Диплом. Разработка_нефтяного_месторождения_StudentLib. Сут и газа дебитом 3,8 тыс м
 Скачать 1.52 Mb.
|
|
Кайнозойская группа - Кz Палеогеновая система - Р Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и тавдинская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+верх. олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 235-250 м. Четвертичные отложения - Q Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений - 30-40 м. 2.2 Тектоническое строение района и участка месторождения Согласно структурно-тектоническому районированию фундамента Западно-Сибирской плиты, рассматриваемая территория объединяет обширную по составу и условиям формирования гамму пород складчатого палеозойского фундамента. Активная дизъюнктивная тектоника, проявившаяся на гетерогенном основании фундамента, предопределила мозаичное распределение фрагментов тектонических структур различного возраста консолидации. В соответствии с тектонической картой фундамента (рис. 2.5), Северо-Останинская площадь входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, представленной геосинклинальной карбонатно-глинисто-сланцевой формацией. С юго-запада рассматриваемый участок антиклинория граничит с Межовским срединным массивом, а с северо-востока с межгорным прогибом герцинской складчатой системы - Айгольским синклинорием. С северо-запада и юго-востока изучаемая часть антиклинория ограничена системой грабен-рифтов триасового заложения (Усть-Тымским и Чузикским). Блоковое строение фундамента обусловлено особенностями тектонического развития территории в позднем палеозое и раннем мезозое. Тектоническая активность блоков проявлялась в доплатформенный и ранне платформенный этапы развития. Эти этапы включили герцинскую фазу складчатости (средний верхний карбон-ранняя пермь), последующую денудацию горно-складчатого рельефа с формированием осадочных пород (поздняя пермь) и рифтогенез ранней платформенной стадии развития Западно-Сибирской плиты (ранний-средний триас). В результате проявления выше обозначенных этапов на эрозионно-тектоническую поверхность фундаменты выходят породы различного вещественного состава и возраста, что и предопределило особенности формирования нефтегазоносного коллектора в пределах Северо-Останинской площади (рис. 2.6). Продуктивность месторождения обусловлена зоной доломитизации карбонатных отложений палеозойского фундамента, выделяемой в пласт М. Наиболее полно, карбонатная часть разреза вскрыта скважиной №7П (3105 м), в которой толщина пласта М составляет 101 м. При анализе вещественного состава пород фундамента всех пробуренных скважин (рис. 2.4) можно заключить, что перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Северо-Останинской площади связаны с органогенными карбонатными отложения лугинецкой и герасимовской свиты среднего-верхнего девона (доломиты, доломитизированные известняки), которые в результате эрозионно-тектонических процессов были выведены на поверхность фундамента (скв. №№1П, 12П, 9П, 3П, 7П, 5П, 14П, 3, 4, 5, 7, 8). Однако в результате структурно-тектонических особенностей отложений палеозоя нефтеносность месторождения ограничена лишь скв. №№3П, 7П, 5П, 3, 4, 5, 7, 8. По отложениям осадочного чехла, в соответствии с «Тектонической картой платформенного чехла Западно-Сибирской плиты» (В.А. Конторович 2000 г.), Северо-Останинская структура четвёртого порядка осложняет южную часть структуры третьего порядка - Юбилейного куполовидного поднятия, которое в свою очередь приурочено к центральной части тектонической структуры второго порядка - Пудинскому мезоподнятию (рис. 2.7). Подготовка Северо-Останинской площади, как поискового объекта, имеет свою историю. Бурение поисковых скважин №1П и №3П осуществлялось в 1975 и 1977 годах, как профильное бурение на склоне Юбилейного куполовидного поднятия, с целью выявления структурно-литологической залежи нефти в пластах горизонта Ю1 на его западном склоне. В результате проводимых работ скважиной №3П была открыта промышленная залежь нефти в образованиях палеозойского фундамента, что инициировало проведение на рассматриваемой территории в 1978-1979 гг. дополнительных сейсморазведочных работ 2Д с подготовкой Северо-Останинской площади к поисковому бурению в пликативном и блоковом вариантах. Морфологические параметры объекта приведены в таблице 2.1. На основании результатов сейсморазведочных работ, проводимых с учётом структурно-тектонических особенностей рассматриваемой площади, было пробурено 16 поисковых и одна параметрическая (скв. №17П) скважины, из которых лишь в трех (скв. №№3П, 5П, 7П) получены промышленные притоки нефти и газа, а в двух (скв. №№6П и 17П) нефтепроявления при испытании. Таблица 2.1 Характеристика Северо - Останинской площади по отражающему IIа (подошва баженовской свиты и горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента)
