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 |
|
|