1. 2 ХАРАКТЕРИСТИКА КУСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. Общая часть 1 Характеристика района работ
 Скачать 1.04 Mb.
|
|
2.3 Характеристика продуктивных пластов Основой для анализа характера поведения геологических объектов послужили результаты целого комплекса работ, выполненных на месторождении: каротажные диаграммы, данные испытания, вынесенный керн, сейсмические профили. Синхронизация пластов осуществлялась, в основном, по традиционной схеме, предусматривающей трассирование реперов (глинистых пачек) наиболее распространенных для данного НГР. В качестве реперов выбирались наиболее выдержанные глинистые пачки в разрезе: - для пласта Ю1-отлложения баженовской свиты; - для валанжинских пластов (БС10-БС11) –чеускинская пачка глин (верха мегионской свиты); - для пластов АС-глины кошайской пачки. На Кустовом месторождении в горизонте Ю1 выделяются 4 пласта: два из них (Ю1-3 и Ю1-2) водоносны, хотя в единичных скважинах отмечены признаки нефтеносности по данным ГИС, под счетными являются пласты Ю1-1 и Ю1-0. Песчано-алевритовые отложения пласта Ю1-3 имеют повсеместное распространение. Пласт Ю1-1 вскрыт 35 скважинами на абсолютных отметках –2760-2820 м, характеризуется монолитным строением и выдержанностью по площади. Для пласта характерно: 1. регрессионный тип разреза с опесчаниванием верхней части пласта; 2. общая толщина пласта –5-19м; 3. эффективная толщина 2,6-18,2 м; 4. песчанистость 0,36-1,00. Распределение коэффициента песчаностости, контролируется развитием залежей пласта Ю1-1-уменьшение первого происходит, от центра залежи к периферии. В пределах залежи величина коэффициента песчанистости –0,82, в пределах залежи пласта – 0,78. Коэффициент расчлененности –2,9 увеличивается по мере возрастания эффективных суммарных толщин и достигает максимальных величин (5-6) в районе скважин 251 и 271, 277. В пределах нефтенасыщенной части пласта большое значение имеют прослои от 1 до 4 м –52%, прослои менее 1 м и более 4 -22% и 26% соответственно. Покрышка пласта - выдержанная толща геогиевской (1-5 м, в зоне АР –до 43 м), беженовской свит (22-31 м, в зоне АР –до 60 м), подачимовские глины (10-15 м). Пласт Ю1-0 имеет локальное распространение и отделяется в зоне своего развития от пласта Ю1-1 толщей глин от 1,6 до 4,4 м, доходящей в районе скважины 270 до 11,2 м. Залежи Ю1-0 вскрыты 6 скважинами, две залежи – литологически экранированные, одна - пластовая сводовая. 1. общие толщины – 1,8-7,8 м; 2. эффективные толщины – 0,8-6,6 м; 3. коэффициент песчанистости – 0,38-0,85. Увеличение эффективных толщин и коэффициента песчанистости происходит пропорционально росту общей толщины пласта. Коэффициент расчлененности по залежам – 2,2. Коллектора представлены маломощными пропластками: меньше 1 м –54%; до 2 м-38%; более 2 м –8%. Отложения ачимовской толщи вскрыты 36 скважинами на глубинах 2466-2623 м. Объектом изучения являлись пласты БС18 и БС 19, залегающие в нижней части разреза. Пласт БС 19 имеет морфологически сложный характер развития коллекторов, различных по насыщению, при этом происходит довольно резкая смена в изменении эффективных толщин. 1. коэффициент песчанистости – 0,52; 2. коэффициент расчлененности – 4,7. Доля коллекторов толщиной до 1 м составляет 40%, а толщиной более 4 м –7%. Толщина покрышки в пределах залежей не превышает 2-4 м. Выше залегает пласт БС-18, имеющий линзовидный характер распределение коллекторов. 1. Эффективные толщины – 10,6 – 35,2 2. Коэффициент расчленённости – 12. 3.Коэффицент песчанистости – 0,48. Для коллекторов с толщиной менее 1м – 50%; более 4-м –6%. Горизонт БС-11 в пределах месторождения вскрыт всеми пробуренными скважинами и включает в себя 3 пласта: 1БС-11, 2БС-11, 1аБС-11. Пласт 1аБС-11 на изучаемой площади не продуктивен. В целом для горизонта БС-11 можно выделить 2 типа разреза, для которых характерно: 1. Развитие коллекторов пластов 1БС-11 и 2БС-11. 