Файл: 1. Геологический раздел 1 Общие сведения о районе месторождения.pdf

Залежи пласта АС
9
характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
Проницаемая часть пласта АС
9
представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин.
Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10
-3
мкм
2
и изменяется от 1,1*10
-3
до 1830*10
-3
мкм
2
. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10
-3
- 500*10
-3
мкм
2
, проницаемость более 500*10
-3
мкм
2
характеризуется 16% пород.
По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10
-3
до 495*10
-3
мкм
2
. Участки с проницаемостью более 500*10
-3
мкм
2
отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге
Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от
10*10
-3
до 100*10
-3
мкм
2
выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432*10
-3
мкм
2
. В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Эффективные толщины пласта АС
10
в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на
СПБГУАП группа 4736

Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом.
Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала
Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС
10
, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.
Газонефтяные залежи пласта АС
10
являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти
(57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС
10
были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую,
Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на
Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре
- 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.
Залежи пласта АС
10
отделяются от вышележащего пласта АС
9
глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС
10
представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни-стых и
СПБГУАП группа 4736

алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта
АС
10
изучены по 88 скважинам.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28%
Проницаемость изменяется от 1,3*10
-3
до 2735*10
-3
мкм
2
. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10
-3
до
500*10
-3 мкм . Участки с проницаемостью менее 100*10
-3
мкм
2
тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Коллекторские свойства пласта АС
10
определялись также по данным
ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до
26%. Проницаемость изменяется от 1*10
-3
до 1493*10
-3
мкм
2 при среднем значении 590*10
-3
мкм
2
. Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам
Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения
Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и
Востокинской структур).
Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными
СПБГУАП группа 4736

ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.
Залежь пласта
АС11
Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры.
Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до
28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от
2.2*10
-3
до 698*10
-3
мкм
2
при среднем значении 266*10
-3
мкм
2
, по нефтенасыщенной части -258*10
-3
мкм
2
, по водо-насыщенной -276*10
-3
мкм
2
Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10
-3
до 316*10
-3
мкм
2
Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10
-3 мкм
2
при вариациях 1*10
-3
- 1493*10
-3
мкм
2
От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо- восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники
(см. рис.3)
СПБГУАП группа 4736

Рис. 2 Зональные карты пласта АС9 (а) и АС10 (б): 1,2 - контуры газоносности внешний и внутренний; 3,4 - контуры нефтеносности внешний, внутренний; 5,6,7,8,9 - зоны насыщения соответственно газовая, газонефтяная, чистонефтяная, газоводонефтяная, водонефтяная.
1.4 Характеристика пластовых флюидов
Нефтегазоносность
Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры. Основная характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11; - нефтяные - в пластах БС8, БС8², БС16…17,
БС18 и другие.
По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.
Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из
СПБГУАП группа 4736

которых изучена нефтенасыщенная часть. Пласт продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Проницаемая часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта более или менее однородный.
Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти
(57,4%). Нефть в пласте залегается в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Проницаемая часть пласта представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.
Пластовые флюиды объектов БС
8
и ачимовской толщи по имеющейся информации несколько отличаются от вышележащих пластов в сторону меньших значений- газонасыщенности (44-37 м
3
/т) и плотности дегазированной нефти (876-873 кг/м
3
). Пластовые нефти объектов БС
8
и ачимовской толщи характеризуются более высокой концентрацией гомологов метана группы С
2
- С
5
(до 10-16%), что связано с относительно низкой плотностью жидкой фазы. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей исследована на образцах 116 глубинных проб из 71 скважины и на образцах 160 поверхностных проб из 131 скважины. Нефти
СПБГУАП группа 4736

пластов АС
9-11
близки по своим свойствам. Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 2.
Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса высокая - 162. По содержанию компонентов нефти пласты АС9, АС10, АС11 близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Дегазированные нефти пластов АС9,
АС10, АС11 тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Пласт
АС9 - средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Характеристика продукции скважин, вскрывших газовую шапку, изучена на материалах исследований 10 скважин пласта АС9 и 13 скважин пласта АС10. Нефтяной газ ярко _ыраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2
%. Характеристика газа и конденсата газовых шапок приведена в таблице 3
Выход сырого конденсата по пластам АС
9
,, АС
10
составляет 62 см
3
/м
3
и
63,5 см
3
/м
3
соответственно, выход стабильного конденсата - 53 см
3
/м
3
Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м
3
Пластовые воды насыщенны газом метанового состава. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м
3
/м
3
. Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно - натриевого типа (ГКН), лишь в восточной части месторождения - хлоркальциевого
(скважины № 18, 52, 54, 62, 77) и хлормагниевого (скважины № 66, 69, 70,
78). Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната.
Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна.
В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор, которые приведены в таблице 4.
СПБГУАП группа 4736

