Влад. 1. Геологическая характеристика УстьТегусского месторождения 1 Общие сведения о месторождении

• Название: 1. Геологическая характеристика УстьТегусского месторождения 1 Общие сведения о месторождении
• Дата: 24.02.2021
• Размер: 85.8 Kb.
• Имя файла: Влад.docx
• Тип: Документы; #178901
• страница: 2 из 3

Блок района скважин 105 вскрыт 4 разведочными и 33 эксплуатационными скважинами. В пределах блока выявлено три зоны литологического замещения пласта, которые подтвердили скважины 2288, 2318, 2319, 2292, 2293, 2323, 2382, 2411, ВНК в блоке района скважины 105 принят на а.о. -2415,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 105, В результате испытаний скважин были получены притоки нефти от 2,77 м³/сут (скв. 105) до 116,6 м³/сут (скв. 2352). Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0,7 м (скв. 2257) до 9,6 м (скв. 105).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,5×3,9 км.

Блок района скважины 110 в контуре нефтеносности вскрыт двумя разведочными и 20 эксплуатационной скважиной, водонасыщенную часть пласта вскрыли 8 эксплуатационных скважин. Скважины 2564 вскрыла зоны фациального замещения пласта. Разведочные скважины вскрыли чисто нефтеносную часть пласта, расположенную в купольной части залежи. ВНК в блоке принят по скважине 2443b по кровле водонасыщенного пропластка на а.о. -2405 м, а также по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2562 на а.о. -2405,0 м. При испытании пласта Ю₃ были получены притоки нефти дебитом от 2,9 м³/сут (скв. 110) до 20,4 м³/сут (скв. 113). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 м (скв. 2691_PL) до 11,5 м (скв. 2441).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,0 км и 1,2–3,3 км.

Блок района скважины 104 вскрыт одной скважиной. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -2419,0 м. При испытании был получен приток нефти и воды дебитами 1,5 м³/сут и 4,26 м³/сут соответственно.

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная. Размеры залежи 2,4×0,6 км.

По пласту Ю₄ выявлено 7 залежей с различными уровнями ВНК (Табл. Error: Reference source not found), разделённых тектоническими нарушениями и прогибами, закартированными по сейсмическим данным и данным бурения скважин.

Так же как и вышележащие пласты, пласт Ю₄ можно разделить на западную и восточную части. Западная часть изучена только разведочным бурением, а восточная часть, вовлеченная в разработку, вскрыта 11 разведочными скважинами и 88 эксплуатационными. Из них четыре разведочные 102, 116, 104, 104 бис и 24 эксплуатационные скважины вскрыли только водонасыщенную часть пласта, остальные скважины расположены в контуре нефтеносности.

Западная залежь изучена 11 поисково-разведочными скважинами, из которых скважина 47 вскрыла зону фациального замещения пласта, а скважина 16 вскрыла зону отсутствия пласта (зона выступа фундамента). В пределах западной части выделяется два блока с различными уровнями ВНК: р-н скв. 103 и р-н скв. 117, Расстояние между разведочными скважинами изменяется в пределах 2,0–4,2 км, изученность бурением в районах примыкающих к линии выклинивания пласта низкая, западнее 43 и 16 скважин на протяжении 9 км не пробурено ни одной скважины, данная часть залежи требует доразведки.

Блок в р-не скв. 103 вскрыт одной скважиной на а.о. -2414,3 м, эффективная толщина вскрытая в скважине 103 составляет 24,2 м, ВНК в блоке вскрыт на а.о. -2443 м. Блок представлен горстом ограниченным двумя разломами, являющимися гидродинамическими экранами. При испытании был получен приток безводной нефти дебитом 13 м³/сут на 6 мм штуцере. Вскрытая эффективная толщина составляет 24,2 м, нефтенасыщенная 20,4 м.

Блок в р-не скв. 117 с востока примыкает к блоку в р-не скв. 103. Разделением между блоками является тектоническое нарушение, а в районе скв. 117 вскрытая эффективная толщина в блоке изменяется от 4,6 м. В скважине 107, до 23,4 м в скважине 117, вскрытая нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7 м в скважине 43, до 20,7 м в скважине 6ut. Полученные при испытании пласта Ю₄ в скважинах притоки нефти составляют от 0,1 м³/сут (скв. 43) до 82,0 м³/сут (скв. 6ut). Залежь пластово-сводовая тектонически стратиграфически экранированная, высота залежи составляет 56 м, размеры: длина 17 км, ширина 3,5×10,0 км.

