ыв. Лянторское месторождение. 1. Геологический раздел 1 Общие сведения о районе месторождения
 Скачать 477.96 Kb.
|
|
Содержание Введение 1. Геологический раздел 1.1 Общие сведения о районе месторождения 1.2 Стратиграфия и тектоника 1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов 1.4 Характеристика пластовых флюидов 1.5 Состояние разработки месторождения 2. Теоретическая часть 2.1 История вопроса Уровень разработанности и проблемы в теории Уровень разработанности и проблемы в практике 2.4 Расчетная часть Экологическая безопасность Заключение СПБГУАП группа 4736 Список использованной литературы СПБГУАП группа 4736 Введение Обзорная карта месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными. В связи с этим интерес специалистов и производственников к этой проблеме, вызванный необходимостью разработки кардинально новых направлений увеличения эффективности выработки остаточных запасов чрезвычайно высок. В настоящее время основным способом разработки Лянторского месторождения является заводнение нефтяных пластов. Эффективность СПБГУАП группа 4736 такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50…60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30…40%. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением из-за неоднородности коллектора. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение). Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие. Не все специалисты по заводнению правильно понимают, какую огромную энергию таит метод инициирования и изменения упругих свойств пласта и флюидов за счет переменных полей давлений. Но методы создания изменяющихся энергетических уровней пласта различны. Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ на Лянторском месторождении приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует СПБГУАП группа 4736 отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. В связи с этим многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечення и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов, например сочетанием физико-химических и газовых методов. Но идут разными путями, в большинстве случаев не обеспечивая высокую эффективность от базы но ранее известным технологиям НЗ. Поэтому накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ на Лянторском месторождении должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности нефтевытеснения, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Попытки отдельных нефтяных компаний кинтенсификации отбора нефти совместным использованием и расширением области применения физико-химических методов не дали желаемого результата ввиду постоянного роста цен на химреагенты. А газовые методы, имеющие наибольшую ожидаемую эффективность и перспективу, сдерживаются от массового внедрения из-за отсутствия надежного оборудования. Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня СПБГУАП группа 4736 обладают более высокой эффективностью. В настоящее время разработаны и запрограммированы различные разновидности расчета технологических показателей нестационарного заводнения, в том числе: 1 - площадного; 2 - рядного; 3 - углового; 4 - кругового; 5 - шахматного; 6 - синусоидального. Попытки самостоятельного формирования технологиями нестационарного заводнения специалистами нефтедобывающих предприятий не всегда давали желаемые результаты ввиду того, что программы расчета достаточно трудоемки и с другой требуют повышенной квалификации разработчиков. СПБГУАП группа 4736 1. Геологическая часть Общие сведения о районе месторождения Лянторское месторождение нефтегазоконденсатное расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области, принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1966 году. Залежи располагаются на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 м³/сутки. Начальные запасы газа свыше 250 млрд.м³. В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 метров (южная часть) до +80 метров (северная часть). Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Майкетлор, Тктуридор, Вэнтымлор и другие. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье. Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-саломанского водоносного комплекса. Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км 2 , коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и СПБГУАП группа 4736 рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык- Омск проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения. 1.2 Стратиграфия и тектоника Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт 2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м. Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30 %. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами: 1ЮС1 и 1ЮС2 (основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным СПБГУАП группа 4736 региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин. Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус. Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40- 50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алевролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части - пласты БС17, БС16 и 0БС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует от 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты - глинистая - глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями с светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и БС10. Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вы- тянутых полос, расширяющихся в северном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких СПБГУАП группа 4736 случаях границы между этими пластами проводятся условно. Разрез мегионской свиты завершается пачкой темно-серых аргиллитов плотных слабоалевритистых. Эта пачка характеризуется широким распространением по территории региона и известна в стратиграфической схеме разреза осадочной толщи Западной Сибири как чеускинская. Толщина мегионской свиты с 400м запада (скв. 25) возрастает до 506м на востоке (скв.103). Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно- аллювиальными образованьями - песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно- тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту " " представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями. Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и Лянторский валы. Пимский вал по отражающему горизонту "Б" СПБГУАП группа 4736 оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 метров, в пределах которой его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры. В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм. В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская СПБГУАП группа 4736 положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие. Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов - палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1) Характеристика нефтегазоносных пластов Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%, приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9, АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2) Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС 7 и AC 8 , а также типично морскими осадками быстринской пачки глин. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия. В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС 9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14. СПБГУАП группа 4736 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 |