкостно-фильтрационных свойств ведущую роль играет засолонение пород. Содержание соли в пустотном пространстве пород нередко достигает 20-40 %. Максимально засолонены породы средней пачки, совпадающие с водорослевыми известняками. Открытая пористость невысокая и изменяется от долей до 8,6 %, в среднем редко превышает 3-4 %.

Продуктивность осинского горизонта установлена лишь в скв. 144, где получены незначительные (0,0164- 0,15 м³/сут) притоки нефти.

Христофоровский горизонт, залегающий в низах бельской свиты, представлен переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. Горизонт проявил себя лишь незначительным притоком

3

пластовой воды (0,37 м /сут) в скв. 1.

Ниже приведены профильный геологический разрез по линии скважин 5-

64-22-3-6 и профильный геологический разрез по линии скважин 15-144-20-30-

6 (рисунки 3, 4).

---

1.6 Характеристика залежей

Даниловское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в преображенском горизонте и в нижнем пласте устькутского горизонта катангской свиты. По залежам этих горизонтов сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов осинского, верхнего пласта устькутского горизонтов и из песчаников непской свиты.

Разведанные залежи пластовые неактиклинального типа литологические с незначительным структурным контролем. Залежи характеризуются сложным строением резервуара в связи с невыдержанностью коллектора за счет изменения литологии пород и засолонения их порового пространства. Выявленные полевой геофизикой и бурением разрывные нарушения незначительной амплитуды (по вертикали до 15-20 м) контролируют залежи с разным насыщением пластовым флюидом (нефть, вода). Литологические ограничения и элементы тектонического экранирования залежей прослеживаются с разной интенсивностью во всех продуктивных горизонтах. Для терригенных отложений, залегающих в основании осадочного комплекса на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом является стратиграфический фактор – выклинивание продуктивного горизонта.

Всего на Даниловском месторождении выявлено пять залежей УВ сырья, четыре из них связаны с нижним пластом устькутского горизонта, одна находится в доломитах преображенского горизонта.

Залежи преображенского горизонта

Преображенский горизонт залегает в основании осадочного карбонатносолевого разреза в низах катангской свиты. С ним связана газоконденсатная залежь. Толщина пласта – 12-19 м, в районе скв. 3 он отсутствует. Подстилают его глинистые породы непской свиты, перекрывают – глинисто-сульфатнокарбонатные отложения.

Залежь газоконденсатная, со всех сторон литологически ограниченная, вскрыта скважинами 14, 17, 144. На севере, востоке и юге граница залежи определена по середине расстояния между скважинами, обнаружившими коллектор и скважинами, где коллектора нет. На западе и юго-западе, где нет скважин контур ее определен методом градиента уменьшения мощности коллектора между скважинами и проконтролирован симметричным его расположением относительно скважин 144 и 14.

---

Коллектор образует один прослой в каждой скважине мощностью от 2,2 м до 12 м и занимает разное в разрезе горизонта положение – от кровли до подошвы.

2

Площадь залежи составляет 39 км , размеры 9×4,5 км. Толщина газонасыщенного коллектора равна 3,53 м. Находится она на моноклинальном склоне пород, воздымающимся в северо-восточном направлении, в зоне развития разломов северо-восточного простирания. Форма залежи в плане подчеркивает воздействие на ее конфигурацию разломов. Высота залежи - 70 м. Пластовое давление 17,85 МПа. Дебиты газа в скв. 144 на 8 мм штуцере

3 3 составляли 69 тыс. м /сут, конденсата 13 м /сутки. Пластовая температура 24 0С. Произведен подсчет запасов газа категории С₂.

Залежи в нижнем пласте устькутского горизонта

Устькутский горизонт залегает в прикровельной части тэтэрской свиты, сложен карбонатными породам, разделен глинисто-сульфатно-карбонатной перемычкой толщиной 7-10 м на два пласта. В нижнем из них бурением скважин установлены нефтяные залежи.

