foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Майского месторождения

Разведочное бурение на Майской площади начато в 1976 году. Промышленная нефтеносность доказана в мае этого же года скважиной 1224Р, заложенной в сводовой части структуры. При опробовании отложений пласта БС11 получен фонтанный приток нефти дебитом 125 м3/сут на 8-ми мм штуцере. Эксплуатация месторождения осуществляется НГДУ "Майскнефть" с 1978 года.

 

                К настоящему времени на месторождении пробурено более 70 скважин - 92% от  запроектированных по технологической схеме разработки, в том числе 7 разведочных, остальные добывающие, нагнетательные, контрольные и другого специального назначения.

                Глубоко залегающие горизонты изучены в 6-ти скважинах.

                Отложения тюменской свиты и ачимовской пачки по результатам опробования и ГИС интереса в отношении нефтеносности не предствавляют. В период проведения Юганскнефтегазом эксплуатационных работ на Майском месторождении доказана промышленная нефтеносность залежи пласта БС12. В настоящее время залежь находится в промышленной эксплуатации. Также существенно увеличилась площадь нефтеносности основного продуктивного горизонта БС11.  Большое внимание уделялось уточнению геолого-промысловых показателей объектов разработки пластов БС11 и БС12.

                В региональном тектоническом плане Майское месторождение, согласно тектонической карте мезо-кайнозойского чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, расположено в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины - крупных структур первого порядка разноимённого  знака. В более детальном тектоническом плане район Майского месторождения расположен в зоне сочленения Южно-Балыкского куполовидного поднятия Пимского вала, Северо-Чупальской седловины Средне-Юганского прогиба и Восточно-Мамонтовского носа. В тектоническом отношении район месторождения представляет собой моноклинальный склон, погружающийся в юго-восточном направлении. На фоне этого погружения фиксируется ряд структур: Майская, Южно-Ефремовская, Версигейская. На Южно-Ефремовской и Версигейской структурах нефтеносность не доказана, но они являются перспективными участками для постановки поискового бурения.

                Геологический разрез Майского месторождения вскрыт более чем 70 скважинами, причём 5 из них вскрыли глубоко залегающие горизонты ачимовской пачки и тюменской свиты. По результатам эксплуатационного и разведочного бурения промышленная нефтеносность установлена в отложения пласта БС11и БС12 мегионской свиты валанжинского яруса. Остальные отложения по результатам опробывания, ГИС и керна интереса в отношении нефтеносности не представляют.

                Залежь нефти пласта БС11 приурочена к песчано-алевролитовым отложениям мегионской свиты валанжинского яруса. Для пласта БС11 характерно как бы двухчленное строение проницаемой части. В кровле развит довольно мощный монолитный пласт, мощностью от 7 до 18 метров, для нижней части характерно линзовидное строение. Рассматриваемая залежь пласта БС11 вскрыта большим количеством эксплуатационных и разведочных скважин. Промышленная нефтеносность доказана опробованием на различных гипсометрических отметках. Средняя отметка ВНК - 2462 метра.

                Границы  залежи оконтурены достаточным количеством скважин и определены достаточно уверенно. Размеры залежи 9.0 х 5.5 км, высота - 40 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

                Залежь нефти пласта БС12 отделяется от пласта БС11 глинистой перемычкой мощностью 10-15 м, которая прослеживается по всей площади месторождения. Для проницаемой части характерно довольно тонкое переслаивание песчаных и глинистых пород, с количеством пропластков от 6 до 11. Дебиты нефти составляют от 6 до 30 т/сут.  Средняя отметка ВНК - 2474 м. Промышленная нефтеносность доказана опробованием на различных гипсометрических отметках. Залежь оконтурена большим количеством скважин, её границы определены уверенно. В соответствии с принятым ВНК размер залежи - 3.6 х 2.3 км, высота 15 метров. Тип залежи - пластовая, сводовая.

                Литологически  пласты БС11 и БС12  представлены  переслаиванием песчаников, алевролитов и уплотнённых глин,  среди которых встречаются прослои плотных известковистых образований. Коллекторами нефти являются  средне-крупнозернистые  алевролиты,  реже мелкозернистые глинистые песчаники.  В породах преобладают алевролитовые фракции,  в тоже время характерно высокое содержание глинистого материала, в среднем 27,9% и незначительное  количество  средне-крупнопесчаной  фракции. Сортировка обломочного материала  плохая и средняя.  По минеральному составу коллектора относятся к аркозовым. Породообразующие минералы: кварц 45,7%, полевые шпаты 47,4%,  обломки пород 5,1%, слюды 1,8%.  Цемент представлен гидрослюдами 17,8%, хлориом 6,4%, каолинитом 3,7 %, железисто-титанистыми  образованиями 3,6 %,  карбонатными  разностями  0,7%. Указанные компоненты  образуют в основном  поровый реже  плёночный тип цементации.

                По пласту БС11 пористость изменяется от 18,8 до 20,4 %, составляет в среднем 19,1 %.

                Проницаемость пород изменяется от 2,1 до 68 х 10(-3)мкм2, среднее - 21,1 х 10-3мкм2. Преобладают породы IY класса.

                Водоудерживающая способность изменяется по скважинам от 24,2 до 66,4 %, составляя в среднем 35,8 %.

