foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Мало-Балыкского месторождения

В 1961-62 г.г. силами Усть-Балыкской  нефтеразведочной экспедиции было  выявлено  Мало-Балыкское  локальное  поднятие  в  результате сейсморазведочных работ, а в 1966 г. в результате бурения скв. 13 был получен приток нефти и открыто само месторождение.

            В первые же годы  был установлен этаж нефтеносности месторождения и распределение запасов по разрезу. Основные запасы на месторождении заключены  в отложениях  ачимовской толщи,  а высоко  продуктивные пласты группы АС и БС,  являющиеся в то же  время основными  объектами разведки на близлежащих месторождениях оценены не высоко.

            С 1984 г. месторождение находится в разработке. Работы проводит НГДУ "Майскнефть" п/о “Юганскнефтегаз", базирующихся соответственно в пос. Мамонтово и г. Нефтеюганске.

            Мало-Балыкское месторождение нефти приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию,  расположенному на южном окончании Сургутского свода - крупной положительной структуры I порядка.  Южно-Балыкское куполовидное поднятие  в свою очередь осложнено  серией поднятий III порядка.  Размеры Мало-Балыкского поднятия 6 х 11 км, амплитуда 180 м. В изученной части разреза  нефтеносность установлена в средне, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервале глубин 1990-2990 м.  Залежь нефти  установлена в пластах:  ачимовской толщи  ( АчI, АчII, АчIII ), пластах БС92, АС7, АС5-6, АС4. Залежи юрских отложений недоразведаны.

            Залежи пластов АС4,  АС5-6. В апреле 1966 г. Мало-Балыкское поднятие было введено в поисковое бурение.  В августе того-же года  при испытании пласта АС4 в скв. 3 был получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут на штуцере диаметром 8,3 мм. Позже в результате  бурения скв. 1 была  доказана нефтеносность пластов АС5-6 в 1968 г. Пласты АС4 и АС5-6 представляют собой единый резервуар. По литологическому признаку пласты делятся на 2 части.  Верхняя часть, соответствующая пласту АС4 представлена преимущественно глинистыми породами.  Нижняя часть (пласты АС5-7)  была песчаная.  В целом интервал пластов АС4-7 характеризуется фациальной изменчивостью.

            Учитывая отличия в литологии пластов,  запасы оценены раздельно в пласте АС4 и в пласте АС5-6. Залежь этих пластов пластово-сводовая, на 99,6 % подстилается водой. Размеры залежи 12 х 18 км, высота 87 м.

             Характеристика нефтеносности  этой части разреза  приводится раздельно для пластов АС4,АС5-6.

            Пласт АС4  приурочен к верхней части  вартовской свиты и вскрыт всеми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтенасыщенные  коллектора вскрыты  на глубинах 1990-2055 м.  Пласт характеризуется невыдержанностью толщины. Общая толщина пласта изменяется от 15 до 34 м,  эффективная от 1,8 до 1566,  нефтенасыщенная от 1,2 до 15,6. Песчанистость пласта меняется от 91 до 96 %.  Нефтеносная часть пласта охарактеризована в интервале отметок -1909-1975 м,  т.е. по всему разрезу по данным испытаний  разведочных скважин.  В 5 скважинах получены притоки безводной нефти дебитом от 6,5 м3/сут при Нд =1248м до 41м3/сут при  фонтанировании  на 8 мм штуцере.  В 2 скважинах  получены притоки нефти с водой. С 1984 г. из пласта АС4 осуществляется отбор нефти. Положение ВНК в пласте АС принимается при подсчёте  запасов -1973+2 м.

Нефть в этом пласте  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов.

            Пласт АС5-6 отличается от вышележащего только относительным содержанием АС5-6 песчано-алевролитового и глинистого материала. Нефтеносность пласта  установлена на двух участках,  в пределах сводовых частей Мало-Балыкского и  Восточно-Мало-Балыкского поднятий.  Нефтенасыщенные песчаники разведочными скважинами вскрыты  на глубинах (-1942-1974,3 м а.о.). Пласт характеризуется существенной неоднородностью.  Общие толщины пласта изменяются от 27 до 45 м, эффективные 7,2-31,6, нефтенасыщенные 2-23,8.  При испытании пласта АС4 в скважине 1 получен фонтанирующий приток нефти  дебитом 28,6 м3/сут через 6 мм штуцер.  Начальные дебиты скважин составляли 2-11 т/сут  при фонтанировании и до 79 т/сут при переводе на механизированную добычу.