Таблица 1. Характеристика продуктивных горизонтов.
Параметры
АС9
АС10
АС11
АС12
Средняя глубина залегания, м
2093 2099 2101
Тип залежи
Тип коллектора терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м
1060535 675899 1653 1060535
Средняя общая толщина, м
11,73 22,84 23,1 62,57
Эффективная средняя толщина, м
8,6 16,71 13,26 37,66
Средняя выраженная толщина, м
6,59 7,29 5,84 6,82
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
4,42 7,5 5,72 5,89
Средняя водонасыщенная толщина, м
4,07 10,5 12,69 20,89
Пористость газонасыщенного коллектора, дол.ед.
0,248 0,247 0,24 0,247
Пористость нефтенасыщенного коллектора, дол.ед.
0,248 0,251 0,246 0,25
Начальная насыщенность газом, дол.ед.
0,665 0,686 0,673 0,675
Начальная насыщенность нефтью, дол.ед.
0,625 0,623 0,639 0,629
Объемный коэффициент газа, дол.ед
0,0048 0,0048 0,0048 0,0048
Объемный коэффициент нефти, дол.ед
1,7 1,7 1,7 1,7
Объемный коэффициент воды, дол.ед
1,01 1,01 1,01 1,01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м³
0,686 0,686 0,686 0,686
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³
891 905 906 897
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м³
1009 1008 1008 1008
Средняя проницаемость по керну
0,299 0,399 0,266 0,347
Средняя проницаемость по геофизике, мкм²
0,432 0,539 0,496 0,517
Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм²
0,122 0,109 0,1
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с
0,0188 0,0188 0,0188 0,0188
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
0,49 0,49 0,49 0,49
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м³
144,8 144,8 144,8 144,8
Плотность нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м³
812/795 846/796 846/796 846/796
Плотность воды в ластовых условиях, кг/м³
1000 999 999 999
Газовый фактор, м³/т
84 89 78 87
Пластовая температура, С
61,5 61,5 61,5 61,5
Пластовое давление, МПа
21 21 21 21
Давление насыщения нефти газом, нз/гнз, МПа
15,2/20 14,5/19 14,5/19 14,5/19,4
Средняя продуктивность, х10 м²/(сут*МПа)
0,96 1/13 1,08 1,01
Коэффициент песчанистости
0,733 0,732 0,574 0,602
Коэффициент расчлененности, дол.ед
2,295 4,048 5,193 11,147
Содержание серы и нефти, %
1 1,22 1,22 1,22
Содержание парафина в нефти, %
2,33 1,98 198 1,98
Содержание стабильного конденсата, г/м³
39,7 39,7 39,7 39,7
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т
325233 554394 54217 934344 в том числе по категории В+С1 319538 346591 51132 917331 по категории С2 5693 8288 3085 17013
Начальные балансовые запасы свободного аза, млн.м³
166919 87558 3187 257694 в том числе по категории С1 166839 87558 3187 257582 по категории С2 80 2
82
Начальные балансовые запасы конденсата, тыс.т
6627 3476 126 10229 в том числе по категории С1 6624 3476 126 10226 по атегории С2 3
3
Таблица 2. Характеристика пластовых нефтей пластов АС9-11
Лянторского месторождения.
Показатели
Пласты
АС
9
АС
10
АС
11
СПБГУАП группа 4736

гнз нз гнз нз гнз нз
Плотность в пл.усл., кг/м
3 795 812 796 846 796 846
Плотность в пов.усл., кг/м
3 891 905 916
Вязкость в пл.усл., мПа*с
4,53 3,67 4,26 6,18 4,26 6,18
Вязкость в пов.усл.,мПа*с
70 55 68 70 68 70
Газосодержание нефти, м
3
/Т
84 89 78
Давление насыщения, МПа
20 15,2 19,4 14,5 19,4 14,5
Пластовая температура, С
66 6,3 63 65 63 65
Пластовое давление, МПа
20 20,5 19,9 20,4 19,9 20,4
Объемный коэф. нефти
1,17 1,17 1,17
Средняя пористость, %
24,8 25,1 24,6
Содержание в нефти, %: серы 1 1,22 1,37
Смол
8,59 8,23 6,78
Асфальтенов
2,38 2,88 3,45
СПБГУАП группа 4736

Таблица 3. Свойства и состав нефтяного газа Лянторского месторождения.
Показатели
Пласты
АС
9
АС
10-11
гнз/нз нз гнз/нз нз
Содержание в газе (молярная концентрация), %:циоксида углерода 0,48 0,47
Азота
0,83/ 0,23 0,45/ 0,51
Метана
96,1/ 91,5 95,5/93,1
Этана
0,86/ 1,89 1,12/ 2,57
Газ газовой шапки: Давление нач. конденсации, Мпа
20 20
Плотность, кг/м
3 0,729 0,729
Вязкость, мПа-с
0,0188 0,0188
Содержание стабильного Конденсата в газе, г/м
3 39,7 39,7
Коэффициент сверхсжимаемости, z
0,8629 0,8629
Таблица 4. Основные физические свойства пластовых вод Лянторского месторождения.
Наименование параметра
Численные значения по пластам
АС9
АС10
АС11
БС8
Б16-22
Газосодержание, м³ / м³ Max/min
2,6/0,8 2,6/0,8 2,6/0,8 2,7/0,7 2,9/0,7
Плотность воды, кг / м³ - в станд. условиях - в условиях пласта
1009 1000 1008 999 1008 999 1010 999 1008 987
Вязкость в пластовых условиях, МПа*с 0,49 0,49 0,48 0,47 0,38
Коэффициент сжимаемости
4,75 4,75 4,75 4,7 4,7
Объемный коэффициент, дол.ед.
1,01 1,010 1,010 1,012 1,021
Общая минерализация, г/л.
13,7 12,7 12,6 14,5 10,4 1.5 Состояние разработки месторождения
Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году.
Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазоносные пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные - БС8², БС18.
Разработка месторождения велась согласно "Технологической схеме разработки Лянторского месторождения", составленной в 1985 году
(протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и "Анализа разработки
Лянторского месторождения", выполненного СибНИИНП в 1989 году
(протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:
Выделение одного объекта разработки АС9-11;

СПБГУАП группа 4736