4.Геологическая часть. КП. 21. 03. 01. 09 46. 015. 2018. Пз кп. 21. 03. 01. 1223. 390. 2018. Пз
 Скачать 74.3 Kb.
|
|
Выполнил Гой И.М. Листов Лит. КП.21.03.01.09 /46.015.2018.ПЗ КП.21.03.01.12/23.390.2018.ПЗ Лист Дата Подпись ФИО Лист Изм.   1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1 Характеристика района работ В административном отношении месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное и железнодорожное сообщения, является город Сургут. В физико-географическом отношении месторождение расположено в пределах зоны средней тайги (Сургутская болотная провинция – северная часть месторождения) и южной тайги (Обско-Иртышская пойменная провинция – южная и юго-восточная части месторождения) Западно-Сибирской физико-географической страны. Месторождение находится в районе активной разработки нефтяных месторождений, таких как Усть-Балыкское (40 км), Солкинское (40 км), Восточно-Сургутское (20 км), Быстринское (45 км), Яунлорское (40 км). В настоящее время в Сургутском районе имеется большое количество дорог с бетонным покрытием: Сургут - Нефтеюганск, Сургут - Пим, Сургут - Русскинское, Сургут-Нижневартовск, Сургут - Ноябрьск, Сургут-Тобольск - Тюмень. Районный центр г. Сургут связан авиалиниями с различными городами России и ближнего зарубежья. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на площадь месторождения как по железной и бетонной дорогам, так и водным путем по реке Обь, используется также авиатранспорт. Ближайшие действующие нефтепроводы Усть - Балык - Омск протяженностью 1100 км, Самотлор - Курган - Уфа - Альметьевск - 1800 км и Самотлор - Куйбышев длиной более 2000 км. Электроснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС, работающей на попутном газе нефтяных месторождений Среднего Приобья. Основным источником питьевого и технического водоснабжения на правобережье р. Оби, территориально включающем в себя Западно-Сургутское месторождение, является атлымский водоносный горизонт как наиболее водообильный, обладающий значительными естественными запасами и достаточно высокими фильтрационными свойствами. Горизонт залегает на глубинах до 300 м и представлен преимущественно песчаниками и песками высокой проницаемости. Эффективные толщины их достигают 50-60 м. Минерализация вод около 0,5 г/л, состав и тип вод - гидрокарбонатнонатриевый. Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца (январь) составляет –220С, минимальная -550С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и дождливое, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июль) +170С, максимальная +350С. Среднегодовая температура воздуха отрицательная (-3,10С). Количество атмосферных осадков в год составляет 480-500 мм. Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, в холодный – южное и юго-западное. В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному течению реки Обь. Гидрографическая сеть территории Западно - Сургутского месторождения представлена рекой Обь, которая ограничивает территорию с юга и имеет широтное направление течения. Течение реки медленное (0,4-0,5 м/сек), спокойное. Ширина ее колеблется в пределах 850-1500 м, глубина 8-18 м. Река судоходна в течение всей навигации (со второй половины мая до конца октября). Непосредственно на площади Западно - Сургутского нефтяного месторождения протекает р. Черная, правый приток р. Оби. Ширина ее 12-13 м, глубина 1,2-2,0 м. Кроме того, имеется большая сеть мелких ручьев и речек, наиболее значительной из которых является р. Калинина. В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые, замерзают лишь к концу января. С удалением на север площадь болот увеличивается и они зачастую переходят в сплошные озера, наиболее крупными из которых являются Тойк-Лор и Чукнын-Лор. Питание рек происходит, главным образом, за счет таяния снегов и дождей. Ледостав на реках происходит примерно 23-25 октября, а ледоход 18-20 мая. Растительный покров на приподнятых участках и на речных террасах представлен, в основном, хвойными лесами (кедр, лиственница, сосна) с примесью лиственных, состоящих преимущественно из березы, осины. На болотистой местности отмечаются островки карликового леса (сосна, береза). В геокрилогическом отношении Западно-Сургутская площадь находится в Центрально-Сибирско-Увальском районе, характеризую-щемся прерывистым распространением многолетнемерзлых пород (ММП) толщиной 20-70 м, которые находятся здесь на глубинах от 78 до 230 м и, как правило, отсутствуют под крупными озерами и под руслами полноводных рек. Вышележащие по разрезу прослои и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняют инфильтрацию талых поверхностных вод на глубину, что и препятствует полному протаиванию древнего слоя мерзлоты. Западно-Сургутское месторождение расположено на землях Белоярского сельского совета Сургутского района Тюменской области. В настоящее время на рассматриваемом участке местности нет территорий приоритетного природопользования, родовых угодий лиц малочисленных народов Севера, их постоянных и временных поселений, историко-археологических памятников. 