foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Приразломного месторождения

Приразломное нефтяное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности. Приразломная площадь является западным  участком  группы Салымских месторождений. Поисковое бурение на Приразломной площади ведется с 1981 г. Площадь приурочена к мало-амплитудным локальным поднятиям Салымской структуры  III порядка.

                В 1982 г. в результате испытания пласта БС­4-5 из скважины 154 на Приразломной площади был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут. на 2 мм штуцере.  В разработку месторождение было введено в 1986 г. и разрабатывается НГДУ Правдинскнефть. Размеры залежи значительны и составляют 55,4 х 25-31 км. Высота 182 м. По типу залежь  литологически ограниченная.

                В геологическом строении разреза месторождения принимают  участие породы складчатого  палеозойского  фундамента  и терригенные песчано-глинистые отложения  мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.

                В составе юрских отложений рассматриваемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего, объединяющихся в тюменскую свиту.

                В районе Салымского месторождения (куда входит и Приразломная площадь), в разрезе морских верхне-юрских отложений выделяются две свиты: нижняя  абалакская и верхняя - баженовская. Тюменская свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Толщины тюменской свиты изменяются от 241 до 388 м.

                Абалакская свита   сложена темно-серыми, почти чёрными аргиллитами, глауконитами, с остатками раковины, рострами беммнитов. В основании встречаются песчаники.

                Толщина абалакской свиты 17 + 32 м.

                Баженовская свита.  Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод и радиолярий. В Салымском районе баженовская свита является нефтеносной.

                Толщина свиты составляет 32 + 46 м.

                Меловая система   на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами:  нижним и верхним.

                Нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской, ханты-мансийской свитами.

                Верхний отдел - верхами ханты-мансийской свиты, континентальными отложениями уватской и морскими отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

                В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

                Четвертичная система  представлена в нижней части неравномерным чередованием песков серых, разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми. В верхней части - болотные и озёрные отложения. Для четвертичных отложений характерна пресноводная фауна.

                Толщина свиты составляет 70 - 100 м.

                Нефтеносность Приразломного месторождения приурочена к пластам: АС111, АС112, БС1, БС4-5, ачимовской толщи и пласту Ю0 (бажен). Основные запасы нефти содержатся в пласте БС4-5 (97%). На Приразломной площади по горизонту БС4-5 выделяются 2 залежи: Приразломная и залежь в районе скважины 191.

                На Приразломной площади пласт БС4 сливается с нижележащими образуя нефтеносный  горизонт БС4-5, который характерезуется значительными эффективными толщинами. Максимальная эффективная толщина вскрыта в скважине 222 и составляет 21,8 м. Промышленная продуктивность горизонта БС4-5 испытанием в 14 скважинах,  13 из которых дали притоки нефти дебитом от 2,1м3/с. до 48 м/ с через 6 мм диаметр. ВНК этой залежи не вскрыт, несмотря на то, что на ее площади пробурено 22 разведочные скважины. Увелечение общей мощности на Приразломной площади происходит в северо-западном направлении, доходя до 50м.

                Продуктивный  пласт БС4-5  имеет довольно  сложное  строение  и представляет собой совокупность песчаных прослоев БС41, БС42, БС51, БС52, образующих единую гидродинамическую систему,  характеризующуюся наибольшим коэффициентом расчлененности по сравнению с другими пластами БС.  Значительную роль в  суммарной эффективной толщине играют пропластки от 0,4 до 1 м.

                Увеличение общей мощности, на Приразломной площади происходит в северо-западном направлении, доходя до 50 м.  Характер изменения коэффициента песчанистости  почти полностью  соответствуют сводовым участкам,  а увеличение -  наиболее погруженнным.  ВНК залежи  не вскрыт, и принят условно на отметке,  соответствующей подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка - 2549 м. По типу залежь литологически ограниченная.

                Пориcтоть коллекторов изменяется от 17,5 до 21,1 %, среднее значение составляет - 17,6 %.  Проницаемость колеблется от 0,7 до 199 мД, среднее 15,6 мД. Среднее значение водоудерживающей способности - 46,4%.

                Нефть пласта БС4-5 малосернистая (0,8%),  парафинистая (3,1%), смолистая (5,6%). Выход фракций до 3000 C- 44,3 %.  Температура застывания нефти - 120 С. Вязкость в пластовых условиях 1,33 мПа*с, плотность - 773 кг/м3 Начальное пластовое давление -  25,8 МПа.  Газовый фактор  -  68 м3/т. Пластовая температура - 960 С.

                Пласты группы АС  на Приразломном месторождении приурочены к песчаникам черкашинской свиты и выделяются в 2 подсчетных объекта АС111 и АС112.

                        Пласт АС 112 - выделяется на севере Приразломной залежи в районе скважины 188. Промышленная нефтеносность пласта доказана испытанием скважины 188,    при  испытании        которой получен приток нефти с водой:  нефти 5,3 м3/с, воды 1,08 м3/c. ВНК по залежи принимается условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 188 на   а.о. - 2371 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота  7 м. Залежь пластовая сводовая.