Восточная часть залежи пласта Ю₄ разделена на 5 залежей: залежь в районе скв. 2108, залежь в районе скв. 2197, залежь в районе скважины 100, залежь в районе скв. 110, 112 и залежь в районе скв. 115,

Залежь района скважины 2108 вскрыта одной скважиной на а.о. -2424,2 м. Блок ограничен с запада тектоническим нарушением. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108, выделенного по результатам интерпретации проведённых ГИС и принят на а.о. -2435 м. Вскрытая эффективная толщина в блоке составляет 18 м, нефтенасыщенная 10,3 м. Залежь не испытана. Залежь массивная тектонически экранированная, высота 15 м, размеры 1,0×0,5 км.

В контуре нефтеносносности залежи в районе скважины 2197 расположены 2 эксплуатационные скважины 2197 и 2198, вскрытые эффективные толщины составляют 9,2 м и 28,8 м соответственно. Удлинение в скважинах на пласт Ю₄ составляет 60 и 52 м соответственно, скважины считаются субвертикальными. Залежь отделена от залежи района скважины 110, 112 тектоническими нарушениями (Рис. Error: Reference source not found). ВНК в блоке принят на а.о. -2429,4 м по кровле водоносного коллектора в скважине 2197, При испытании полученные притоки нефти составляют от 1,1 м³/сут (скв. 2197) до 5,6 м³/сут (скв. 2198). Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 1,5 м (скв. 2198) и 12,0 м (скв. 2197).

Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи 13 м, размеры залежи 1,2×1,2 км.

Залежь района скважины 100 вскрыта тремя скважинами. Кроме разведочной скважины 100 в контуре нефтеносности данной залежи находятся две эксплуатационные скважины 2170 и 2201, Залежь ограничена с южной стороны тектоническим нарушением. ВНК в блоке подсечен всеми скважинами и принят на а.о. -2443,0 м. Залежь испытана в скважине 100, при испытании которой на КИИ совместно всех пластов Ю₂, Ю₃, Ю₄ был получен безводный приток нефти дебитом 120,96 м³/сут. В эксплуатационных скважинах испытания не проводились. Вскрытые эффективные толщины варьируют от 18,0 м (скв. 2201) до 20,6 м (скв. 2170), нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,5 м (скв. 2201) до 7,5 м (скв. 2170).

Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи около 10 м, размеры залежи 2,2×0,7 км.

Залежь в районе скважины 110, 112 является основной в восточной части пласта Ю₄ Усть-Тегусского месторождения. Залежь вскрыта 7 поисково-разведочными и 69 эксплуатационными скважинами на а.о. – 2393,9 м (скв. 110) – 2449,4 м (скв. 2293). Большая часть залежи расположена в водонефтяной зоне. Эффективная толщина изменяется от 4,9 м (скв. 2470_PL) до 40,1 м (скв. 2623_PL). Вскрытая максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 34,6 м в скважине 2564, С севера, запада и юга залежь ограничена тектоническими нарушениями. ВНК в блоке принят на а.о. -2436 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в разведочной скважине 112,

В центральной части залежь осложняется разломом, который прослежен по сейсмическим данным и является на вышележащем пласте Ю₃ гидродинамическим экраном. В описываемой части пласт Ю₃ маломощный (около 1 м), смещение разлома перекрывает продуктивные пропластки. По пласту Ю₄ эффективные толщины в районе разлома развиваются до 6 м, в результате чего смещение разлома полностью не перекрывает продуктивную часть пласта и разлом не является гидродинамическим экраном. Данные вскрытия контакта в скважинах данного блока показывают, что ВНК определяется на одном уровне.

По результатам испытания пласта Ю₄ получены притоки нефти от 0,21 м³/сут (скв. 114) до 201,1 м³/сут (скв. 2258).

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 46 м, размеры залежи: длина 10 км, ширина 1÷4 км.

Залежь в районе скважины 115 вскрыта 2 скважинами на а.о. -2414,8 м (скв. 115) – 2428,0 м (скв. 2290). Залежь отделена от других залежей разломами с запада и севера. Эффективные нефтенасыщенные толщины от 16,7 м (скв. 2290) до 21,3 м (скв. 115, ВНК в блоке принят на а.о. -2446,0 м, по результатам интерпретации ГИС. При испытании были получены притоки нефти от 28,0 м³/сут (скв. 115) до 81,4 м³/сут (скв. 2290). Залежь характеризуется небольшой площадью распространения.

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 36 м, размеры залежи 2,0×0,7 км.

1.5 Свойства и состав пластовых флюидов


Свойства пластовых флюидов

Подсчетные параметры по пластам Ю₂, Ю₃ и Ю₄ приняты по результатам анализов глубинных проб и составляют:

Пласт Ю₂ является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Для его изучения было отобрано 38 поверхностных проб из 17 скважин и 40 глубинных проб из 13 скважин (прил. 9, 10).