2. Глинизация пласта 2БС-11. Границы пластов чётко отбиваются по диаграммам ГИС, хотя участками встречаются зоны «слияния» пласта 1БС-11 и 2БС-11 (район скважин 268, 286). Пласт 2Бс-11 вскрыт на глубине 2367-2439 и имеет повсеместное распространение, глинизируясь лишь в районе скважин 130 и 402. Общая толщина – 5,8 – 16,8м. Увеличение общих толщин наблюдается в восточном направлении. Существенное опесчанивание верхней части разреза (общая толщина 4 – 10,8м). Нижняя часть – породы не коллектора (переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин) общая толщина 1,4 – 5м. По данным ГИС только верхняя часть продуктивнее. Выше отмеченные особенности позволяют разделить пласт на два зональных интервала: верхний и нижний, сливающиеся, с глинистой перемычкой между ними 0,8 – 3,8м. Увеличение эффективных толщин (1,4 – 15,6м) наблюдается восточное направления, это связано с опесчаниванием нижней части пласта. Коэффициент песчанности варьирует от 0,45 до 1,00, составляя в среднем 0,8 (по залежам 0,82, по основной залежи – 0,89). Коэффициент расчленённости 2,4 (2 – по залежам, по основной залежи – 1,8). Коллектора пласта 1БС-11, к которым приурочены залежи нефти, имеют почти тот же характер распределения по площади, что и коллектора пласта 2БС-11, но охватывают ещё не большую территорию на северо-востоке площади за счёт опесчанивания пласта при сводовой части Безымянной структуры в районе скважины 42.Общая толщина пласта – 6 –14,6м. Коэффициент песчанистости в среднем по залежам 0,76, по основной залежи – 0,72. Расчленённость по сравнению с пластом 2БС-11 несколько больше и в пределах залежей составляет 2,75, по основной залежи 3,5. Для эффективных толщин преобладает субширотная зональность (чередование зон с максимальными и минимальными значениями параметра). Толщина глинистой покрышки 9,8 – 18м. В районе основной залежи 12-16м. Прослеживается увеличение толщин на запад. В пределах нефтенасыщенной части коллектора пласта наблюдается преобладание пропластков 1-4м (54,6%). В разрезе горизонта БС-10 в пределах изучаемого месторождения выделяются 4 пласта: 2-3БС-10. 2аБС-10, 1аБС-10 и 1БС-10. Пласт 1аБС-10 имеет локальное распространения и вскрыт двумя скважинами (255,258). В результате совместного испытания с пластом 1БС-10 в скважине 255 получен не промышленный приток нефти дебита 1,8м3 в сутки при Ндин=1202м. Под счётными являются пласты 1БС-10 и 2-3БС-10. Глинистая перемычка между пластами 2аБС-10 и 2-3БС-10 (от 2-7,8м) хорошо выдержана и является ещё одним локальным репером. Для продуктивных пластов горизонта БС-10 характерно 3 типа, особенностями которых является: 1. Глинизация пласта 2-3БС-10 (юг и восток м/р). 2. Глинизация пласта 1-БС-10 (юго-восточная площадь, юго-западный район). 3. Развитие коллекторов пластов 1БС-10 и 2-3БС-10 (приурочен в основном к Кустовой, Видной и Безымянной структура). Пласт 2а-БС-10 на Кустовом месторождении не продуктивен. Эти отложения опробованы в скважинах 268, 274, 405. В результате получены притоки воды, а в скважине 405 с плёнкой нефти. По данным ГИС пласт характеризуется как водонасыщеный. Пласт 2-3БС-10 вскрыт на глубинах 2325-2387м. Распространение коллектора с юго-востока и с северо-востока ограничивается зоной глинизации. Общие толщины 6,6-16,6м; увеличиваются в северном направлении. Эффективная толщина увеличивается от зон глинизации к центру зоны наличие пород- коллекторов (1,2-16 м). Коэффициент песчанистости (0,08-0,9), в среднем по залежам 0,55, по основной залежи 0,46. Кр=2,6, по залежам-2,5, по основной залежи 1,7. В пределах нефтенасыщенной части коллектора пропластки 1-4 м (55,6%) и 11,1% - пропластки более 4 м. Толщина глинистой покрышки 1,6-7,4 м, увеличивается в восточном направлении. На севере – востоке площади отмечается небольшое уменьшение толщины покрышки.Пласт БС10-1 характеризуется практически такой же формой залегания пород-коллекторов, как и пласты БС 11-2 и БС 11-1. Общие толщины 1,2-13 м, уменьшаясь в юго-восточном направлении. Увеличение эффективных толщин происходит от зон глинизации на севере – запад до 11,4 м. В целом для пласта можно отметить тенденцию увеличения коэффициента песчанистости в восточном направлении от 0,19 до 1. На северо-востоке 0,3-0,57. Коэффициент песчанистости 0,71, по залежам 0,65, по основной залежи –0,46. Расчлененность по пласту 2,4, по залежам 2,5, по основной залежи 1,3 (рис.1.3).  