Ахская свита. Согласно залегает на битуминозных породах баженовской свиты и согласно перекрывается отложениями черкашинской свиты.
Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления.
В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно- серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки от 10 до 50 м.
Ачимовская толща слагается светло-серыми до темно-серых, иногда буровато-серыми песчаниками, мелкозернистыми, слюдистыми, массивными, полимиктовыми, с глинистым, карбонатным или карбонатно-глинистым цементом.
На Малобалыкском месторождении пласты Ач1, Ач2, Ач3 являются подсчётными объектами и их подробное описание дается в последующих главах.
В результате исследований пласта Ач1 были получены различные дебиты нефти от 1,4 до 17,1 м3/сут при среднединамических уровнях от 680 до 1441 м. Непосредственно на Ач2 было испытано 28 скважин, давших от 1,5 м3/сут до 18,8 м3/сутки. Дебиты нефти, полученные из пласта Ач3 варьируют от 1,4 м3/сут до 8,0 м3/сут.
Следует отметить, что по всем трем ачимовским пластам имелись результаты испытаний «сухо».
Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской», хорошо выдержана в пределах Сургутского свода.
 Черкашинская свита. Залегает на глубинах от 1990 до 2053 м. Свита сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Верхняя часть черкашинской свиты слагается ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, причем преобладают песчано-алевритовые породы по суммарной толщине.
На Малобалыкском месторождении в черкашинской свите выделены пласты песчаников АС4, АС5-6 и АС7-8 промышленно нефтеносны. При опробовании пласта АС4 были получены дебиты нефти от пленки при среднединамическом уровне 570 м до 111,4 м3/сут при депрессии 108,5 атм. АС5-6 так же был исследован и получены притоки нефти, изменяющиеся от пленки до 86,7 м3/сут.
Возраст свиты, как позднеготерив - барремский, установлен на основании многочисленных микрофаунистических и палинологических данных.
В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине (рисунок 1.3).
Малобалыкская мегаседловина находится в зоне сочленения Усть-Балык-Мамонтовского вала и Салымского мегавала. На юге граничит с Юганской мегавпадиной, на севере с Тундринской котловиной.
Рисунок 1.3 - Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты
1.3 Характеристика продуктивных пластов
Залежи пластов АС4, АС5-6, АС7-8 – пластовые сводовые, пластов БС92, Ач и ЮС2 – структурно-литологические, сложенные песчаниками, алевролитами и аргиллитами порового типа.
По Малобалыкскому месторождению в пределах лицензионного участка ООО “РН-Юганскнефтегаз” обобщен весь имеющийся фактический материал по исследованию керна. Количество скважин с отобранным керном составило – 91.
Пласт ЮС2. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 11 х 9 км2, высота 105 м. Коллектор терригенный, поровый.
Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 4,8 до 6 м. Коэффициент начальной нефтенасыщенности - 0,54 д.ед., пористость – 0,14 д.ед., проницаемость составуила 2 мД. Исследования керна проведены на 74 образцах из 8 скважин.
Коэффициент вытеснения нефти водой принят по аналогии с соседними месторождениями.
Пласт Ач3. Залежь структурно – литологическая, коллектор терригенный, поровый. Размеры залежи 19,9 х 25,2 км2, высота 240 м. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 0,4 до 34,8.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,52 д.ед., пористость – 0,16 д.ед., проницаемость – 1 мД. Исследования керна проведены на 1499 образцах из 34 скважин.
Пласт Ач2. Залежь пласта характеризуется наибольшей площадью коллекторов, в которых сосредоточено 66 % запасов нефти.
Размеры залежи в пределах лицензионного участка Малобалыкского месторождения 25,5 х 34,7 км, высота 248 м. Залежь с востока ограничена зоной глинизации коллекторов и по типу относится структурно-литологической. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности.
Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 1 до 44 м. Коэффициент начальной нефтенасыщенности - 0,63 д.ед., пористость 0,17 д.ед., проницаемость – 1,1 мД. Исследования керна проведены на 2619 образцах из 52 скважин.