• 
  газовый фактор –27,1 м³/т;
  
• 
  плотность разгазированной нефти – 880 кг/м³;
  
• 
  пересчетный коэффициент – 0,931
  

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,882 г./см^3, По составу нефть – сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 14,6%; до 300 С – в среднем 34,6%. Температура начала кипения – 68,4 ^оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,07% метана, 3,06% азота и 0,48% двуокиси углерода, остальное – гомологи метана (Прил. 11, 12).

По пласту Ю₃ отобрано 9 поверхностных проб из 7 скважин и 5 глубинных проб нефти из двух скважин. Для пласта, чьи запасы нефти составляют всего 6% от суммарных запасов месторождение, такое количество исследований является достаточным.

• 
  газовый фактор –25,5 м³/т;
  
• 
  плотность разгазированной нефти – 875 кг/м³;
  
• 
  пересчетный коэффициент – 0,941
  

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8918 г./см³, по составу нефть сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 12,3%; до 300 С – в среднем 30,7%. Температура начала кипения – 63,1 ^оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,67% метана, 2,24% азота и 0,56% двуокиси углерода, остальное – гомологи метана.

Пласт Ю_4, Свойства нефти изучены по 29 поверхностным пробам из 15 скважин и 24 глубинным пробам из 7 скважин.

• 
  газовый фактор –29,25 м³/т;
  
• 
  плотность разгазированной нефти – 884 кг/м³;
  
• 
  пересчетный коэффициент – 0,924
  

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8898 г./см^3, по составу нефть – сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет в среднем 14,0%; до 300 С – в среднем 32,1%. Температура начала кипения – 69,4 ^оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 83,23% метана, 2,29% азота и 0,52% двуокиси углерода, остальное – гомологи метана.
Свойства пластовой нефти пластов Ю₂, Ю₃, Ю₄ Усть-Тегусского месторождения

Наименование параметра	Кол-во исследованных			Численные значения
	скважин		проб	диапазон значений			принятые значения
				от		до
Пласт Ю2
Пластовое давление, МПа	8		16	24,2		25,7	24,75
Пластовая температура,°С	7		14	78,0		86,0	84,0
Давление насыщения, МПа	8		16	5,90		8,33	6,96
Газосодержание (стандарт.) м3 /т	8		16	22,9		34,9	29,83
Газовый фактор (ступ.) м3/сут	8		16	21,0		31,52	27,1
Плотность в условиях пласта, т/м3	8		16	0,827		0,855	0,842
Вязкость в условиях пласта, мПа с	8		16	3,3		5,9	4,71
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4	7		14	7,39		10,60	9,32
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
– при стандартном разгазировании	7		14	0,934		1,070	0,992
– при ступенчатом разгазировании	4		8	0,820		0,861	0,842
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
– при стандартном разгазировании	7		15	0,878		0,894	0,883
– при ступенчатом разгазировании	7		17	0,878		0,892	0,880
Пласт Ю3
Пластовое давление, МПа	2		5	24,0		24,9	24,4
Пластовая температура,°С	2		5	84,0		85,0	84,5
Давление насыщения, МПа	2		5	4,43		6,97	6,48
Газосодержание (стандарт.) м3 /т	2		5	16,53		30,68	28,16
Газовый фактор (ступ.) м3/сут	2		5	15,38		27,79	25,5
Плотность в условиях пласта, т/м3	2		5	0,846		0,872	0,851
Вязкость в условиях пласта, мПа с	2		5	4,9		7,0	5,46
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4	2		5	9,0		10,26	9,94
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
– при стандартном разгазировании	2		5	0,950		1,040	1,012
– при ступенчатом разгазировании
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
– при стандартном разгазировании	2		5	0,885		0,895	0,887
– при ступенчатом разгазировании	2		5	0,882		0,885	0,875
Пласт Ю4
Пластовое давление, МПа	3		6	24,3		25,3	24,97
Пластовая температура,°С	3		6	82,0		86,0	84,0
Давление насыщения, МПа	3		6	6,8		7,8	7,41
Газосодержание (стандарт.) м3 /т		3	6		28,23	38,46	32,53
Газовый фактор (ступ.) м3/сут		3	6		25,87	34,71	29,25
Плотность в условиях пласта, т/м3		3	6		0,835	0,852	0,847
Вязкость в условиях пласта, мПа с		3	6		3,1	5,9	4,83
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4		3	6		9,6	13,8	11,03
Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:
– при стандартном разгазировании		3	6		0,970	1,061	0,994
– при ступенчатом разгазировании		2	4		0,837	0,907	0,856
Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:
– при стандартном разгазировании		3	6		0,880	0,892	0,887
– при ступенчатом разгазировании		3	6		0,877	0,889	0,884