            ВНК по данным ГИС и керна однозначно устанавливается на отметке -1973+2 м. И лишь немного погружается в районе скважины 112. Нефть так же как и в залежи пласта АС4  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов. Размеры нефтеносности пласта АС5-6 в пределах Мало-Балыкского поднятия составляют 2-6х6,5 км, высота около 70 м.

            Залежи пласта АС7. Залежь пласта  приурочена к сводовой части  Мало-Балыкского локального  поднятия,  находится  непосредственно  под основной  залежью пластов АС4, АС5-6  и отделяется от нее невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины.  Залежь установлена  эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенные  песчаники толщиною 5,6 - 20,6 м  вскрыты  на отметках 1936-1991,8 м.  Промышленная нефтеносность пласта доказана эксплуатационными скв. 7547, 8029, при опробовании  которых получены  фонтанные притоки нефти дебитами 53 и 31 т/сут.  ВНК по данным  ГИС определяется на отметках 1991,8 м.  При определении  контура  нефтеносности  учтены данные по скважинам,  вскрывшим водоносные коллекторы пласта.  В соответствии с принятым контуром размеры залежи 1,2 х 1,6 км, высота 55 м. Залежь пластово-сводовая.

            Залежи пласта  БС80 . Залежь пласта установлена в пределах Западно-Балыкской площади. В контуре залежи пробурены скв. 12, 21,  вскрывшие нефтенасыщенные коллекторы толщиной 1,6-4,6 м. на глубине (а.о.-2371-2378 м).  Промышленная нефтеносность  доказана испытанием скв. 21,  в результате  которого получен фонтанирующий приток  безводной нефти дебитом 26,4 м/сут через 4 мм штуцер.  ВНК принят условно  на максимально  высокой из возможных отметке -2377,7 м. Согласно принятому положению контакта размеры залежи 4 х 6 км, высота 7 м. Залежь пластово-сводовая. Общая толщина пласта изменяется от 2 м до 5 м.  Эффективная, в пределах контура нефтеносности колеблется от 1,6 до 4,6 м. Литологически пласт представлен песчаником.

            Залежи пласта  БС92 . Залежь нефти пласта БС92 приурочены к западному крылу Мало-Балыкской структуры.  В южной,  северной и восточной части  по восстанию пласта, залежь экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пробурено  и испытано  две скважины 11, 15.  Нефтенасыщенные  коллекторы толщиной 6,8 - 8,4 м, вскрыты на глубине (а.о.-2567,8-2604,3м) получен приток нефти дебитом 9 м3/сут  при Нд-1100 м.  В скважинах,  вскрывших залежь, пласт нефтенасыщен до подошвы. При подсчёте запасов ВНК принимается условно на отметке -2604,3 м,  соответствующей подошве нефтенасыщенных по испытанию коллекторов в скв. 15.  В соответствии с принятым ВНК и границей зоны глинизации размеры залежи составляют -2,5 х 5,5 км высота около 65 м.  Залежь структурно-литологического типа. Общая толщина пласта БС92 от 7,4 до 14 м, эффективная от 4,8 до 8,4 м.  Песчанистость соответственно изменяется от 60 до 83,8 %.

            Залежи   Ачимовской толщи.

            Пачка I (АчI). Пачка вскрыта в интервале глубин 2578-2806,6 м и распространена не по всей  площади месторождения,  а в большей мере  в западной части месторождения.  Большая часть  площади приходится  на зону глинизации, которая занимает  восточную часть  месторождения.  Общая толщина пачки колеблется от 1 до 22,4 м. Эффективные толщины изменяются от 20 до 100 % в среднем  она составляет 45,7 %.  Плотность изменяется  в пределах от 16,2 до 20,9 %.  Нефтенасыщенные коллекторы  вскрыты на глубине  (а.о. -2565-2722 м).  По даным испытаний разведочных скважин во всех скважинах получены безводные притоки нефти. Дебиты изменялись от 10,8 м3/сут при динамическом уровне до 35 м3/сут при фонтанировании. Положение ВНК на максимально высокой отметке -2721,9 м. В пределах подсчётного участка размеры залежи соствляют 5-15 х 20 км, высота 160 м. Залежь структурно-литологического типа.

