нефть. сибирский федеральный университет институт нефти и газа
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Геолого-физическая характеристика месторождения На месторождении пробурено 6 поисковых, 6 разведочных и одна поисково-оценочная скважины, вскрывшие отложения нижнего мела. В разрезе нижнего мела выделены нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты. Нижнехетская свита (K1br-v1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные. В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных пласта (Нх- III, Hx-IV), общей толщиной около 80 м, а в верхней части - песчаная пачка Нх-I, толщиной порядка 10 м с доказанной нефтенасыщенностью. К кровле пласта Нх-I приурочен отражающий сейсмический горизонт ГД. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине ВН-4 - 441 м. Суходудинская свита (K1v1-h) сложена преимущественно песчаноалевритовыми породами, согласно залегающими на подстилающих отложениях нижнехетской свиты. Свита является региональным коллектором, в разрезе которого выделяется до 13 песчаных пластов, в том числе до 10 газоносных (Соленинское, Казанцевское, Пеляткинское месторождения). На Ванкорском месторождении выдержанные глинистые прослои отсутствуют, в связи с этим залежи углеводородов не локализуются. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, местами известковистые. Алевролиты серые и темно-серые, плотные, песчанистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, с многочисленными остатками пелицепод, обугленных растительных остатков и конкрециями сидерита. Толщина свиты довольно выдержанная и составляет 548-588 м. Малохетская свита (K1br-a1) так же, как и суходудинская литологически представлена песчаниками с малочисленными прослоями глинисто-алевритовых пород. Верхняя часть разреза более песчанистая, в нижней - глинизация увеличивается. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, рыхлые. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темносерые, плотные, тонкослоистые, слабоволнистые, плитчатые. Толщина свиты 256-261 м. Яковлевская свита (K1a1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями углей. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, кварцполевошпатовые, с прослоями углистых аргиллитов. С пластами Як I-VII связана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной части свиты прослеживается сейсмический горизонт 1Б. Толщина отложений свиты 432-441 м. В разрезе верхнего мела выделена долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба, дорожковская свита в составе нижнего турона, насоновская (верхний турон-сантон), а также салпадаяхинская и танамская свиты в составе кампанского и маастрихтского ярусов. Отложения долганской свиты (K1al3-K2s) согласно перекрывают породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает нескольких сот метров. Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями песчаников на месторождении связаны продуктивные газоносные пласты Дл I-III. Алевролиты и аргиллиты зеленоватосерые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA. Толщина отложений свиты 305-322 м. Дорожковская свита (K2t1) на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и Пур-Тазовской НГО является региональной покрышкой, породы которой представлены темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серых и зеленовато-серых алевролитов. На нижележащих отложениях долганский свиты они залегают согласно. Толщина отложений 70-78 м. Насоновская свита (K2t2-st) литологически сложена песчаниками и алевритами. Основной состав свиты - алевриты, в кровельной и подошвенной частях наблюдается опесчанивание разреза. Алевриты серые, серо-зеленые, с подчиненными прослоями глин, темно-серых, вязких. Песчаники зеленоватосерые, мелкозернистые на глинистом цементе. Толщина свиты 310-31 м. Отложения салпадаяхинской и танамской свит (K2kp-m) венчают разрез верхнего мела представлены глинами темно-серыми, с прослоями алевролитов светло-серых, слюдистых, со стяжениями известковистых алевролитов, и песков серых, плотных, мелкозернистых, глинистых. Толщина отложений 467-530 м. Четвертичные образования с размывом залегают на отложениях танамской свиты и представлены песками, глинами, супесями и суглинками. Толщина отложений, в зависимости от гипсометрического плана поверхности размыва верхнемеловых пород колеблется в пределах от 30 до 80 м. Литолого-стратиграфический разрез месторождения представлен на рисунке 1.2.  Рисунок 1.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез юрских и меловых отложений Ванкорского месторождения Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторождения связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты Дл-I) яковлевской свиты (пласты Як-1, Як-II-VII) и нижнехетской свиты (пласт Нх-I, Нх-Ш-IV). Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Залежь пласта Як-II-VII является газонефтяной, вскрыта на Северном и Южном куполах. На Северном куполе в скважине СВ-1 из интервала 1666-1672 м получен приток нефти дебитом 134 м3/сут на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов 1654-1658, 1646-1651 и 1638-1642 м получен приток газа дебитом 205,7 тыс.м3/сут на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа. На Южном куполе притоки нефти получены в скважинах ВН-6 и ВН-10 в интервале 1640-1688 м, был получен притоки нефти дебитом 21,7-74 м3/сут, а из нижнего объекта - нефть с водой дебитом 36 и 4,2 м3/сут соответственно. В скважине ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 м3/сут получен из интервала 1686 - 1700 м, на штуцере 6 мм при депрессии 11,6 МПа. Эффективные толщины рассматриваемого пласта колеблются в пределах 51-71 м, сокращаясь к крыльям структуры при высоком коэффициенте расчлененности. Количество песчаных прослоев по скважинам достигает 17-20. Вскрытые газонасыщенные толщины составляют 0,8-18,5 м, нефтенасыщенные - 12,1-30,7 м. Водонефтяной контакт был принят на отметке - 1643+2,8 м, а ГНК - -1601 м. По типу залежь пластовая, сводовая. Ее размеры 26*9 км, высота - 70 м. Нефтяная залежь пласта Нх-I установлена в пределах обоих куполов и вскрыта в 6 скважинах. На Северном куполе в скважине СВ-1 приток не получен, а на Южном куполе притоки нефти составили 35,7-49,6 м3/сут на штуцере 9 и 6 мм. Залежь является пластовой, сводовой, размеры ее 30*10 км, высотой 85 м. ВНК принят по наиболее низкой отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора - 2635 м, установленной по данным ГИС. В сводовой части залежи нефтенасыщеный коллектор, представленный прослоями песчаников и алевролитов, вскрыт на отметках - 2543-2565 м, а на крыльях и периклиналях - 2614-2620 м. Эффективные толщины песчаных прослоев составляют 0,2-3,8 м, при суммарных значениях - 1,0-11,0 м. Г азонефтяная залежь пластов Нх-III-IV развита в пределах обоих куполов месторождения, является пластовой, сводовой. Кровля продуктивных коллекторов залегает на глубинах 2725-2785 м на абсолютных отметках -26702729 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 24,4 до 31,8 м, а максимальные газонасыщенные достигают 36 м. По результатам интерпретации материалов ГИС и испытаний поисковоразведочных скважин водонефтяной контакт на принят на абсолютных отметках минус 2753 м- 2760 м, газо-водяной контакт принят на отметках минус 27212927 м. В пределах Северного купола опробована скважина СВ-1, в которой из интервалов 2755-2761 и 2768-2777 получены притоки нефти дебитом 178,8 и 277,2 м3/сут на штуцере 8 и 10 мм соответственно. На Южном куполе опробование нефтяной и газовой частей залежи выполнено в 4-х скважинах (ВН- 4, ВН-5, ВН-9 и ВН-10). Во всех скважинах, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти и газа. Дебиты нефти изменялись в широких пределах, составляя 14,2 м3/сут (скв.ВН-5), 182,5 м3/сут (скв.ВН-10) на штуцере диаметром 3 и 8 мм соответственно, а газа, - 154,9 тыс. м3/сут на шайбе 9 мм (скв. ВН-4). Размеры залежи 22*7 км, высота газовой шапки около 70м, нефтенасыщенной части пласта - 30 м. Технологической схемой разработки Ванкорского месторождения предполагается бурение кустовых наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Коллекторские свойства пород продуктивного разреза Ванкорского месторождения охарактеризованы данными лабораторного исследования керна и результатами интерпретации материалов ГИС. Коллекторы горизонта Як-Ш-VII яковлевской свиты представлены слаболитифицированными алевролитовыми песчаниками, преимущественно массивной текстуры. Иногда встречаются тонкие косые прерывистые прослойки углистого материала и темной слюды. Породы неравномерно карбонатизированы. Содержание кальцита изменяется от 1 до 18 %. Пористость по керну достигает 32,9 %, проницаемость 1950 мД. Средняя пористость пластов-коллекторов по керну составляет 24,2 %, а средняя проницаемость - 300,3 мД. Средняя величина водонасыщенности -32,9 %. По данным ГИС среднее значение пористости 29,7% (197 определений), средняя проницаемость - 512,4 мД, а средняя величина коэффициента нефтенасыщенности составляет 53,7 % (87 определений). Покрышкой продуктивного горизонта служит пачка алеврито-глинистых пород толщиной до 20 м. Породы покрышки керном не охарактеризованы. Коллекторы горизонта Нх-I, III-IV нижнехетской свиты сложены песчаниками массивной текстуры, карбонатизированными (от 2 до 23%). Присутствие карбонатного материала снижает коллекторские свойства. Пористость по керну достигает 30,2 %, проницаемость 1387 мД. Средняя пористость пластов-коллекторов по керну составляет 17,9 %, а средняя проницаемость - 50,1 мД. Средняя величина коэффициента водонасыщенности -49,8 %. По данным ГИС средняя пористость равна 19,8 %, средняя проницаемость - 42,3 мД, а средняя нефтенасыщенность составляет 50,8 %. Покрышками для коллекторов нижнехетской свиты служат глинистоалевролитовые отложения. Смачиваемость пород определялась методом адсорбции на 40 образцах керна из скважины СВ-1 и 20 образцах из скважины ВН-9. По данным экспериментов коэффициент смачиваемости изменялся от 0 (фильность) до 1 (фобность). Все исследованные образцы являлись преимущественно гидрофильными. Коэффициенты смачиваемости песчаников, алевролитов и аргиллитов приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Коэффициенты смачиваемости различных пород