Залежи в УК-II литологические тектонически-экранированные, пластовые, расположены в пределах структурного флексурообразного осложнения. Мало амплитудные тектонические нарушения, экранирующие залежи центральной части Даниловского месторождения, выявлены по данным



Рисунок 3 - Профильный геологический разрез по линии скважин 5-64-22-3-6,

В. А. Петрова, 2008



Рисунок 4 - Профильный геологический разрез по линии скважин 15-144-20-30-

6, В. А. Петрова, 2008

сейсморазведочных работ и бурения, трассируются в устькутском горизонте с юго-запада на северо-восток.

В пласте выявлено 4 нефтяные залежи – три в центральной части месторождения и одна – на юго-западе. Ниже приводятся описания залежей, по которым произведен подсчет запасов нефти.

Нефтяная залежь 1 - выявлена скважиной № 15 на севере месторождения. С запада, севера и востока она ограничена литологической границей замещения коллектора на плотные разности. В плане контур залежи совпадает с полем развития общего коллектора, кроме юга, где она ограничена разрывным нарушением с амплитудой вертикального смещения около 15 м. Литологический контур залежи на востоке проведен по середине между скважинами, вскрывшими коллектор и не выявившими его, а на севере и западе – по градиенту изменения толщины коллектора. Размер ее 3×4 км, площадь 7,75

---

2 – около 26 м, водонефтяной контакт, определен по данным ГИС и

км , высота

результатам испытания на абс. отметке минус 1340 м. Залежь структурнолитологическая с тектоническим ограничением на юге, пластовая. В скв. 15 коллектор состоит из 2-х пропластков толщиной 1,2 и 2,0 м (общей толщиной 3,2 м), разделенных непроницаемым интервалом пород. Верхний пропласток нефтенасыщенный, нижний – водоносный. Залежь водоплавающая, поэтому в ней выделена одна водонефтяная зона. Запасы нефти подсчитаны по категории

С2.

Нефтяная залежь 2 - расположена к югу от первой, с севера и юга ограничена разрывными нарушениями амплитудой по вертикали до 15 м. С запада и востока контурами залежи служат литологические границы замещения коллекторов на плотные разности пород. Залежь пластовая, структурно-

2, литологическая, водоплавающая, размером 3,5×2,5 км. Площадью 9,75 км высотой 22 м, выявлена скв. 144. Коллектор в скважине обнаружен виде двух пропластков, расположенных в прикровельной и приподошвенной части разреза, толщиной 8,6 м и 8,2 м соответственно, разделенных шестиметровой толщей плотных пород. В нижней части коллектор (2,2 м) заполнен водой, ВНК определен на абс. отметке минус 1322 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина определена в 4,8 м. Пластовые: давление 16,9 МПа,

0 3 температура 21 С. Дебит нефти достигал 15 м /сутки (после солянокислотной обработки пласта). Запасы нефти по этой залежи подсчитаны по категории С₂. Зона водонефтяная.

Нефтяная залежь 3 - пластовая, структурно-литологическая, на севере экранирована тектоническим нарушением. Она самая большая по площади и количеству запасов нефти. С запада, юга и востока она ограничена линией литологического замещения коллекторов непроницаемыми разностями пород (полностью засолоненными и вторично-измененными) [15]. На юго-востоке ограничена контуром ВНК на абсолютной отметке минус 1336 м, на севере – разрывным нарушением, простирания северо-восточного с амплитудой

2, вертикального смещения до 15 м. Размер залежи 9×6 км, площадь 43,375 км высота 29 м. Изучена залежь в 3-х скважинах (3, 20, 30). Суммарная нефтенасыщенная толщина коллектора в этих скважинах равна соответственно 14,2 м, 9,6 м, 2,5 м. Коллектор залегает в верхней части пласта в виде прослоев толщиной от 0,8 м до 12,6 м. В скважинах 20 и 30 обнаружены водонасыщенные прослои коллектора суммарной толщиной по 5,0 м. На основании этих данных в залежи выявлена чисто нефтяная зона площадью

---