            Пачка АчII - является  наиболее крупным  подсчётным  объектом. Отложения второй пачки развиты в пределах всей площади месторождения и глинизируются в пределах всей площади  месторождения и глинизируется в восточном направлении. Общая толщина пачки колеблется от 32,6 до 73,4 м  Эффективная толщина изменяется в основном от 12,8 до 46,6 м. Отложения второй пачки неоднородны и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчанистость по пласту меняется от 22 до 74 % и в среднем составляет 47,3 %. Пористость изменяется от 14 до 19 %. Нефтенасыщенные коллекторы толщиною 6,6-46,6 м  вскрыты на глубинах (а.о. -2518-2778,9м).  Данными испытаний, на участке разбуривания, залежь охарактеризована достаточно полно. Опробованиями нефтеносной части разреза охаратеризован интервал отметок -2519-2760 м. При испытании скважин в болшинстве случаев  были получены  безводные притоки нефти.  Дебиты нефти изменяются от 2,2 м3/cут  на уровне  до 8,8 м3/сут  при фонтанировании через 2 мм штуцер. Первоначальные дебиты нефти составляли 1,1-10,1 т/сут При преводе  скважин на механизированную добычу  дебиты  возросли  до 60 т/сут.  ВНК имеет наклон в северо-западном и западном направлениях.  В южной части ВНК принимается на отметках -2668,6-2717,3 м по данным скв. 13 и 16. На  севере ВНК  установлен по скв. 41 на отметках 2746,1-2746,5 м. В северо-западной  части ВНК  принимается на уровне  подошвы нефтенасыщенных коллекторов в скв. 43 и 11 и отметках -2764-2768,6 м, на западе по скв. 21 на отметке -2778,9 м. Наклон контакта в пределах месторождения составляет 110 м.  В соответствии  с принятыми границами  размеры поля нефтеносности пачки II ачимовской толщи на Мало-Балыкском месторождении составляют 24 х 25 км, высота 260 м. Залежь струкутрно-литологическая.

            Пачка III (Ач3) вскрыта  в интервале  глубин  2649,8-2841,2 м. Пачка развита на большей части площади,  глинизируясь на западе. Общая толщина пачки изменяется от 4,4 до 63,6. Эффективная от 1,8 до 23,4 м. Отложения пачки представлены песчаниками мелкозернистыми, алевролитами которые обычно разделены прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчанистость изменяется от 23 до 89,3 % и в среднем составляет 45,2%. Пористость коллекторов изменяется  от 13,3 до 18,5 %.  Нефтенасыщенные коллекторы вскрыт на глубинах  2650-2884 м (а.о.-2572,9-2810,6м). Данными испытаний 13 разведочных скважин нефтенасыщенный разрез охарактеризован в интервале отметок -2572,9-2696,6 м,  при этом в 12 скважинах получены безводные притоки нефти с дебитом  от 1,4 до 10,5 м3/сут.  На уровне ВНК по залежи на участке Мало-Балыкского месторождения устанавливается на отметках -2725-2810,6 м с наклоном в северо-западном и северном направлениях. Наклон контакта составялет 85 м. В соответствии с принятыми границами размеры залежи пачки III в пределах Мало-Балыкского месторождения составляют 13-17 х 20 км, высота 130 м.  Залежь пластовая сводовая частично литологически экранированная.

                    Краткая геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Глубина залегания пласта, м

1990-2055

2025-2057

2050

2432-2456

2618-2656

2642-2675

2595-2860

2650-2884

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1909-1975

1942-1974

1936

2371-2378

2567.8-2604.3

2565-2722

2518.7-2778.9

2572.9-2810.6

Абсолютная отметка ВНК, м

1973+-2м

1671.5-1973

1991.8

2377.7

2604.3

2721-2728.7

2725-2810.6

Общая толщина пласта, м

15-34

27-45

13.8-23.1

2-5

7.4-14

1-22

10-73

4-64

Эффективная толщина, м

1.8-15.6

7.2-31.6

13.8-20.6

1.6-4.6

4.8-8.4

1-11

6.6-46

1.8-23.4

Нефтенасыщенная толщина, м

1.2-15.6

2.0-23.8

9.65

3.6

3.8

3.01

18

9.6

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.37

0.64

0.89

0.64

0.64

0.45

0.47

0.45

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

 

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

 

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

 

0.3-1.8

 

0.3-1.7

 

 

 

 

1.2

 

0.8-5.0

 

1.6-5.0

Содержание фракций %,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 при размере зерен,  0.25 мм

 мин-мак

0.23

6.24

 

 

 

8.92

0.38

2.02

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак

8.22

2816

 

 

 

49.56

35.23

19.72

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак

76.56

38

 

 

 

33.99

54.49

70.9

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак

12.99

15.5

 

 

 

