foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Петелинского месторождения (Петелинка)

Петелинское месторождение  было открыто  Главтюменьгеологией  в 1979 году.  По результатам промышленной разведки залежи нефти установлены в пластах БС1, БС6, ЮС2.  Изучение геолого-геофизических материалов  показало, что пласты АС4, БС1, БС5, БС6, БС8 являются продуктивными.

                В 1988 г. введена в эксплуатацию залежь  пласта БС8, в 1989 г.  залежь пласта АС4.

                Породы палеозойского фундамента в пределах Петелинского месторождения залегают на глубине 3300-3400 м и пробуренными скважинами не вскрыты. Кора выветривания сложена аргиллитами, алевролитами. Мощность коры выветривания до 25 м.

                Юрская система представлена тремя отделами: нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) сложен аргиллитами серыми: песчаниками мелкозернистыми. Мощность  до 350 м.

                Среднеюрский отдел (верхний отдел тюменской свиты) сложен песчаниками тёмно-серыми сцементированными с аргиллитами тёмно-серыми.                     Общая мощность  до 50 м

                 Верхнеюрский отдел (васьюганская, георгиевская, баженовские свиты) сложен аргиллитами тёмно-серыми, плотными, крепкими с частыми прослоями светло-серого песчаного материала. Мощность 90-100 м.

                Меловая система представлена двумя отделами. Нижний отдел (мегионская свита и низы вартовской). В основании мегионской свиты залегает ачимовская пачка, представлена аргиллитами темно-серыми,  плотными, с прослоями песчаного материала. В составе ачимовской толщи выделяются пласты БС16-22. Общая мощность 100-160 м.

                Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность до 30 м.

                Вартовская свита представлена чередованием песчаников серых и светло-серых, алевролитов и аргиллитов. В средней части выделяется продуктивный пласт БС 8.

                Нижняя часть вартовской свиты объединяет песчаные пласты БС1-БС6, а верхняя часть вартовской свиты объединяет группу пластов АС-АС12. Мощность 1100 м.

                Верхнемеловой отдел представлен песками, песчаниками, алевролитами светло-серыми, серыми. Мощность 480 м.

                Палеогеновая система сложена глинами, алевролитами, кварцевыми песками с прослоями кварца и полевого шпата. Мощность 670 м.

                Четвертичная система сложена алювиальными и озёрно-алювиальными образованиями.   Встречаются прослои торфа,  линзы галечников.   Мощность 40-50 м.

                Петелинское месторождение расположено в северной части Чупальской седловины, в зоне сочленения крупных  структур I порядка - Салымской моноклинали и Сургутского свода.

                Северное окончание Салымской моноклинали осложнено Пойкинским валом, а южное окончание Сургутского свода -Южно-Балыкским куполовидным поднятием.

                По поверхности фундамента район месторождения имеет блоковое строение. Блоки ограничены субмеридиальными и поперечными сбросами амплитудой 50 м. В северной части четко выделяются Средне-Салымское подковообразное локальное поднятие размером 14 х 4 км, амплитудой 20 м. К югу от поднятия выделяется Крючковское локальное поднятие, которое имеет изометрическую форму размером 10 х 7 км и амплитудой 40 м.

                Локальные поднятие разделены неглубокой седловиной амплитудой 10 м.

                Вверх по разрезу поднятия выполаживается  и почти полностью затухает.

                На Петелинском месторождении разведаны залежи нефти в песчано-глинистых отложениях нижнего мела (БС1 и БС6).

                Залежи нефти пласта БС1 приурочены к кровле песчано-глинистой пачки ахской свиты. Залежи нефти изучены пятью поисковыми и разведочными скважинами, контролируются северным и южным куполами. Залежь нефти  на северном  куполе  является  пластово-сводовой   и  имеет  максимальную  толщину 4,6 м. Залежь нефти на южном куполе относится к пластово-сводовому типу, имеет узкую водонефтяную и довольно обширную нефтяную зоны. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3,6 м.

                Пласт БС1 представлен в основном песчаниками.  В разрезе встречаются маломощные  прослои и линзочки алевролитов.  В кровле и подошве пласта залегают аргиллиты. Общая толщина пласта изменяется от 3 до 8м.

                Песчаники серые, мелкозернистые (0,06-0,25, редко 0,4 мм), алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом.

                Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта БС1 по керну характеризуется  значениями пористости от 2,4 до 23,3 %  (среднее - 18,6%),  проницаемости от 0,01 до  180,6х10(-3) мкм2  (средняя - 10,5х10(-3) мкм2, карбонатность колеблется от 0, до 28,2 %, остаточная водонасыщенность от 21,2 до 93,3 %.

                Залежь нефти пласта БС6 изучена девятью скважинами. Залежь нефти имеет обширную водоплавующую зону в пределах северного купола, только на южном куполе сформированна чисто нефтяная зона. Толщина на южном куполе и на своде северного купола составляет 11,4 м. В водоплавующей зоне они изменяются от 6,4 до 0 м. Проницаемые пласты БС2, БС3, БС4, БС5 являются водонасыщенными.

                Пласт БС6  представлен  песчаниками и алевролитами.  В северной части залежи появляются пропластки аргиллитов. Иногда встречаются прослои углей и углистого детрита. Толщина пласта колеблется от 16 до 23 м.

                Пористость пласта БС6  изменяется от 2,9 до 32,7 %  (средняя  - 20,2%),  проницаемость  -   от 0,01 до 229х10(-3) мкм2  (средняя - 50х10(-3)мкм2).  Карбонатность колеблется от 0 до 55 %, водоудерживающая способность от 17,4 до 91,1 %.

                Отложения пласта БС5  представлены песчаниками средне-мелкозернистыми светло-темно-коричневого  (в зависимости от степени нефтенасыщенности) цвета с прослоями аргиллитов темно-серых, массивных с остатками органики.  Встречаются прослои, толщиной до 1 м песчаника светло-серого, плотного, слюдистого, непроницаемого.

                По минералогическому составу коллекторы пласта БС5 имеют аналогичную характеристику как и коллекторы пласта БС6.

                Пористость коллекторов  по керну  изменяется от 18,9 до 22,5 %, проницаемость -  от 10,6 до 271х10(-3) мкм2,  водоудерживающая способность - от 24,5 до 39,5 %.

                Залежь нефти баженовской свиты открыта в процессе бурения и испытания скважины 13 - получен приток нефти дебитом 2,2 м3/с. Залежь требует дополнительного изучения.

                Пласт ЮС2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.  Эффективная толщина пласта изменяется от 2,4 до 3,6 м. Песчаники разнозернистые, алевролитовые, полимиктовые, со слюдисто-глинистым или глинисто-карбонатным цементом.  Обломочная часть  плохо отсортирована, имеет размеры от 0,04 до 0,8 мм.

                Залежь нефти ачимовской пачки открыта в процессе бурения и испытания скважины 13. В колонне получен приток нефти 1,38 м3/с. Залежь нефти также требует дополнительного изучения. Залежь нефти тюменской свиты (пласт ЮС2) вскрыта в четырёх скважинах и продуктивна - в двух (скв. 7 и 9). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

                Нефть пласта БС1  вязкая  (вязкость  при  стандартных  условиях изменяется от 31,49 до 59,52 мПа*с). В нефти содержится: серы - 1 %, асфальтенов - 2,73%,  смол селикагелевых - 6,91 %,  парафина - 4,46 %. Выход фракций до 300 С - 39,2 %.

                Вязкость нефти пласта БС6  при стандартных  условиях изменяется от 25 до 53,1 мПа*с.

                В нефти содержится серы - 1,1 %, асфальтенов - 3,25 %, смол селикагелевых - 7,48 %, парафина - 3,22 %. Выход фракций до 300 С-42,1%.                Вязкость нефти пласта ЮС2  в стандартных  условиях составляет 17,9 мПа*с.  Содержание серы - 1,0 %, асфальтенов - 2,86 %, смол селикагелевых - 5,72 %, парафина - 2,70 %. Выход фракций до 300 С-41,0%.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                        Петелинского  месторождения

Наименование

показателей

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

21

14

6

56

42

14

28

17

10

478+170раз.

358

177

Схема

разбуривания

площ.

избир.

замк.блок.

замк.3-ряд.

блок.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

Плотность

скважин

47.3/25

25.6/25

25

                       Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2050

2270-2300

230-2331

2350-2400

2460-

2958-2972

Абсолютная отметка кровли пласта, м

-1920-1960

-2200-2230

-2230-2261

-2280-2330

-2380

-2888-2902

Абсолютная отметка ВНК, м

-1955

-2222

-2255

-2311

-2390

не опр.

