foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Мамонтовского месторождения

Мамонтовское месторождение  нефти приурочено к  одноимённой локальной структуре,  выявленной в результате площадной сейсморазведки в 1962-63 годах.

Поисково-разведочное бурение на  рассматриваемой территории начато в 1964 г скважиной 91р,  которая открыла Южно-Балыкское месторождение,  в апреле 1965 г скважиной 240 открыто Мамонтовское месторождение. Получен фонтан нефти дебитом 75м3/сут из горизонта БС10. В 1965г по Мамонтовскому  месторождению  Тюменским  геологическим  управлением подсчитаны и  утверждены в ГКЗ СССР  запасы по категории С2.  В 1968 г Мамонтовское месторождение переведено в промышленную разроботку на баланс Главтюменьнефтегаза.

                Для поисков малоамплитудных локальных поднятий и литологических ловушек были проведены  детальные площадные сейсморазведочные работы  исследования в скважинах 1р, 245р, 255р, 1217р Мамонтовского месторождения.  В результате детальных сейсморазведочных работ выявлен ряд куполовидных поднятий  к юго-востоку  от Мамонтовского месторождения.  В настоящее время идет доразведка  месторождения в процессе его эксплуатации.

                Геологический разрез месторождения  слагается мезокайнозойскими отложениями  осадочного чехла,  залегающего на поверхности фундамента.

                Палеозойский фундамент  вскрыт  на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262-3294 м скважиной 1р и представлен андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.

                В разделе юрской системы  выделяются отложения тюменской, васьюганской, георгиевской и баженовской свит.  система представлена здесь всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела  относятся породы  мегионской свиты  и  низы вартовской. Основные продуктивные пласты (БС10-11)  приурочены к верхней части мегионской свиты, разрез которой заканчивается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой.

                Выше залегают отложения вартовской свиты, в разрезе которой выделяются песчаные пласты БС1 - БС9. Пласт БС8 на Мамонтовском местрождении продуктивен. В верхней подсвите вартовской свиты выделяются продуктивные пласты АС4 и АС5-6.  Разделом между  пластами группы АС и БС  служат глины пимской пачки.

                Кайнозойские отложения расчленяются на 2 комплекса пород, резко различающихся по условным осадконакопления  и литологическому  составу пород.  Морские  палеогеновые отложения  включают все  осадки талицкой (палеоцен),  люлинворской (эоцен) и  тавдинской (низы олигоцена) свит. Неогеновые отложения на месторождении не установлены.

                Четвертичные отложения  представлены в нижней части песками серыми,  выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием.

                В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре III порядка,  распологающейся на  юго-восточном  окончании Пинского вала Сургутского свода.

                Структура по  кровле горизонта БС10  (пределах изогипсы -2400м) представляет собой  относительно пологую  ассимитричную  брахиантиклинальную складку, несколько вытянутую.  В северо-западном направлении и осложнённую  рядом  небольших  куполовидных поднятий.  Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и составляют 40' - 1.20'.  Западное крыло более пологое и наклонено под углом 30' - 40'. Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10-11 составляет 96 м (наивышая отметка кровли -2304м).

                Мамонтовское месторождение  является одним из крупнейших месторождений нефти на территории Сургутского свода и характеризуются определенными особенностями  литолого-фациального строения разреза и закономерностями формирования и размещения залежей нефти.

                Основные залежи нефти на  Мамонтовском месторождении приурочены к отложениям мегионской свиты горизонта БС10. В результате проведенных работ на месторождении установлена  промышленная нефтеносность в пластах  БС11, БС10тсп, БС10, БС100, БС8, БС6, АС5-6, АС4.  Промышленная нефтеносность объектов ачимовских отложений, Ю0, Ю2  не подвердилась.

                Залежи нефти пласта БС11.  По результатам эксплуатационного бурения   на Мамонтовском месторождении по пласту БС11 выделено 8 залежей.  Залежь 1 (основная), расположена в сводовой части куполовидного Мамонтовской структуры,  а остальные  7 залежей располагаются в южной, юго-восточной и восточной частях месторождения.

                Залежь 1. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС11 колеблется от 0 до 16,2 м.  ВНК средний -2395 м -2400 м, в западной части залежи 2387- 2390 м.  Высота залежи 35 м.  Тип залежи  пластво-сводовый, массивный. Размеры залежи 8,1 км с запада на восток и 14 км с юга на север.

                Залежь 2.  Эффективная нефтенасыщенная  толщина пласта  2,8 до  9,6 м. ВНК находится  на отметке -2410,4 м.  Залежь полностью  подстилается водой. Высота залежи 12 м. Размер залежи 3 х 2 км.