Рис. 1.3. Схематичный геологический профиль разреза меловых отложений пластов БС101, БС103, БС110, БС111, БС112 Кустового месторождении. Горизонт АС 4 представлен двумя подсчётными объектами: АС4 и АС 4-0. Пласт имеет практически повсеместное распространение на изучаемой площади, вскрыт всеми пробуренными скважинами. Общая толщина пласта в районе залежей 5,2-16,2 м, увеличиваясь в западном направлении. Эффективная толщина (1,4-8,8 м). Область повышенных толщин соответствует наиболее приподнятым участкам залежей ( район скважины 60-6,4м; скважины 405-8,8 м) Распределение коэффициента песчанистости в принципе согласуется с изменением эффективных толщин, в пределах залежей значение его в среднем составляет 0,43. Коэффициент расчленённости в районе нефтенасыщенной части пласта довольно высок, он равен 6. Это объясняется тем, что доминирующее значение имеют пропластки толщиной до 1 м-68%, пропластки до 2 м составляют 25%. Покрышкой над залежами пласта АС4 служит толща глин 13-26 м. Пласт АС4-0 по литологической характеристике разреза сходен с пластом АС4. Пласт имеет трёхчленное строение: верхняя и нижняя часть – песчано-алевритовая, средняя – преимущественно глинистая. Накопление осадков средней части пласта, по-видимому, происходило в более глубоководных условиях. Общая мощность в зоне развития залежи 14,2-18,6 м. Эффективные толщины 1,2-6 м, и увеличиваются закономерно от зоны глинизации к центральной части залежи, независимо от структурного плана. Коэффициент песчанистости –0,2, коэффициент расчленённости 3,2. Оба коэффициента растут пропорционально увеличению суммарных эффективных толщин. Толщина проницаемых слоёв невелика, преобладают прослои до 1м. Количество их составляют 69%, прослои до 2м-23%, более 2м-8%. Покрышкой над пластом АС4-0 служат аргиллиты алымской свиты, толщина которых достигает 100м. Для продуктивных объектов Кустового месторождения была сделана попытка оценить степень выдержанности составляющих их пластов при помощи ряда показателей геологической неоднородности, а также вероятностно-статистических характеристик (таблица 1.1): Кп – коэффициента относительной песчанистости; Кр – коэффициента расчленённости; G – среднеквадратического отклонения; W – коэффициента вариации. hэфф и hн – среднеарифметического значения эффективных и нефтенасыщенных толщин. Показатели однородности были оценены и проанализированы специалистами исследовательских институтов. Видно, что наиболее однородны по характеристикам пласты юрского периода Ю1-1, БС11-2, БС10-1. Величины коэффициента вариации эффективной толщины показывают, что по эффективной толщине наиболее изменчивы пласты БС10 2-3, БС18, остальные приблизительно одного порядка. 2.4 Сведения о запасах углеводородов Подсчет запасов углеводородов Кустового месторождения с утверждением в ГКЗ производился неоднократно. Впервые запасы нефти и растворенного газа были утверждены в ГКЗ в конце 1989 года (протоколы ГКЗ СССР №№ 10764 и 10765 от 13.12.1989 г.) по данным бурения восьми поисковых, 39 разведочных и 30 эксплуатационных скважин в пределах Кустового месторождения и Восточно-Ягунской площади. Начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены по категории С1 в объеме 131885 / 44017 тыс.т, по категории С2 - в объеме 26523 / 5209 тыс.т. Вторично запасы углеводородов утверждались в ГКЗ в 1995 году (протокол ГКЗ Минприроды России № 360 от 28.12.1995 г.) по данным бурения четырех поисковых, 33 разведочных и 210 эксплуатационных скважин. Начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены по категории С1 в объеме 78467 / 44017 тыс.т, по категории С2 - в объеме 35326 / 5209 тыс.т. Последний пересчет запасов нефти и растворенного газа выполнен и утвержден по состоянию на 1.01.2009 г. (протокол ГКЗ Роснедра № 360 от 27.03.2009 г.) и базируется на материалах сейсморазведок 2D (по всему участку) и 3D, (по южной части месторождения), бурения 49 поисково-разведочных и 419 эксплуатационных скважин (в т.