1.2 История освоения района Западно-Сургутское нефтяное месторождение открыто в 1962 г. и является одним из первых, выявленных в Западной Сибири. Поисково-разведочные работы начались в 1962 году. Они продолжались до 1964 г. За это время была подтверждена нефтегазоносность пластов БС1 и БС2-3 и выявлена залежь нефти в пласте БС10. С 1964 г. разведочные работы производились одновременно с эксплутационным бурением. В результате работ уточнились структурные планы продуктивных горизонтов и модели залежей, были выявлены новые залежи нефти, уточнены коллекторские свойства пластов, технологические показатели разработки. В 1966 году месторождение было введено в разработку. Начиная с 1978 года геологоразведочные работы были направлены на изучение нефтеносности юрских отложений (пластов ЮС0, ЮС1, ЮС2), пластов ачимовской толщи, результаты которых показали нефтеносность этих отложений и наличие в них залежей нефти. Подсчет и пересчет запасов с утверждением Государственной Комиссией по Запасам (ГКЗ) производился неоднократно организациями бывших Мингео – Тюменским Геологическим Управлением; затем Главтюменьгеологией, в 1964 году по залежам пластов БС1, БС2-3, БС10, в 1966 году - БС 1 и БС2-3; Миннефтепрома – СибНИИНП в 1978 году - БС1, БС2-3, БС10, БС11 . Западно-Сургутское месторождение в промышленной разработке находится уже длительное время. Высокая прогнозируемая продуктивность залежи пласта БС10 позволяет при значительных затратах на природоохранные мероприятия обеспечить высокую экономическую эффективность разработки этой части залежи. Детальное изучение продуктивных разрезов пласта БС10 показывает, что выделяемые в разрезах коллекторы трудно сопоставляются с аналогами в соседних скважинах. Это свидетельствует о значительной неоднородности коллекторов по площади и возможности образования при разработке залежи нефти тупиковых и малоактивных зон. Подсчет запасов нефти выполнен объемным методом с исполь-зованием подсчетных параметров, принятых ГКЗ при утверждении запасов Западно-Сургутского месторождения по пласту БС10. 1.3 Тектоника В геологическом строении Западно-Сибирской плиты по степени изменённости слагающих пород и тектоническим особенностям выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж отвечает геосинклинальному этапу развития фундамента плиты, закончившемуся в палеозое и представлен дислоцированными осадочными и вулканогенными породами. Породы под мезокайназойским чехлом являются составными частями всех основных групп формаций: геосинклинальной, срединных массивов, платформенной и рифтовой. Фундамент района проектируемых работ, который приурочен к стыку структур I порядка - Сургутского свода и Северо-Сургутской моноклинали, на границе надпорядковых структур Мансийской синеклизы и Хантейской антеклизы. Зоны сочленения крупных структур характеризуются повышенной тектонической активностью, относятся к рифтовой группе формаций. По данным сейсмических исследований глубина залегания верхнепалеозойских отложений 5500-6000м «кровля нижнего этажа». Верхняя часть пород промежуточного комплекса (II структурно-тектонический этаж), отвечающего парагеосинклинальному этапу развития, вскрыты рядом поисково-тектонических скважин. Был вскрыт промежуточный этаж на глубине 3740 м. Вскрытая толщина пород 205 м. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов (в верхней части битуминозных), алевролитов, песчаников крепко сцементированных карбонатно-глинистым цементом, известковистых мергелей. В породах развита трещиноватость. Трещины, как правило, выполнены кальцитом. Породы относятся к прикровельной части триасовых отложений. Кровля доюрских отложений вскрыта на глубине 3557 м, породы представлены переслаиванием аргиллитов, конгломератов и базальтов. На промежуточном структурном комплексе залегает слабодислоцированная мощная толща мезокайназойских пород, накапливавшихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Согласно, тектонической карты мезокайназоского чехла Западной Сибири, площадь расположена на стыке надпорядковых структур Хантыйской антеклизы и Мансийской синеклизы. По отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) Западно-Сургутская структура представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку почти меридионального простирания. Поднятие оконтуривается сейсмоизогипсой –2650,0 м и имеет относительно крутое