Пласт Ач1 состоит из двух крупных залежей и ряда мелких залежей, которые располагаются в западной и северо-восточной частях лицензионного
участка. Северная залежь с юга, востока и севера ограничена зоной глинизации коллектора. Залежь структурно-литологического типа. Размеры залежи 8,1 х 11,6 км, высота 168 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 0,6 до 13,2 м.
Южная залежь с востока и севера ограничена зоной глинизации коллектора. Залежь структурно литологического типа. Размеры залежи 6,7 х 10,6 км, высота 175 м. Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 0,4 до 9,6 м.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности - 0,64 д.ед., пористость – 0,16 д.ед., проницаемость – 0,9 мД. Исследования керна проведены на 306 образцах из 14 скважин.
 Пласт БС92 располагается в северо-западной части эксплуатационного участка. Залежь с севера, востока и юга ограничена зоной глинизации коллектора и является структурно-литологической. Размеры залежи 2,1 х 2,9 километров, высота залежи 35 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 5,4 до 6,8 м. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,58 д.ед., пористость – 0,17 д.ед., проницаемость 8 мД.
Пласт АС7-8 состоит из двух залежей, которые находятся непосредственно под основной залежью пластов АС4 и АС5-6. Залежи пластово-сводовые. Размеры северной залежи 1,7 х 2,3 км, высота 38 м; размеры южной залежи 1,4х1,3 км, высота 27 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 1,8 до 14 м. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,55 д.ед., пористость – 0,21 д.ед., проницаемость - 16 мД.
Исследования керна проведены на 2 образцах из 2 скважин и выполнены определения коэффициентов пористости и проницаемости. Нефть сернистая, малосмолистая, парафинистая.
Пласт АС5-6 состоит из двух залежей. Залежи пласта АС5-6 пластовые сводовые. Центральная залежь. Размеры залежи 6,3 х 8,5 км, высота 64 м. Размеры восточной залежи 4,9 х 5,0 км, высота 25 м. Эффективная
нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 1,0 до 30,1 м. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,55 д.ед., пористость – 0,21 д.ед., проницаемость - 13 мД. Исследования керна проведены на 246 образцах из 12 скважин и выполнены определения коэффициентов пористости и проницаемости.
Пласт АС4. Залежь пласта АС4 пластовая сводовая, контролируется структурным фактором. Размеры залежи 19,1 х 17,6 км, амплитуда залежи 96 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора изменяется от 0,4 до 23,8 метров. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0,55 д.ед., пористость – 0,20 д.ед., проницаемость - 10 мД. Геолого-физическая характеристика месторождения приведена в таблице 1.1.
 Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Малобалыкского месторождения
 1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм.рт.ст. и = 20 оС) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), в жидком (нефть) и имеются углеводороды, в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).
В данном разделе физико-химическая характеристика нефти, нефтяного газа и пластовых вод представлена по пластам АС4, АС5-7, БС92, ачимовской пачки, ЮС0, ЮС2. По характеру насыщения исследуемые пласты относятся к нефтяным пластам.
Изучение физико-химических свойств глубинных проб нефти проводилось при однократном и дифференциальном (ступенчатом) способах разгазирования. Определялись основные параметры нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность и вязкость газонасыщенной нефти при давлении и температуре пласта.
Дифференциальное разгазирование глубинных проб выполнялось по четырем ступеням сепарации, условно моделирующих типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин Малобалыкского месторождения:
первая ступень – Р = 0,79 МПа, t = 18 0С;
вторая ступень – Р = 0,44 МПа, t = 10 0С;
третья ступень – Р = 0,39 МПа, t = 40 0С;
четвертая ступень – Р = 0,1 МПа, t = 30 0С.
В соответствии с положениями нормативных документов результаты дифференциального разгазирования должны использоваться при обосновании подсчетных и технологических параметров продукции скважин.
При расчёте средних значений параметров, характеризующих пластовую нефть, проводилась отбраковка некачественных проб. Наиболее характерными причинами отбраковки глубинных проб являются:
потеря растворённого газа вследствие разгерметизации пробоотборника в процессе транспортировки;
отбор при забойном давлении ниже давления насыщения или близком ему.