5.5

8.89

2.76

Коэффициент тсортированности

мин-мак

 

 

 

 

 

 

 

 

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

0.18

0.12-0.14

0.12-0.16

0.25-0.30

 

0.12-0.14

 

0.10-0.12

0.22

0.10-0.14

0.25

0.03-0.4

Тип цемента

 

пленочно-поровый

пленочно-поровый

пленоч.-поровый

пленочно-поровый

пленочнпоровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

Глинистость,%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

 мин-мак

21.3

20.0

 

 

 

18.8

16.8

16.2

Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2

мин-мак

156.6

51.0

 

 

 

40.4-55.5

37.9-64.5

50.3-80.8

Водоудерживающая способность,%  

мин-мак

32.8-45.9

33.8-52.7

 

 

 

40.4-55.4

37.9-64.5

50.3-80.8

Коэфф. Открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

 

20.2

20.8

20

19

17.1

18.1

17.8

17.2

Коэфф. Проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

 

420.1

181.7

13.5

489.8

16.5

12.3

8.4

7.7

Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

 

49.5

56.2

48.9

 

 

 

58.2

 

Начальное пластовое давление, Мпа

 

19.9-20.3

20.65

 

 

 

 

22.4-33.7

 

Пластовая температура,  Со

 

76

76

76

89

95

97

97

97

Дебит нефти по результатам                        испытания разведоч. скв. м3/сут.

 мин-мак

38

36-41

28.7

 

26.5

9.0

 

6.3-9.2

 

3.1-11-7

 

2.1-10.5

Продуктивность, м3/сут. мПа                   среднее                

                                                                            мин-мак

0.47

0.56

 

 

0.59

 

0.47-0.71

 

0.21-0.75

 

0.14-1.02

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

                                                                            мин-мак

13.64

175.8

 

11.44

 

5.71

8.0

 

1.57-2.37

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

892.0

892.0

892.0

891.0

878.0

863.0

863.0

863.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

823.0

826.0

842.0

800.0

756.0

733.0

787.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

59.2

59.2

59.2

64.47

19.73

14.46

Вязкость в пластовых условиях

2.76

2.76

2.3

2.0

0.82

0.82

0.82

Содержание,%

Смол селикагелевых

11.16

11.16

11.16

7.59

10.01

6.78

6.78

6.78

Асфальтенов

4.03

4.03

4.03

3.33

1.06

0.93

0.93

0.93

Серы

1.25

1.25

1.25

1.23

1.16

1.08

1.08

1.08

Парафина

Температура застывания нефти,  Со

-2

-2

-2

-2

-2

-6

-6

-6

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 100 Со

до 150 Со9.3

6.4

6.2

5.2

до 200 Со

14.1

10.9

16

19.2

19.2

19.2

до 300 Со

31.9

32.5

34.5

42.1

42.1

42.1

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.35

0.22

0.71

Азот

0.24

0.28

0.12

Метан

19.27

16.5

17.46

Этан

1.02

1.31

4.72

Пропан

2.65

2.80

6.88

Изобутан

0.88

.93

0.95

Нормальный бутан

2.59

2.88

3.81

Изопентан

1.14

1.21

1.11

Нормальный пентан

2.04

2.47

1.99

С6+высшие

69.82

71.40

62.25

Давление насыщения, МПа

6.26

6.26

6.26

8.9

10.4

4

Объемный коэффициент

1.092

1.071

1.115

Газовый фактор при условии сепарации,м3

28.6

24.21

24.21

48.15

48.15

48.15

Плотность газа,кг/м3

0.667

0.667

0.667

0.644

0.644

0.644

Тип газа

м

е

т

а

н

о

в

ый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная

концентрация,%)

Углекислый газ

0.652

0.652

0.652

0.670

0.20

0.448

0.448

0.448

Азот

2.135

2.135

2.135

6.33

1.79

2.088

2.088

2.088

Метан

82.92

82.92

82.92

90.14

69.32

75.13

75.13

75.13

Этан

4.58

4.58

4.58

1.231

9.68

8.086

8.086

8.086

Пропан

4.16

4.16

4.16

0.93

13.88

8.60

8.60

8.60

Изобутан

0.53

0.42

0.42

1.54

0.866

0.866

0.866

Нормальный бутан

3.97

3.97

3.97

0.43

0.99

2.98

2.98

2.98

Изопентан

0.18

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

Нормальный пентан

1.53

1.53

1.53

0.107

2.60

1.599

1.599

1.599

С6+высшие

0.27

0.27

0.27

Статистика



Яндекс.Метрика