западное крыло и более пологое восточное. Оба крыла имеют изогнутые очертания, обусловленные наличием небольших куполов, оконтуренных изогипсой –2625,0 м. Размеры поднятия 18х6х8 км, амплитуда порядка 100 м. Свод основного поднятия находится в районе расположения скважин №183 – 185 и оконтурен изогипсой –2550,0 м. Углы падения пород на более крутом западном крыле до 30, на восточном пологом порядка 00501. Вверх по разрезу структура сохраняет свои размеры и структурный план, хотя она становится более пологой, уменьшаются амплитуда и углы падения на крыльях. Кровля покурской свиты в пределах участка довольно уверенно определяется на диаграммах стандартного каротажа по появлению отрицательной аномалии на кривых собственных потенциалов (СП) на глубинах 930,0-975,0 м (абсолютная отметка – 860,0-934,5 м). Поднятие оконтуривается изогипсой –885,0 м, размеры 21,0х9,5 км, амплитуда порядка 25 м, углы падения пород менее 10. 1.4 Характеристика продуктивных горизонтов В разрезе Западно-Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь). Совмещенная схема залежей нефти Западно-Сургутского месторождения показана на рис. 2.3. Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 – новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры. Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти – от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации. Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении. Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%. Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами. Схема развития пластов горизонта БС10 представлена на рис. 2.4. Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи – структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы. Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены. Основным эксплутационным объектом Западно-Сургутского месторождения является пласт БС10, который представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, выражающееся в последовательном их чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Пласт БС10 делится на пять зональных песчаных интервалов, условно именуемых пластами, которые имеют самостоятельные залежи нефти. Мощность пласта колеблется от 10м - юго-запад и северо-восток, до 54 м – на западе центральной части месторождения. Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород в районе среднего Приобья на глубинах до 2400 м в основном контролируются гранулометрическим составом пород. По данным гранулометрического анализа керна и геофизическим исследованиям скважин, нефтенасыщенная часть пласта БС10 состоит из песчаников, алевролитов и глин в разных количественных соотношениях. В целом по месторождению в составе пласта преобладают алевролиты, а песчаники имеют локальный характер распространения. В северной и восточной частях месторождения доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,08-0,12 мм), а в центральной, южной и западной частях развиты крупнозернистые алевролиты (Мd < 0,1мм). Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Емкостные свойства пласта варьируют в пределах: от 20 до 28,2%. Большая часть пород (70%) имеет пористость от 22 до 26%. Низкопористые породы (Кп<18%) встречаются в единичных случаях. По площади месторождения коэффициент пористости изменяется от 20% - южная часть месторождения, до 27% - северная его часть. Закономерности в изменениях емкостных свойств по месторождению в целом не отмечается. Фильтрационные свойства пласта БС10 изменяются от 0,02 мкм2 - восток центральной части до 0,41 мкм2 - северо-запад месторождения. Схематическая карта проницаемости и изученности ФЕС коллекторов горизонта БС10 Западно-Сургутского месторождения показана на рис.2.5. Среднее значение проницаемости составляет 0,105 мкм2. Проницаемость нефтенасыщенной части пласта, как и пористость, имеет значения выше, чем в водонасыщенной части и составляет 0,114 и 0,074 мкм2, соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины пластов БС101 – БС105 колеблются в очень широких пределах. В пласте БС101 прослеживается закономерность увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин от краевых его частей к центру. Наибольшие нефтенасыщенные толщины, до 18 м, отмечены в северной и центральной частях месторождения. В пласте БС102 эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 14,0 м, с увеличением к центральным частям пласта. Выработка запасов нефти пласта БС10 происходит неравномерно как по разрезу, так и по площади, что связано, прежде всего, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и со сложным геологическим строением пластов. Нефти пласта БС10 легкие, маловязкие, сернистые, парафинистые, малосмолистые, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления и имеют высокое содержание метана. К пластам БС101–БС104 приурочено 56% извлекаемых запасов нефти месторождения. Таким образом, рассмотрев весь комплекс продуктивного пласта БС10 следует отметить высокую неоднородность строения пластов и изменчивости коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу, что является типичным для горизонта в пределах всего Сургутского свода. Наблюдается улучшенная характеристика фильтрационно-емкостных свойств в кровле и постепенная глинизация – к подошве. 