                Залежь пласта АС111 Приразломного месторождения вскрыта в скважине 191, при испытании которой был получен приток нефти дебитом 9,8 м3/с при динамическом уровне 663 м. Размеры залежи 6,5 х 4,7 км, высота 13 м, Залежь пластово-сводовая. ВНК по залежи не установлен.

        Краткая геолого-промысловая характеристика пластов ЮС0, БС21- 22,       БС18-20,  БС18,  БС16-17, БС9,  БС8, БС6,  БС5,  АС11,  АС10 

Правдинского месторождения

Наименование

показателей

АС10

АС11

БС5

БС6

БС8

БС9

БС16-17

БС18

БС18-20

БС21-22

ЮС0

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

Схема

разбуривания

блоковая

блоковая

3-ряд

5.3-ряд

площ9-точ

площ

7-точ

7-точ

7-точ

Размер сетки

750*

750

750*    750

375* 375

375*     375

750* 900

750* 750

750* 750

750* 750

Плотность

скважин

22

50

21.6

21.6

21.6

21.6

            

              Краткая геолого-промысловая характеристика

                 Правдинского месторождения

Параметры

Продуктивный пласт

АС10

АС11

БС5

БС6

БС61

БС8

БС9

БС16-17

БС18

БС19-20

БС21-22

ЮС0

Глубина залегания кровли пласта, м

2125-2131

2135-2142

2273-2294

2346-2377

2347-2389

2604-2613

2515-2524

2627-2686

2706-2730

2680-2798

2752-2836

2750-2887

Абсолютная отметка кровли пласта, м

2086-2093

2096-2104

2234-2251

2296-2331

2297-2343

2383-2391

2387-2400

2564-2653

2619-2679

2607-2746

2669-2784

2706-2833

Общая толщина пласта, м

Эффективная толщина, м

Нефтенасыщенная толщина, м

2.6

6.6

4.44

6.29

4.4

4.21

3.84

1.69

3.96

3.52

15.1

Абсолютная отметка ВНК, м

- 2078

-2069

-2248-

-2255

-2313--2319

-2313--2319

-2382--2452

-2411--2452

-2590--2680

-2622--2695

-2617--2715

-2670--2768

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

Петрофизичиская характеристика коллекторов

Правдинского месторождения

Параметры

Индекс пласта

Продуктивный пласт

АС10

АС11

БС5

БС61

БС6

БС8

БС9

БС16-17

БС18

БС19-20

БС21-22

ЮС0

Карбонатность,%                           

мин-мак среднее

4.1      0.8-6.8

3.4          2.6-4.0   

5.3            1.0-8.2

3.2      0.0-9.0

4.4         0.8-14.2

3.3           1.5-6.6

5.0      2.6-8.8

4.03

4.9            3.1-6.0

 6.7       3.8-11.5

Содержание фракций %, при размере зерен,  0.5-0.25 мм

мин-мак среднее

2.3         0-7.5   

0.3           0.2-0.4

0.1            0.0-0.5

6.1      0.0-16.8

10.6      0.0-46.2

0.5          0.1-2.0

0.3      0.0-2.2

3.8

0.8            0.2-1.4

0.8        0.1-1.3

при размере зерен, 0.25-0.1мм

мин-мак среднее

46         25.9-69.8

59.7     48.3-72.4

27.1         0.0-62.0

48        14.9-58.6

51.0      0.8-73.4

43.1      18.5-71.7

27.0    0.1-53.1

22.7

33.3          4.6-51.6

24.0      8.6-32.1                 

при размере зерен, 0.1-0.05мм

мин-мак среднее

12.5       6.4-23.5

20           7.0-35.2

24.4          0.6-52.3

17.5       6.9-55.6

15.5      0.0-71.2

29.4       11.3-47.8

44.2      20.1-47.8

62.5

38.5       30.0-46.0

 64      54.2-80.5

при размере зерен, 0.05-0.01 мм

мин-мак среднее

19.4      5.6-35.7

6.2          4.9-8.5

28.3       13.7-71.0

18.4       4.8-35.5

10.4      1.1-61.0

11.5        2.6-18.6

12.6       1.1-33.6

62.5

15.8          5.1-42.8

11.2      8.8-14.2

при рзамере зерен,      <0.01мм      

мин-мак среднее

19.8      9.5-24.4

13.8      10.9-18.7

19.9       11.9-29.6

9.6        5.7-12.7

12.5      2.9-40

15.5        9.6-25.0

15.9       10.1-27.7

11.0

11.6          6.7-15.7

Коэфф. отсортированности,

мин-мак среднее

2.32      1.65-3

1.58        1.4-1.73

2.41        1.16-3.22

2.3           1.41-2.74

1.89      1.15-3.54

1.78       1.11-2.12

1.97       1.3-3.01

1.75         1.6-1.9

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

0.085      0.07-0.13         

0.124      0.0097-0.16

0.066      0.017-0.122

0.103     0.07-0.15

0.107     0.015-0.22

0.092

0.066-0.135

0.072     0.05-011

0.082      0.068-0.105

-         

Глинистость,%

Тип цемента

Коэфф.открытой пористости по керну,доли ед.

