ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 126
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В результате проявления выше обозначенных этапов на эрозионно-тектоническую поверхность фундаменты выходят породы различного вещественного состава и возраста, что и предопределило особенности формирования нефтегазоносного коллектора в пределах Северо-Останинской площади (рис. 2.6). Продуктивность месторождения обусловлена зоной доломитизации карбонатных отложений палеозойского фундамента, выделяемой в пласт М. Наиболее полно, карбонатная часть разреза вскрыта скважиной №7П (3105 м), в которой толщина пласта М составляет 101 м.
При анализе вещественного состава пород фундамента всех пробуренных скважин (рис. 2.4) можно заключить, что перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Северо-Останинской площади связаны с органогенными карбонатными отложения лугинецкой и герасимовской свиты среднего-верхнего девона (доломиты, доломитизированные известняки), которые в результате эрозионно-тектонических процессов были выведены на поверхность фундамента (скв. №№1П, 12П, 9П, 3П, 7П, 5П, 14П, 3, 4, 5, 7, 8). Однако в результате структурно-тектонических особенностей отложений палеозоя нефтеносность месторождения ограничена лишь скв. №№3П, 7П, 5П, 3, 4, 5, 7, 8.
По отложениям осадочного чехла, в соответствии с «Тектонической картой платформенного чехла Западно-Сибирской плиты» (В.А. Конторович 2000 г.), Северо-Останинская структура четвёртого порядка осложняет южную часть структуры третьего порядка - Юбилейного куполовидного поднятия, которое в свою очередь приурочено к центральной части тектонической структуры второго порядка - Пудинскому мезоподнятию (рис. 2.7).
Подготовка Северо-Останинской площади, как поискового объекта, имеет свою историю. Бурение поисковых скважин №1П и №3П осуществлялось в 1975 и 1977 годах, как профильное бурение на склоне Юбилейного куполовидного поднятия, с целью выявления структурно-литологической залежи нефти в пластах горизонта Ю1 на его западном склоне.
В результате проводимых работ скважиной №3П была открыта промышленная залежь нефти в образованиях палеозойского фундамента, что инициировало проведение на рассматриваемой территории в 1978-1979 гг. дополнительных сейсморазведочных работ 2Д с подготовкой Северо-Останинской площади к поисковому бурению в пликативном и блоковом вариантах. Морфологические параметры объекта приведены в таблице 2.1.
На основании результатов сейсморазведочных работ, проводимых с учётом структурно-тектонических особенностей рассматриваемой площади, было пробурено 16 поисковых и одна параметрическая (скв. №17П) скважины, из которых лишь в трех (скв. №№3П, 5П, 7П) получены промышленные притоки нефти и газа, а в двух (скв. №№6П и 17П) нефтепроявления при испытании.
Таблица 2.1 Характеристика Северо - Останинской площади по отражающему IIа (подошва баженовской свиты и горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента)
| Название структур (площади) | Год выявления, организация, автор отчета | Год подготовки (переподготовки) | Параметры структур | ||||
| | | | Автор отчета (организация) | Отметка замкнутой изогипсы | Линейные размеры, км | Площадь км2 | Амплитуда, м |
| Северо-Останинская | с/п 1,3,6/78-79 Томский геофизический трест, Карапузов Н.И. | 1979 | Карапузов Н.И. | гор-т IIa -360 м -2340 м го-т Ф2 -2600 м | 5,2 х 4,1 5,4 х 3,3 7,8 х 4,1 | 19 15 27 | 55 45 100 |
По отражающему сейсмическому горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента), характеризующему морфологию ловушки углеводородов на месторождении, Северо-Останинская площадь не представляет собой замкнутую структурную форму.
Площадь расположена на юго-западном склоне Юбилейного куполовидного поднятия.
2.3 Характеристика нефтегазоносности и геологическое строение продуктивных пластов
На Северо-Останинском месторождении нефтеносность приурочена к средне-поздне девонским известнякам, проницаемая составляющая которых выделяется в пласт «М». Кроме того, различные по значимости нефтепроявления при испытании скважин и в керне отмечались в песчаниках горизонта Ю1 васюганской свиты, нижнемеловых пластах Б16-20, и пласте Ю9 тюменской свиты.
Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2640,8 м в эксплуатационной скв. №5 до 2712,3 м в разведочной скв. №3Р. Залежь по типу флюида - нефтяная, по типу ловушки стратиграфическая под несогласием, ограниченная тектоническими нарушениями, с массивным резервуаром и каверна-трещинным типом коллектора. В контуре нефтеносности расположено три продуктивные разведочных скважины - №№3Р, 5Р, 7Р и пять эксплуатационных - №№3, 4, 5, 7г, 8г, находящиеся в стадии освоения. При испытании скв. №3Р в интервале 2793-2842 м был получен приток нефти дебитом 33 м
3/сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107 м3/м3.
При испытании скв. №5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71 м3/сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м3/м3. Скважина №7Р при испытании в интервале 2794-2824 м дала 42,1 м3/сут нефти с газовым фактором 1751 м3/м3 при депрессии 18,3 МПа.
Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в табл. 2.2.
Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 100,0 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 43,8 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины (46,6 м) в скважине №7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16,0 м (скв. №8Р) до 218,4 м в скв. №7Р. Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение и составляет в среднем по пласту 0,86.