Компонентный состав газа, полученного при ступенчатой сепарации пластовой нефти

Наименование параметра	Численные значения
	Пласт Ю2	Пласт Ю3	Пласт Ю4
Молярная концентрация компонентов, %
– сероводород	Отсут.	Отсут.	Отсут.
– двуокись углерода	0,48	0,56	0,52
– азот+редкие	3,06	2,24	2,29
– метан	82,07	82,67	83,23
– этан	5,97	5,58	5,78
– пропан	4,88	4,78	4,37
– изобутан	1,39	1,59	1,54
– н-бутан	1,05	1,08	0,91
– пентаны+высш.	1,33	1,54	1,47
Молярная масса, г/моль	20,55	20,70	20,40
Плотность:
– газа, кг/м3	0,855	0,860	0,848
– газа относительная (по воздуху), доли ед.	0,710	0,714	0,704
– сепарированной нефти (ступ.), т/м3	0,880	0,875	0,884

Химический состав пластовых вод

Пластовые воды продуктивных пластов Ю₂, Ю₃, Ю₄ приурочены к первому водоносному комплексу.

Воды, заключенные в породах пласта Ю₄, гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в северо-восточной части месторождения (скв. 114 и 116), встречаются и хлоркальциевого типа в центральной части месторождения (скв. 117 и 43). Минерализация вод 20,5–27,7 г/л. Преобладающими компонентами подземных вод пласта Ю₄ I гидрогеологического комплекса являются хлор от 11000 (скв. 116) до 16200 мг/л (скв. 43) и натрий+калий от 7500 (скв. 114) до 9160 мг/л (скв. 43).

Ионы щелочно-земельных металлов имеют подчиненное значение: кальций-ион находится в пределах 190 (скв. 114) – 1290 мг/л (скв. 43), магний-ион – 73 (скв. 116) – 130 мг/л (скв. 43). Для вод характерно наличие НСО₃ в количестве 960 (скв. 43) – 1900 (скв. 114) мг/л рH изменяется от 6,85 (скв. 114) до 8,00 (скв. 117). Жесткость воды изменяется от 16,7 (скв. 116) до 35,3 (скв. 117). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,011 г./см³ до 1,021 г./см³.

Воды, заключенные в породах пласта Ю₃, представлены двумя пробами, отобранными из скважин 114 и 54, Эти воды относятся к водам гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в восточной части месторождения (скв. 114) и к водам хлоркальциевого типа в западной части месторождения (скв. 54). Минерализация вод увеличивается от 22,6 до 29,5 г/л с запада на восток. Содержание ионов хлора изменяется от 12220 (скв. 114) до 17410 мг/л (скв. 54) и натрия+калия от 8200 (скв. 114) до 9300 мг/л (скв. 54).

Кальций-ион находится в пределах 230 (скв. 114) – 1650 мг/л (скв. 54), магний-ион – 90 (скв. 114) – 200 мг/л (скв. 54). Для вод характерно наличие НСО₃ в количестве 930 (скв. 54) – 1810 (скв. 114) мг/л. рH изменяется от 6,79 (скв. 54) до 7,15 (скв 114). Жесткость воды изменяется от 18,5 (скв. 114) до 101,5 (скв. 54). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,013 до 1,020 г./см³,

Нижняя часть комплекса (пласт Ю₂) охарактеризована пробами более полно (12 проб). Преобладающий тип вод по Сулину В.А. – хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно-натриевый в восточной части месторождения (скв. 114). Значения минерализации изменяются от 11,5 до 28,9 г/л. Катионный состав вод представлен натрием и калием в количестве 3750–9220 мг/л, кальцием – 230–1630 мг/л, магнием – от 80 до 160 мг/л.

Анионный состав характеризуется содержаниями хлора в количестве – 6830–17250 мг/л, гидрокарбоната – 100–1950 мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных количествах (до 1%-экв).

Таким образом, хорошей изученностью исследованиями проб нефти характеризуются основные пласты Ю₂ и Ю_4, Полученных исследований достаточно для определения подсчетных параметров пластов, описывающих свойства нефти. По составу: нефти пластов являются сернистыми, смолистыми, парафиновыми. Растворенный в нефти газ – жирный. Пластовые воды по классификации Сулина В.А. относятся к гидрокарбонатно-натриевому и хлоркальциевому типу.