Общая толщина пласта, м

18-26

3-8

10-12

16-23

+12

10-15

Эффективная толщина, м

12-14

1.88

7-8

8-11

2

2.50

Нефтенасыщенная толщина, м

5.6

1.88

4.71

5.80

1.2

2.50

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.5

0.45

0.75

0.56

0.1

0.46

 

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

0-28.2

0-55

0.1-26.6

Содержание фракций %,

2.42

3.77

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак среднее

42.03

75.66

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

40.1

16.77

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак среднее

15.45

3.8

Коэффициент отсортированности,       

мин-мак среднее

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

Тип цемента

поровый

контакт.

полимиктовый

Глинистость,%

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

мин-мак среднее

0.19

0.17-0.22

0.186

0.17-0.233

0.208

0.189-0.225

0.202

0.18-0.227

0.17

0.16-0.2

0.143

0.06-0.191

Коэфф. проницаемости по керну,

10-3 мкм2

мин-мак среднее

10.5

0.2-180.6

78.2

10.6-271

50.0

0.01-229

0.6

0.03-42.9

Водоудерживающая способность,%       

мин-мак среднее

39.6

21.2-93.3

29.5

24.5-39.5

35.9

17.4-91.1

39.4

26.9-81.3

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

0.19

0.266

0.232

0.216

0.17

0.172

Коэфф. проницаемости по ГИС,  

10-3 мкм2

0.7

115

0.50

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.607

0.54

0.65

0.67

Начальное пластовое давление, МПа

22.4

23.2

23.4

34.5

Пластовая температура,  Со

65

78

79

80

65

99

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

мин-мак среднее

14.7

8.5-20.8

3.3

2.0-4.4

25.4

3.2-57.7

8

7.1

сухо-30.3

Продуктивность, м3/сут. мПа

мин-мак среднее

0.294

0.16-0.478

0.22

0.1-0.29

1.24

0.12-3.54

0.178

0-0.624

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

4.63

2.5-7.04

22.98

1.87-71.97

2.56

0-8.98

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

866.0

879.0

865.0

883.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

816.0

827.0

817.0

811.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

45.5

39.1

17.9

Вязкость в пластовых условиях

3.75

3.61

3.28

1.73

Содержание,%

Смол селикагелевых

6.91

7.48

5.72

Асфальтенов

2.73

3.25

2.86

Серы

1.0

1.1

1.0

Парафина

4.46

3.22

2.70

Температура застывания нефти,  Со

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 150 Со

9.0

6.8

17.5

до 200 Со9.3

18.5

16.6

17.5

до 250 Со

27.5

29.0

28.0

до 300 Со

39.2

42.1

41.0

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.00

Азот

0.00

Метан

0.15

Этан

0.08

Пропан

0.22

Изобутан

0.34

Нормальный бутан

0.8

Изопентан

0.74

Нормальный пентан

1.15

С6+высшие

96.52

Давление насыщения, МПа

7.9

7.25

8.3

14.9

Объемный коэффициент

1.08

1.08

1.09

1.18

Газовый фактор при условии сепарации,м3

32.4

38.5

33.5

70.5

Плотность газа,кг/м3

1.028

1.026

1.050

1.09

Тип газа

ме

та

но

вый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

1.52

1.00

1.51

2.02

Азот

2.32

1.33

2.5

0.74

Метан

76.28

76.64

77.52

70.26

Этан

5.44

4.90

5.54

13.48

Пропан

5.46

6.98

5.16

10.0

Изобутан

2.24

3.13

2.20

0

Нормальный бутан

2.64

3.84

2.51

1.08

Изопентан

не опр

1.11

не опр

не опр

Нормальный пентан

не опр

0.87

=

=

С6+высшие

=

0.2

=

=

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

ЮС2

Плотностьводы в поверхностных условиях,кг/м 3

1008

1005

Минерализация,  г/л

14-15

7.9

Тип воды

гидрокарбо-

-натно-натриев.

Содержание,мг/л

    Хлор

87-6737

3759

    Натрий

95-5057

2774

    Кальций

3.0-190

46.0

    Магний

0.8-28.7

21.0

    Гидрокарбонат

13-2391

1122

    Иод

0.87-2568

3.5

    Бром

3.03-55.9

24.7

    Бор

10.4-24.6

2.28

    Кремний

     Фтор

Статистика



Яндекс.Метрика