1.5 Свойства и состав нефти, газа и воды Важно отметить, что залежи нефти отличаются друг от друга не только коллекторскими и гидродинамическим свойствами вмещающих пород-коллекторов, но и физико-химическими свойствами нефтей, что предопределяет выделение продуктивных пластов в самостоятельные объекты разработки. По своим физико-химическим свойствам нефти во всех пластах месторождения сходны, имеют в стандартных условиях плотность 0,822-0,869 г/см3 и относятся к типу легких. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Западно-Сургутского месторождения изучена на образцах 96 глубинных проб из 60 скважин и на образцах 186 поверхностных устьевых проб из 142 скважин основных объектов разработки. Отбор глубинных проб из скважин производился пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в жидком состоянии. Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья разведочных и эксплуатационных скважин при проведении испытаний. Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации пластовой смеси, а также устьевых проб, отобранных при испытании скважин. Обобщая эти данные, можно отметить ухудшение физико-химических свойств нефтей снизу вверх по разрезу: нефти пластов АС9 и БС4 тяжелые; пластов БС1, БС10 ЮС2 – средней плотности, парафинистые, смолистые, вязкие; пласта БС10 - высокосернистые, в других пластах – сернистые, т.е. фиксируется «классическая модель» изменения свойств с ростом глубины. Увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол, асфальтенов, соответственно уменьшается плотность нефтей. Нефти всех пластов содержат менее 45% фракций, выкипающих до 350о С. Нефтяной газ, выделившийся при однократном разгазировании, имеет высокое содержание метана. Нефть горизонта БС10 Западно-Сургутского месторождения коричневая, маслянистая с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, с большим содержанием асфальтено–смолистых и парафиновых веществ, сернистая, с незначительным содержанием растворенного газа. Газ метановый. Нефть горизонта БС10 в пластовых условиях имеет удельный вес 830 кг/м3, в поверхностных условиях - 887 кг/м3; вязкость в пластовых условиях составляет 3,7 сП; газосодержание равно 49 м3/т; объемный коэффициент равен 1,12; давление насыщения - 96,3 атм; содержание асфальтенов - 2,11%; смол силикагелевых - 14,75%; серы - 2,14%; парафина - 3,22% с температурой плавления 560С; фракций выкипающих до 300 0 С - 33,5%. Наиболее легкая нефть с удельным весом 0,880-0,882 г/см3 концентрируется на двух участках, приуроченных к локальным поднятиям, осложняющих сводовую часть структуры. Наиболее тяжелая нефть установлена в скважинах, расположенных вблизи зоны замещения. Удельный вес ее здесь колеблется от 0,892 до 0,090 г/см3. Наименее вязкая нефть 3,1-3,2 сП приурочена к этим же локальным поднятиям. На западном крыле структуры вблизи контура нефтеносности она составляет уже 3,8 сП, на востоке к зоне замещения вязкость нефти увеличивается до 4,1-5,65 сП. Наибольший газовый фактор наблюдается в скважинах, расположенных в пределах северного локального поднятия, где он составляет 54 м3/т. В районе южного локального поднятия он несколько меньше и равен 52 м3/т. Резкое снижение газового фактора наблюдается в направлении зоны отсутствия коллекторов, где он составляет 38-40 м3/т, в то время как на западном склоне у контура нефтеносности газовый фактор равен 43-47 м3/т. В пределах основной зоны эксплуатации содержание парафина колеблется от 2,8-3,2 %. На участках прилегающих к контуру нефтеносности содержание парафина увеличивается до 3,6 %. На востоке площади количество парафина в нефти равно 3,9-4,4 %. На большей части залежи содержание асфальтенов в нефти составляет 1,35-2,0 %. Наименьшее количество их отмечено на южном участке месторождения. Увеличение содержания асфальтенов к контуру нефтеносности и зоне отсутствия коллекторов происходит более или менее равномерно и достигает там 2,4 %. Попутный газ содержит (мольные, %): метана - 82,98 %, этана - 3,30 %, бутана - 4,86 %, пропана - 5,06 %, С5+С6- 2,67 %. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Сургутский институт нефти и газа (филиал ТИУ), гр.ЭДНбзу-15-1 ЭДНбзу-15-2 40 Проверил 4 Сорокин П.М. |