Результаты исследования физико-химических свойств нефти Малобалыкского месторождения представлены в сводной таблице 2.
В условиях пласта нефть недонасыщена газом, давление насыщения намного ниже пластового от 6,7 МПа для АС5-7 до 16,7 МПа - для ЮС0).
Плотность пластовой нефти лежит в диапазоне значений от 672 кг/м3 (ЮС0) до 829,6 кг/м3 (БС92). Пластовые нефти относятся к маловязким (от 1,1 мПа∙с для пластов ачимовской пачки до 3,0 мПа∙с - для пластов АС5-7).
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Малобалыкского месторождения
Наименование параметра
|
Принятые значения
|
АС4
|
АС5-7
|
БС16-22
|
ЮС0
|
ЮС2
|
Пластовое давление, МПа
|
20,4
|
220,6
|
24,4
|
31
|
31
|
Пластовая температура, °С
|
75
|
74
|
86
|
98
|
98
|
Давление насыщения, МПа
|
7,1
|
6,7
|
9,7
|
16,7
|
12
|
Газосодержание, м3/т
|
33,9
|
31,6
|
73,2
|
178
|
82,7
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
I ступень, P=0,79МПа, T=180 0C
|
22,23
|
22,4
|
38,55
|
123,65
|
1,136
|
II ступень, P=0,44МПа, T=100 0C
|
1,4
|
1,5
|
2,17
|
1,4
|
780
|
III ступень, P=0,39МПа, T=400 0C
|
0,58
|
0,7
|
1,74
|
2,3
|
1,83
|
IV ступень, P=0,1МПа, T=300 0C
|
1,67
|
2,35
|
8,2
|
8,15
|
11,7
|
Суммарный газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
30
|
27,7
|
62,9
|
149
|
1,199
|
Объемный коэффициент, м3/м3:
|
- при однократном разгазировании
|
1,127
|
1,09
|
1,216
|
1,5
|
1,104
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
1,113
|
1,08
|
1,173
|
1,449
|
863
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3
|
807,1
|
829
|
769,2
|
672
|
870
|
 Как видно из представленных данных, пластовые нефти Малобалыкского месторождения находятся в условиях высоких давлений (от 20,4 МПа для пласта АС4 до 31 МПа - для пластов ЮС0,2) и температур (от 74 0С для пластов АС5-7 до 98 0С - для ЮС0,2).
Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважин. В стандартных условиях проводилось определение физико-химических свойств дегазированной нефти.
По данным исследований поверхностных проб нефти анализируемых пластов Малобалыкского месторождения характеризуются как малосмолистые (с содержанием смол от 2,85 % - пласт ЮС0, до 11,03 % - АС4).
Нефти пластов АС4, АС5-7, БС92, ачимовской пачки, ЮС2 сернистые (с содержанием серы от 1,05 % - ачимовская пачка до 1,23 % – пласты АС4, АС5-7), нефть пласта ЮС0 – малосернистая (0,42 %). Нефти исследуемых пластов парафинистые (с содержанием парафинов от 2,21 % - пласты ачимовской пачки до 3,44 % – пласты БС92).
Компонентный состав нефти и нефтяного газа определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных при разгазировании пластовых флюидов. В нефтях Малобалыкского месторождения наблюдается преобладание нормальных бутана и пентана над разветвленными изомерами. Нефтяной газ жирный. Молярная доля метана в нефтяном газе
 однократной сепарации лежит в пределах от 50,66 мол. % (для ЮС0) до 76,81 мол. % (для АС4). Молекулярная масса нефтяного газа однократной сепарации меняется в пределах от 24,3 г/моль - для пласта АС4, до 31,5 г/моль - для пласта ЮС2, плотность газа лежит в пределах от 1,01 (для АС4) до 1,31 кг/м3 (для ЮС2).
Минерализация пластовых вод лежит в диапазоне от 10,95 (ачимовская пачка) до 17,1 (ЮС0,2) г/л, pH – от 7,4 (АС4-7) до 8,5 (ЮС0,2). Результаты исследования показывают, что основными солеобразующими компонентами являются ионы хлора, натрия и калия.
 |
Скачать 3.63 Mb.