                По пласту БС12 пористость изменяется от 16,3% до 21,5%, среднее-18,9 %.

                Проницаемость от 0,3 до 53х10-3мкм2, среднее-19,8х10-3мкм2

                Водоудерживающая способность от 53,1 до 32,1 %, среднее - 45,2%

                Нефть пласта БС11  -  вязкая  (вязкость при 20 С - 28,6 мПа*с), сернистая 1,5 %, парафинистая 3,1 %, смолистая 7,2 %. Выход фракций до 300 С - 34,4 %. Температура застывания нефти  -1,4 С .

                Нефть пласта БС12 - вязкая (вязкость при 20 С - 26,97 мПа.с), сернистая 1,18 %, парафинистая 2,87 %, смолистая 12,87 %.  Выход фракций до 300 С - 36,0 %. Температура застывания нефти 7 С o.

               Кркая геолого-промысловая характеристика

               продуктивных пластов Майского месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС11

БС12

Глубина залегания кровли пласта, м

2482-2517

2508-2535

Абсолютная отметка кровли пласта, м

-2432-2467

-2458-2485

Общая толщина пласта, м

12-21

18-35

Эффективная толщина, м

7-12

10-20

Нефтенасыщенная толщина, м

7.01

3.97

Абсолютная отметка ВНК, м

-2464

-2475

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.56

0.56

        

    Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС11

БС12

Карбонатность,%                                       среднее

                                                                        мин-мак

0.7

0.0-1.3

Содержание фракций %,

 при размере зерен,  0.25 мм                   среднее

                                                                         min-max

1.0

0.0-2.8

при размере зерен,  0.25-0.1 мм             среднее

                                                                          мин-мак

13.3

0-30.9

при размере зерен,  0.1-0.01 мм             среднее

                                                                          мин-мак

57.8

29.5-97.1

при размере зерен,  0.01 мм                    среднее

                                                                         мин-мак

27.9

0.6-46.9

Коэффициент отсортированности,      cреднее

                                                                         мин-мак

2.88

Медианный размер зерен,мм                   среднее

                                                                         мин-мак

0.036

Глинистость,%

27.9

Тип цемента

порово-плёночный

Коэфф. откр. пористости по керну,        среднее

         доли единицы                                         мин-мак

0.19

0.188-0.204

0.189

0.163-0.215

Коэфф. проницаемости по керну,            среднее

              10-3 мкм2                                            мин-мак

21.1

2.1-68.0

19.8

0.3-53.0

Водоудерживающая способность,%        среднее

                                                                            мин-мак

35.6

24.2-66.4

45.2

32.1-53.1

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

0.215

0.204

Коэфф. проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

95.9

80.7

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,  доли ед

0.59

0.56

Начальное пластовое давление, мПа

25.0

25.1

Пластовая температура,  Со

80

80

Дебит нефти по результатам                    среднее

 испытания разведоч. скв. м3/сут.           мин-мак

53

1.7-168

16.0

Продуктивность, м3/сут. мПа                   среднее                

                                                                          мин-мак

4.52

1.16-9.3

2.7

0.45-9.3

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.        среднее                

                                                                          мин-мак

6.58

3.8

    Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС11

БС12

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

877

869

Плотность нефти в пластовых условиях

823

813

Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек

28.6

26.97

Вязкость в пластовых условиях

3.52

2.8

Содержание,%

Смол селикагелевых

7.2

12.87

Асфальтенов

3.5

2.73

Серы

1.5

1.18

Парафина

3.1

2.87

Температура застывания нефти,  Ся

-1.4

-7.0

Температура насыщения нефти парафином, С

28.0

55.0

Выход фракций,%

до 100 С

2.4

2.0

до 150 С

10.2

10.0

до 200 С

17.4

18.0

до 300 С

34.4

36.0

Компонентный состав нефти

 (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

0.0

0.0

Азот

0.0

0.0

Метан

0.1

0.14

Этан

0.51

0.16

Пропан

3.32

0.93

Изобутан

1.63

0.7

Нормальный бутан

4.38

2.33

Изопентан

2.18

1.5

Нормальный пентан

3.47

2.76

С6+высшие

84.41

91.58

Давление насыщения,мПа

7.6

Объемный коэффициент

1.099

1.075

Газовый фактор при условии сепарации,м3/т

42.0

34.0

Плотность газа,кг/м3

0.903

0.910

Тип газа

метановый

метановый

Компонентный состав нефтяного газа

(молярная  концентрация,%)

Углекислый газ

0.12

0.59

Азот

1.74

0.38

Метан

78.36

60.76

Этан

7.16

9.7

Пропан

7.81

14.63

Изобутан

1.25

3.50

Нормальный бутан

2.28

7.01

Изопентан

0.43

1.72

Нормальный пентан

0.51

1.39

С6+высшие

0.33

0.32

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС11

БС12

Плотность нефти в поверхностных условиях, г/м3

1.004

Минерализация,г/л

10.0-15.9

Тип воды

Гидро-карбонатн

натриевый

Содержание,мг/л

    Хлор

1600-2640

    Натрий

161-257

    Кальций

7.2-15.9

    Магний

1.2-3.2

    Гидрокарбонат

74-124

    Иод

    Бром

    Бор

    Кремний

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Предложения строителей смотрите здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Статистика



Яндекс.Метрика