                Залежь 3. Эффективная нефтенасыщенная  толщина залежи  от 1,3  до 16,6 м. Залежь пластово-сводовая, массивная.  Средний ВНК -2436,4 м имеет наклонный характер и погружается с севера на юг. Размеры залежи 3,25 км х

х 4,25 км. Высота залежи 20 м.

                Залежь 4.  Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 4,4 м. Залежь полностью подстилается водой. Средний ВНК -2427 м. Высота залежи 5 м. Размер залежи 3,5 х 1,9 км.

                Залежь 5. Эффективная нефтенасыщенная толщина 4,1 - 11,4 м.  Залежь имеет сложную конфигурацию с многочисленными заливами, полностью подстилается водой. ВНК-2429 м. Высота залежи 19м. Размер залежи 8х4 км.

                Залежь 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина 0,6 - 2 м. ВНК -2427м. Размер залежи 0,5 х 1,25 км.

                Залежь 7.  Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 м до 3 м. Высота залежи около 5 м. ВНК средний -2418 м. Размер 3,5 х 0,8 км.

                Залежь 8.  Эффективные нефтенасыщенные  толщины изменяются  от 1 м до 4 м. Высота залежи около 5 м. Размер залежи 1,75 х 0,62 км. 

                Залежи пласта БС10тсп . По своему насыщению в плане БС10тсп   разделился на 4 особенных залежи. Все залежи, кроме первой, разрабатываются самостоятельно.

                Залежь 1  приурочена к небольшому куполовидному поднятию на севере площади.  Залежь является водоплавающей ВНК -2391 м. Продуктивная толщина на пласте не превышает 2,2 м. Залежь по своим размерам небольшая и составила 1,0 х 1,75 км.

                Залежь 2  имеет широкую водонефтяную зону. ВНК -2396 м -2399 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 5,5 м. Размеры залежи 4,5 х 4,5 км.

                Залежь 3  Толщина нефтенасыщенных песчаников изменяется от 1 до 11,8 м. ВНК средний -2394 м -2398,2 м. Тип залежи структурно-литологический. Размеры залежи 11,0 х 8,2 км.

                Залежь 4 приурочена к  куполовидному поднятию в районе скв. 11р. Нефтенасыщенные коллекторы от 1,4 до 8 м. ВНК средний -2394 м -2399 м. Размеры залежи 5,5 х 5 км.

                Залежи пласта БС101-3. Пласт БС101-3 представлен на  Мамонтовском месторождении двумя залежами.

                Залежь 1 пласта БС101-3  в песчаной фации развита на всей площади месторождения. Наблюдается понижение ВНК  с северо-запада на юго-восток.  Средняя отметка ВНК по залежи 2405+5 м.  Залежь пластово-сводовая. Размеры 48,5 х 33 км.

                Залежь 2 выделяется в северо-западной части месторождения которая отделяется от  основной небольшим прогибом.  Залежь водоплавающая. ВНК 2393 -2400 м.  Нефтенасыщенные толщины  изменяются  от 1 до 7,2 м. Размеры залежи 4 х 5,25 км.

       Залежь пласта БС100  литологически экранирована с раскрытием ее в юго-западном направлении.  Размеры залежи  составляют  12 х 21,5 км. ВНК -2397 м -2398 м.  Этаж нефтеносности составил 48 м. Размеры залежи составляют 12 х 21,5 км. Залежь эксплуатируется совместно с нижезалегающим объектом БС101-3.

         Залежи пласта БС8. По нефтенасыщенности  пласт БС8  на Мамонтовском  месторождении разделён на 6 залежей.

                Залежь 1  полностью подстилается водой.  Эффективная нефтенасыщенная толщина  пласта БС8 колеблется  от 1 до 14,8 м.  ВНК проведён в среднем на  отметке 2253 м.  Тип залежи пластово-сводовый,  массивный. размер залежи 5,75х1,25 км. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта

БС8 - 1 - 14,8 м.

                Залежь 2  находится севернее залежи 1  и полностью подстилается водой.  Эффективная нефтенасыщенная  толщина пласта  1,2 - 7,8 м.  ВНК среднее -2263 м. Высота залежи около 8 м. Размер залежи 2,5 х 4,28 км.

                Залежь 3  находится в северной части  месторождения  и полностью подстилается водой.  Эффективная толщина пласта БС8  колеблется от 1,6 до 11,8м. ВНК среднее -2281 м. Высота залежи 12 м. Размер залежи 4 х 2,4 км.

                Залежь 4  полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 от 1,4 до 6,2 м. ВНК среднее -2279 м -2283м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 2,75 х 3 км.