Вытеснения нефти исследовалась на насыпных моделях, для которых использовался дезинтегрированный керн из скважины ВН-9. Моделировались термобарические условия залегания продуктивных пластов яковлевской и нижнехетской свит. Вытеснение нефти производилось моделью пластовой воды и газом. По результатам исследования можно сделать вывод о том, что с ростом проницаемости модели коэффициент вытеснения увеличивается. Средневзвешенные значения проницаемости нефтегазонасыщенных частей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-III-IV оцениваются величиной 150, 10 и 500 мД соответственно. Этим значениям проницаемости отвечают величины коэффициентов вытеснения (при вытеснении водой) равные 0,575; 0,500; 0,720. Физико-химические свойства нефти и газа Глубинные пробы в пределах месторождения были отобраны в 7 скважинах. Пробы отбирались при испытании пластов Нх-I, Нх-III-IV и Як-Ш- VII. По Нх-I была отобрана одна проба в скважине Внк-10. По пласту Нх-III-IV были отобраны 7 проб по четырем скважинам. По пласту Як-III-VII отобрано 5 проб из трех скважин, все пробы являются представительными. Свойства пластовой нефти по глубинным пробам представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти по глубинным пробам
По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть по пласту Нх-III-IV имеет в газонасыщенном состоянии плотность в интервале 0,677-0,742 г/см3 (среднее значение - 0,701), вязкость динамическая 0,74-4,76 мПа^с (среднее 0,90), газосодержание 116,1-156,81 м3/м3 (среднее - 140,02), давление насыщения 18,2-24,62 МПа (среднее - 20,67), объемный коэффициент 1,25-1,45 (среднее 1,38). Плотность насыщенной газом нефти по глубинным пробам пласта Як-III- VII составляет 0,815-0,851 г/см3 (среднее значение - 0,827), вязкость динамическая 8,8-20,79 мПа^с (среднее 17,27), газосодержание 23,51-48,42 м3/м3 (среднее 37,13), давление насыщения 7,18-15,44 МПа (среднее 10,92), объемный коэффициент 1,057-1,148 (среднее 1,1). Практически по всем продуктивным пластам производился отбор поверхностных проб нефти. При наличии фонтанирующих притоков пробы отбирались из мерной емкости, либо из газосепаратора. При непереливающих притоках - желонкой с уровня или при промывке. Всего проанализировано 15 проб из 6 скважин. Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Нх-I в среднем составляет 0,829 г/см3. Нефть малосернистая (0,08-0,36 %, в среднем 0,22 %), малосмолистая (3,05-4,4 %, в среднем 3,72 %), парафиновая (2,0-4,8 %, в среднем 3,4 %). Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Нх-III-IV в среднем составляет 0,850 г/см3. Нефть малосернистая (0,01-0,176 %, в среднем 0,112 %), малосмолистая (3,66-7,35 %, в среднем 6,51 %), парафиновая (2,17-5,66%, в среднем 3,33 %). Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Як-Ш-VII в среднем составляет 0,906 г/см3. Нефть малосернистая (0,09-0,37 %, в среднем 0,21 %), малосмолистая (6,89-12,72 %, в среднем 9,59 %), малопарафиновая и парафиновая (0,47-2,7 %, в среднем 1,5 %). Состав и физико-химические свойства растворенного нефтяного газа изучены при исследовании глубинных проб нефти в 5 скважинах по 10 объектам. Содержание метана в растворенном газе продуктивного пласта Як-III-VII составляет 82-95 %. Растворенный газ пласта содержит 80-87 % метана и относится к классу полужирных по данным исследования скв. Внк-9. По данным исследования скв. СВнк-1 газ, растворенный в нефти пласта Нх-III-IV северного купола, на 96 % состоит из метана и является сухим. Пробы свободного газа отбирались при исследовании скважин на устье, либо из газосепаратора. В двух скважинах отобрано 4 пробы. Свободный газ продуктивного пласта Нх-III-IV относятся к классу полужирных, содержание метана составляет 88-91 %, содержание тяжелых углеводородов до гексана включительно 7-10 %. Полученные при лабораторных исследованиях величины давления насыщения нефти газом для пластов Як-Ш-VII и Нх-III-IV оказались заметно ниже величин соответствующих пластовых давлений. Это можно объяснить частичной потерей газа при отборе и транспортировке глубинных проб. По этой причине для оценки запасов и технологических ресурсов величины давления насыщения были приняты равными пластовому давлению на ГНК, а значения газосодержания и объемного коэффициента пересчитаны на основе корреляции между газосодержанием, давлением насыщения и объемным коэффициентом. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||