Таблица 2.2 Геолого-физическая характеристика пласта М Северо-Останинского месторождения
| Параметры | Пласт М |
| Средняя глубина залегания, м | -2660,6 |
| Тип залежи | массивная |
| Тип коллектора | каверно - трещинный |
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 26750 |
| Средняя общая толщина, м | 100 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 43,8 |
| Пористость, доли ед. | 0,006 |
| Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед. | 0,65 |
| Проницаемость, мД | 4,46 |
| Коэффициент песчанистости, дол ед. | 0,86 |
| Расчлененность, ед | 8,4 |
| Пластовая температура, 0С | 116 |
| Пластовое давление, мПа | 28,3 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -2712,3 |
| Коэффициент сжимаемости пористой среды, ·10-5 1/мПа | 7 |
| Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом (водой) | 0,832 |
Керн отобран в 13 скважинах (№№2Р, 3Р, 5Р, 6Р, 7Р, 8Р, 9Р, 10Р, 11Р, 12П, 13Р, 14Р, 16Р, 5, 3). Общий вынос керна в среднем составил 60,1% от проходки, в эффективной части пласта - 17%.
ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712,3 м по нижней отметке вскрытой части разреза в скв. №3Р, согласно оперативному подсчету запасов, который был выполнен в 1985 г. Размеры залежи 5,0-8,4 км x 3,5-4,4 км и высота 72 м.
По продуктивности залежь относится к средним, по запасам - к категории мелких.
.4 Состав и свойства нефти, газа и пластовой воды
Свойства нефти
Для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов Северо-Останинского месторождения проведены мероприятия по отбору проб из продуктивных скважин №3Р, №5Р, №7Р. Отбор проб нефти производился из каждой скважины на интервале 2866-2870 м пласта М.
Исследования проводились в лаборатории геохимии и пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».
С помощью программы PVTi™ на основе компонентного состава пластовой нефти производился расчет физико-химические свойства нефти и газа для скв. №3Р, №5Р, №7Р. В результате обработки результатов исследований в программе PVTi™ получен расчетный компонентный состав пластовой смеси для региона в районе скв. №3Р, №5Р, №7Р.
Газосодержание пластовой нефти скв №3Р равно 107 м3/т, объемный коэффициент - 1,31, вязкость - 1,17 мПа·с, плотность в поверхностных условиях 850,8 кг/м3.
Нефть, полученная из скв. №5Р, легкая (плотность в стандартных условиях 769 кг/м3, в пластовых условиях - не определена), малосмолистая (содержание смол - 3,3% масс.), высокопарафинистая (17% масс.), содержание серы не определено, кинематическая вязкость при 50 оС - 1,7 мПа·с.
Из скв. №7Р получена смесь нефти и газа, промысловый газовый фактор равен 1791 м3/м3, плотность в пластовых условиях - 662 кг/м3, после сепарации - 850,8 кг/м3, вязкость в пластовых условиях - 0,077 мПа·с, вязкость после сепарации - 6,6 мПа·с, объемный коэффициент составляет 1,817, газосодержание составляет 408,5 м3/т.
В табл. 2.3, 2.4 представлены физико-химические свойства нефти и
компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения.
Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти
| Наименование | Единица измерения | Значение |
| Плотность нефти в пластовых условиях | кг/м3 | 662,0-706,9 |
| Плотность нефти в стандартных условиях | кг/м3 | 769,0-850,8 |
| Вязкость пластовой нефти | мПа·с | 0,077-1,17 |
| Вязкость нефти в стандартных условиях | | |
| при 20оС | мПа·с | 2,4-6,6 |
| при 50оС | мПа·с | 1,7-1,9 |
| Массовое содержание (среднее значение): | | |
| серы | % массов | - |
| смол силикагелевых | % массов | 3,3 |
| асфальтенов | % массов | следы |
| парафинов | % массов | 17 |
| Выход фракций | | |
| 100оС | % об. | 34 |
| 150оС | % об. | 42 |
| 200оС | % об. | 55 |
| 250оС | % об. | 66 |
| 300оС | % об. | 83 |
| Газосодержание | м3/т | 107-408,5 |
| Температура застывания | оС | +5 |
| Объемный коэффициент | доли ед. | 1,31-3,22 |
| Коэффициент сжимаемости, | 1/мПа ·10-5 | 1,74-14,0 |
| Давление насыщения газом | мПа | 20-23 |
| Шифр технологической классификации по (ГОСТ, ОСТ) | нефть легкая с незначительной вязкостью высоко парафинистая | |
Таблица 2.4 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения
| Наименование | Молекулярная концентрация, % | ||
| | Выделившийся газ | Сепарированная нефть | Пластовая нефть |
| Сероводород | - | - | - |
| Двуокись углерода | 1,27-1,31 | 0,02 | 0,69-1,21 |
| N2 + редкие | 0,52-0,54 | - | 0,08-0,28 |
| СН4 | 78,52-82,65 | 0,2-0,12 | 42,79-67,26 |
| С2Н6 | 6,06-6,17 | 0,19-0,39 | 3,38-7,34 |
| С3Н8 | 5,49-6,51 | 0,81-2,21 | 3,91-6,94 |
| i-С4Н10 | 1,36-2,78 | 1,15-2,76 | 1,69-2,03 |
| n-C4Н10 | 1,29-2,27 | 0,6-1,75 | 1,51-1,61 |
| i-С5Н12 | 0,46-1,67 | 1,35-2,0 | 0,77-1,53 |
| n-C5Н12 | 0,45-0,78 | 1,42-2,5 | 0,73 |
| C6Н14 + остаток | 0,26-0,39 | 87,5-92,76 | 12,37-42,46 |
| Плотность, кг/м3 | 0,861-0,934 | 850,8-856,8 | 662,0-706,9 |