                                                        среднее

мин-мак

21.4       18.5-24.6          

20.9         18.5-23.7

21.1         14.0-23.8 

20.4       17.3-23.6

19.7       13.3-26.7

18.7        15.2-22.9

19.1      15.4-22.5

17      15-18.5 

17.4         14.2-19.5  

16.1   9.1-19.7

16.1   12-19.1

                           

Коэфф. проницаемости по керну,       среднее

10-3 мкм2                                    мин-мак среднее

123        9-330

88.7        1.0-214.6

100.6         6.3-546.7

89.9      3.3-375.0

112.8       1.8-1034.0

14.9         0.9-169

22.1      1.1-172.0

5.0       0.8-12.5

16.3         3.5-32.3

5.3       0.2-32

3.1        0.5-23.0

Водоудерживающая способность,%    среднее

мин-мак среднее

Коэфф. открытой пористости по ГИС,  дол.ед.   

Коэфф. проницаемости по ГИС,    10-3 мкм2

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,   доли ед

Начальное пластовое давление,    МПа

22.4

22.4

20.2

17.9

17.9

21.2

22.2

23.8

23.8

23.8

23.8

24.4

Пластовая температура,  Со

89

89

76

82

82

78

81

82

82

82

82

95

Дебит нефти  по результатам  испытания

 разведочных     скв.  м3/сут

мин-мак среднее

Продуктивность, м3/сут* мПа

мин-мак среднее

1.01

2.93

0.92

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

39

43.4

32.1

37.7

35.1

48.9

61.3

53.7

44.9

56.1

56.2

Нефтенасыщенность,  %

48

52

59

68

59

53

54

55

45

46

85

      Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс пласта

Продуктивный пласт

АС10

АС11

БС5

БС61

БС6

БС8

БС9

БС16-17

БС18

БС19-20

БС21-22

ЮС0

Плотность нефти в поверхност-

ных условиях,кг/м3

0.890

0.890

0.864

0.841

0.841

0.859

0.866

0.850

0.850

0.850

0.850

0.852

Плотность нефти в пластовых

 условиях,  кг/м3

0.838

0.838

0.786

0.763

0.763

0.797

0.810

0.729

0.729

0.729

0.729

0.742

Вязкость в поверхностных

 условиях, мПа*сек

50.6

48

13.4

12.1

24.6

26.8

14.9

14.9

14.9

34.7

6.5

Вязкость в пластовых условиях,

 мПа*с

3.24

3.24

1.91

1.30

2.11

1.94

1

1

1

1

0.86

Давления насыщения, МПа

7.2

10.7

10.8

9.4

7.5

7.4

7.4

7.4

7.4

11.4

Объемный коэффициент

1.079

1.079

1.181

1.216

1.216

1.128

1.114

1.210

1.210

1.210

1.210

1.271

Объемный коэфф. при усл.сепар.

1.147

Газовый фактор  м3/ т

Газовый фактор при усл.сепарации

Содержание,%

 смол селикагеливых

9.5

8.09

5.33

6.03

7.45

7.81

7.49

9.49

6.15

Асфальтенов

5.4

4.6

2.47

1.9

3.61

3.34

1.09

1.78

1.24

Серы

1.28

1.24

0.96

0.81

0.98

1.28

0.86

0.89

0.85

Парафина

3.1

4.23

4.53

4.21

4.15

3.68

3.05

3.48

2.59

Температура застывания нефти0 

0

-7

-13

-10

-8

-23

Температура насыщения

нефти парафином, Со

28.2

32.7

33.7

32.6

32.4

30.7

27.9

29.8

25.5

Выход фракций,%      до 1000

3.1

3.8

3.6

3.8

7

до 150 Со

4.2

5.3

10.8

12.4

10

8.4

8.5

10.7

15.2

до 200 Со

12

15

20.9

22.2

18.7

17.1

17.5

21.8

25.8

до 300 Со

29

33.3

41.2

41.6

37

37.4

39.8

35.7

46.5

Компонентный состав н ефти

(молярная концентрация,%)

Углекислый газ

0.15

Азот

0.69

Метан

26.46

Этан

4.97

Пропан

5.89

Изобутан

1.74

Нормальный бутан

2.62

Изопентан

1.41

Нормальный пентан

1.64

С6+высшие

54.43

Компонентный состав нефтяного газа(молярная  концентрация,%)

Углекислый газ

Азот

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормальный бутан

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

Плотность газа,кг/м3

0.966

Тип газа

метан.

Статистика



Яндекс.Метрика