                Залежь 5  находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения в районе скв. 1204р.  Залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 3,4 до 14,4 м.  ВНК  среднее -2297 м.  Высота  залежи составляет около 18 м. Размер залежи 4,5 х 3,1 км.

                Залежь 6  находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения.  Залежь полностью  подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная  толщина пласта БС8 колеблется от 2,8 до 8,4 м. ВНК среднее -2296 м. Высота залежи составляет около 10 м. Размер залежи 2,0 х 1,4 км.

                Залежь пласта БС6. По нефтенасыщенности  пласт БС6 на Мамонтовском  месторождении разделился на 2 залежи.

                Залежь 1  полностью подстилается водой.  Эффективная нефтенасыщенная толщина  пласта БС6 колеблется  от 0,5  до 4,4 м.  ВНК среднее -2215,5 м. Высота залежи  составляет около 5 м.  Размер залежи 3,25 х 1,25 км.

                Залежь 2  приурочена к небольшому  куполовидному поднятию в западной части месторождения в районе 1204р и является небольшой залежью. Залежь 2 полностью  подстилается  водой.  Эффективная  нефтенасыщенная толщина пласта БС6 колеблется от 0,8 до 7,5м. ВНК 2224 м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 1,62 х 1,62 км.

                Залежи пласта АС5-6. Пласт АС5-6  на Мамонтовском  месторождении  представлен  одной основной и двумя подчинёнными залежами нефти,  расположенными севернее основной. Средней ВНК по залежам 1900 м.

                Залежь 1  расположена  в  северной части  Мамонтовской площади. Нефтенасыщенные толщины 0,4 - 18 м.  ВНК -1905 м.  Высота залежи 23 м. Размеры залежи 8 х 5,5 км.

                Залежь 2 небольшая по величине и расположена в центральной части структуры.  Нефтенасыщенные толщины  изменяются от 0,4 м до 25,4 м. ВНК 1900 м.  Высота залежи 38 м.  Тип залежи массивный.  Размер залежи 12,5 х 19,5 км.

                Залежь 3 находится к западу от залежи 2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 14,4 м. ВНК -1902 м.  Высота залежи 21 м. Размер залежи 5,5 х 2,5 км.

                Залежи пласта АС4. Залежи пласта АС4  распространены по всей площади Мамонтовского месторождения. Пласт АС4 представлен основной и северной залежами нефти. Размеры основной  залежи 42,25 х 16,5 км.  ВНК -1901 м.  Высота залежи 60 м.  На западном  склоне обособляется  от основной  залежи небольшая залежь. Нефтенасыщенная толщина 1 - 4,8 м. ВНК -1900 м. Размеры залежи 4,25 х 3 км.

                Пластово-сводовая  залежь АС4 и массивная  водоплавающая АС5-6  оъединяются в единый горизонт,  в котором  уровень ВНК отмечается на а.о.  -1900-1902 м.

                Наиболее тяжёлая нефть в пласте БС8,  наименее  в пластах БС10, БС11. Нефти всех пластов сернистые и парафинистые.

                Нефти пластов  АС­4, АС5-6,  БС8, БС10 смолистые,  нефти пластов БС11, БС6 малосмолистые.

                                                              Краткая  характеристика залежей

                                    Мамонтовского     месторождения

                   Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

                       БС11, БС10тсп, БС101-3, БС100, БС8  БС6, АС5-6, АС4

                                                      Мамонтовского месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

БС6

БС8

БС100

БС101-3

БС10тсп

БС11

Глубина залегания кровли пласта, м

1903-1960

1920-1945  

2250-2260

2290-2330

2400-2450

2400-2440

2400-2450

2450-2499

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1879-1936

1893-1918

2210-2220

2254-2294

2349-2399

2369-2409

2372-2422

2380-2424

Абсолютная отметка ВНК, м

1902

1903

2219

2280

2398

2405

2396

2418

Общая толщина пласта, м

10.2

34

7.2

18.07

4.12

21.93

6.62

10.5

Эффективная толщина, м

5.59

7.84

3.9

4.7

2.42

12.26

3.70

5.56

Нефтенасыщенная толщина, м

3.36

9.9

3.3

6.2

1.0

4.1

4.2

5.0

Коэффициент песчанист., доли,ед.

