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 нефти,С 0 |
|
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. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|