ч. в пределах Кустового ЛУ - 28 поисково-разведочных и 412 эксплуатационных скважин, в пределах Восточно-Ягунской площади - 21 поисково-разведочная и 7 эксплуатационных скважин). Кустовое месторождение в соответствии с действующей «Классификацией запасов…» по геологическому строению относится к сложным. по величине запасов - к средним. Нефтегазоносность в пределах Кустового ЛУ установлена в терригенных отложениях алымской (пласт АС40), сангопайской (пласты АС41верх и АС41низ), сортымской (пласты БС101, БС103, БС110, БС111, БС112) свит, ачимовской толщи (пласт Ач13), баженовской (пласты ЮС0 и ЮС01) и васюганской (пласт ЮС11) свит Сургутского свода – всего 12 продуктивных пластов; за пределами Кустового ЛУ (на Восточно-Ягунской площади, являющейся частью нераспределенного фонда) - в терригенных отложениях сортымской свиты (пласт БС112), ачимовской толщи (пласты Ач11, Ач12 и Ач13), баженовской (пласт ЮС01) и васюганской (пласт ЮС11) свит Сургутского свода – всего шесть продуктивных пластов. В целом по Кустовому месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены ГКЗ Роснедра (протокол №1888-дсп от 27.03.2009 г.) в объеме 145242 / 42859 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 83843 / 29132 тыс.т (57,7% / 68%), по категории С2 – 61399 / 13727 тыс.т (42,3% / 32%), что свидетельствует о недостаточно высокой степени разведанности рассматриваемой территории. В пределах Кустового ЛУ начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 80401 / 29005 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 68654 / 25479 тыс.т (85,4% / 87,8%), по категории С2 – 11747 / 3526 тыс.т (14,6% / 12,2%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах БС111 (39,7%), БС112 (20,8%) и ЮС11 (10,1%). За пределами Кустового ЛУ (Восточно-Ягунская площадь, территория нераспределенного фонда) начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 64841 / 13854 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 15189 / 3653 тыс.т (23,4% / 26,4%), по категории С2 – 49652 / 10201 тыс.т (76,6% / 73,6%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах Ач11 (53,5%), Ач12 (23,5%) и ЮС11 (19%). 2.5 Физико-химическая характеристика нефти и газа Для изучения физико-химических свойств нефти и газа растворённого в нефти на месторождении было проанализировано 59 поверхностных и 10 глубинных проб нефти, 52 устьевые пробы газа.Горизонт Ю-1 охарактеризован 17 анализами поверхностных проб нефти (15 скважин), 4 анализами глубинных проб нефти (2 скважины), 13 анализами углеводородного (3скважины) и 6 анализами (6 скважин) индивидуального составов нефти. Газ представлен 18 определениями устьевых проб (15 скважин).Нефть горизонта средней плотности (1854 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,02%), парафиновая (1,97%). По углеводородному составу – смешанного типа: метановых углеводородов до 57%, нафтеновых до 2%, ароматических до 23%.Растворённый газ метанового состава до 79%. По пласту 1Ю1 имеются глубинные пробы нефти по двум скважинам (405 и 408). Газосодержание невысоко, по ступенчатому разгазированию в среднем 90 м3/т, усадка – 18%, плотность пластовой нефти составляет 743 кг/м3. На ачимовской толще нефть изучалась по пяти поверхностным пробам (4 скважины)- газ по 9 устьевым проб (7 скважин). Нефть средней плотности (857 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,31%), парафиновая (2,09% ). По углеродному составу нефть смешанного типа: метановых – 57%, парафиновых – 24%, на дистиллятную часть. Газ метанового состава (до 90% ), содержание азота варьирует в пределах 1,6-16%, аргона от 0,003% до 0,111%. Горизонт БС11. Нефть представлена 14 поверхностными пробами нефти из 9 скважин, 5 глубинными пробами из двух скважин, 3 анализами углеводородного состава. Растворённый газ – 13 пробами из 9 скважин. Нефть горизонта средней плотности (863 кг/м3), смолистая (6,3%), сернистая (0,8%), парафиновая (2,4%). По углеродному составу нефть метаново – нафтеновая: метановых до 55%, нафтеновых до 42% на дистиллятную часть. Газосодержание (ступенчатая сепарация) составляет в среднем 63 м3/т, объёмный коэффициент – 1,151, усадка 13,09 %.Газ метановый, содержание метана составляет 91%. Содержание азота в среднем порядка 6%. Количество аргона 0,014-0,062%.Горизонт БС11 включает в себя два пласта 1БС11и 2БС11. В основном нефти по свойствам близки между собой по обоим пластам. В таблице 1.1. представлены средние значения основных параметров нефти по поверхностным пробам. Таблица 1.1. Средние значения параметров нефти по поверхностным пробам.
|