0.5

0.2

0.5

0.3

0.6

0.5

0.5

0.5

              Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

БС6

БС8

БС100

БС101-3

БС10тсп

БС11

Карбонатность,%                                    

мин-мак среднее

3.4

1.4-9

5.5

-

5.9

0.4-36

5.8

2-13

4.2

6-26.4

4.4

1.2-8.4

Содержание фракций %,

 при размере зерен, 0.5-0.25мм

min-max

среднее

1.1

2.4

3.2

3.2

1.1

2.7

2.2

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак

53

64.6

55.5

55.5

46.6

48.9

34.7

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

14.5

8.3

20.3

20.3

21.1

25.6

34.4

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак

среднее

17.8

14

10.6

10.6

15.8

10.8

11

Коэффициент отсортированности,

мин-мак

среднее

2.7

1.86

-

2.09

2.37

1.77

1.71

Медианный размер зерен,мм

мин-мак

среднее

0.13

0.13

-

0.1

0.1

0.11

0.09

Глинистость,%

15.8

1.2-32.6

5.4-20

Тип цемента

глинисто-

поровый

крусти-

фикацио

-нный

Коэфф. открытой пористос. по керну, доли единицы

мин-мак

среднее

22.3

16.9-25.5

23.4

20.8-24.4

20.1

20.1

22.1

20-24.9

22.7

21.2-25

21.4

17-23.6

22.8

19.9-23.7

19.9

18.8-21.5

Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2

мин-мак

среднее

191.1

0-559

296.5

25-703

-

171.5

3.5-521

221.9

4.2-399

193.0

0-790

114

0-147

46

2.9-70

Водоудерживающая  способность,%

мин-мак

среднее

Коэфф. открытой пористости по ГИС,

дол.ед.

Коэфф. проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.52

0.51

-

0.6

0.67

0.7

0.54

0.61

Начальное пластовое давление, мПа

64

65

77

76

76

76

79

ластовая температура,  С

19.4

19.2

23.4

23.4

23.4

23.4

23.2

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

мин-мак среднее

106

1.1-211

105

0.2-210

52

2-102

128

0.5-256

128

0.5-256

24

0.5-43.0

43

0.2-85.8

Продуктивность  м3/сут.мПа                   

мин-мак

среднее

-

-

-

-

3.9

3.9

3.9

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак

среднее

    Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

БС6

БС8

БС100

БС101-3

БС10тсп

БС11

Плотность нефти в поверхностных

 условиях,кг/м3

874.0

873.0

885.0

873.0

873.0

873.0

871.0

Плотность нефти в пластовых условиях

836.0

836.0

845.0

807.0

807.0

807.0

823.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек

29.1

29.4

36.5

29.5

29.5

29.5

26.0

Вязкость в пластовых условиях

4.06

4.82

4.33

2.94

2.94

2.94

2.98

Содержание,%

Смол селикагелевых

8.6

8.3

8.4

9.3

9.3

9.3

7.6

Асфальтенов

2.2

2.6

3.1

2.4

2.4

2.4

2.7

Серы

1.2

1.5

1.5

1.4

1.4

1.4

1.5

Парафина

3.8

3.3

3.6

3.5

3.5

3.5

2.9

Температура застывания нефти,  С0

-2

-0.4

-6.2

-6.2

-6.2

-6.2

1.2

Температ. насыщения нефти парафином, С0

31

28.8

30.4

30.1

30.1

30.1

27.1

Выход фракций,%

до 100 С0

3

3

1.4

3

3

3

2.2

до 150 С0

7.9

7.7

8.3

8.3

8.3

8.3

9.7

до 200 С0

15.7

16.2

15.9

16.6

16.6

16.6

18.1

до 300 С0

33.9

34.5

34

34.9

34.9

34.9

37.2

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

Азот

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормальный бутан

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

Молекулярная масса,кг/моль

248

247.7

249.1

252.9

252.9

252.9

238.3

Давление насыщения,мПа

7.3

6.9

8.1

9.7

9.7

9.7

7.9

Объемный коэффициент

1.097

1.091

1.098

1.160

1.160

1.160

1.23

Газовый фактор при условии

 сепарации,м3/т

31

32

34

44

44

44

37

Плотность газа,кг/м3

0.837

0.820

0.828

0.918

0.918

0.918

0.899

Тип газа

м

е

т

а

но

в

ы

й

Компонентный состав нефтяного газа

 (молярная  концентрация,%)

Углекислый газ

0.96

0.17

1.39

0.46

0.46

0.46

1.38

Азот

0.05

0.34

0.28

0.36

0.36

0.36

0.18

Метан

84.93

86.88

84.52

77.37

77.37

77.37

79.26

Этан

4.92

3.78

5.9

7.07

7.07

7.07

6.64

Пропан

5.55

4.30

5.07

8.93

8.93

8.93

7.83

Изобутан

0.77

0.73

0.68

1.02

1.02

1.02

1.20

Нормальный бутан

1.75

1.63

1.29

2.47

2.47

2.47

2.18

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

Статистика



Яндекс.Метрика