По отражающему сейсмическому горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента), характеризующему морфологию ловушки углеводородов на месторождении, Северо-Останинская площадь не представляет собой замкнутую структурную форму. Площадь расположена на юго-западном склоне Юбилейного куполовидного поднятия. 2.3 Характеристика нефтегазоносности и геологическое строение продуктивных пластов На Северо-Останинском месторождении нефтеносность приурочена к средне-поздне девонским известнякам, проницаемая составляющая которых выделяется в пласт «М». Кроме того, различные по значимости нефтепроявления при испытании скважин и в керне отмечались в песчаниках горизонта Ю1 васюганской свиты, нижнемеловых пластах Б16-20, и пласте Ю9 тюменской свиты. Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2640,8 м в эксплуатационной скв. №5 до 2712,3 м в разведочной скв. №3Р. Залежь по типу флюида - нефтяная, по типу ловушки стратиграфическая под несогласием, ограниченная тектоническими нарушениями, с массивным резервуаром и каверна-трещинным типом коллектора. В контуре нефтеносности расположено три продуктивные разведочных скважины - №№3Р, 5Р, 7Р и пять эксплуатационных - №№3, 4, 5, 7г, 8г, находящиеся в стадии освоения. При испытании скв. №3Р в интервале 2793-2842 м был получен приток нефти дебитом 33 м3/сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107 м3/м3. При испытании скв. №5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71 м3/сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м3/м3. Скважина №7Р при испытании в интервале 2794-2824 м дала 42,1 м3/сут нефти с газовым фактором 1751 м3/м3 при депрессии 18,3 МПа. Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в табл. 2.2. Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 100,0 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 43,8 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины (46,6 м) в скважине №7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16,0 м (скв. №8Р) до 218,4 м в скв. №7Р. Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение и составляет в среднем по пласту 0,86. Таблица 2.2 Геолого-физическая характеристика пласта М Северо-Останинского месторождения
Керн отобран в 13 скважинах (№№2Р, 3Р, 5Р, 6Р, 7Р, 8Р, 9Р, 10Р, 11Р, 12П, 13Р, 14Р, 16Р, 5, 3). Общий вынос керна в среднем составил 60,1% от проходки, в эффективной части пласта - 17%. ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712,3 м по нижней отметке вскрытой части разреза в скв. №3Р, согласно оперативному подсчету запасов, который был выполнен в 1985 г. Размеры залежи 5,0-8,4 км x 3,5-4,4 км и высота 72 м. По продуктивности залежь относится к средним, по запасам - к категории мелких. .4 Состав и свойства нефти, газа и пластовой воды Свойства нефти Для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов Северо-Останинского месторождения проведены мероприятия по отбору проб из продуктивных скважин №3Р, №5Р, №7Р. Отбор проб нефти производился из каждой скважины на интервале 2866-2870 м пласта М. Исследования проводились в лаборатории геохимии и пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК». С помощью программы PVTi™ на основе компонентного состава пластовой нефти производился расчет физико-химические свойства нефти и газа для скв. №3Р, №5Р, №7Р. В результате обработки результатов исследований в программе PVTi™ получен расчетный компонентный состав пластовой смеси для региона в районе скв. №3Р, №5Р, №7Р. Газосодержание пластовой нефти скв №3Р равно 107 м3/т, объемный коэффициент - 1,31, вязкость - 1,17 мПа·с, плотность в поверхностных условиях 850,8 кг/м3. Нефть, полученная из скв. №5Р, легкая (плотность в стандартных условиях 769 кг/м3, в пластовых условиях - не определена), малосмолистая (содержание смол - 3,3% масс.), высокопарафинистая (17% масс.), содержание серы не определено, кинематическая вязкость при 50 оС - 1,7 мПа·с. Из скв. №7Р получена смесь нефти и газа, промысловый газовый фактор равен 1791 м3/м3, плотность в пластовых условиях - 662 кг/м3, после сепарации - 850,8 кг/м3, вязкость в пластовых условиях - 0,077 мПа·с, вязкость после сепарации - 6,6 мПа·с, объемный коэффициент составляет 1,817, газосодержание составляет 408,5 м3/т. В табл. 2.3, 2.4 представлены физико-химические свойства нефти и компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения. Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти
Таблица 2.4 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||