Киняминское месторождение открыто в феврале 1986 г, в результате бурения и испытания скважины 202, в которой был получен промышленный приток нефти дебитом 96 м3/сут из горизонта Ю11, а с июля 1988 г ведется опытно-промышленная эксплуатация. В составе продуктивного горизонта Ю11 было выделено два продуктивных пласта Ю11 и Ю13 .
В тектоническом отношении Киняминское месторождение отвечает одноимённому локальному поднятию, расположенному на западном склоне Нижневартовского мегавала. Нижневартовский свод представляет собой вытянутое в северо-восточном и юго-восточном направлениях поднятие изометрической формы.
Горизонт Ю1 имеет площадное распрастранение и вскрыт всеми скважинами. Верхняя часть горизонта сложена в преимущественно песчаными породами, средняя представлена переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых разностей. Нижняя часть горизонта сложена глинистыми породами – экранами.
Для пласта Ю11 эффективная нефтенасыщенная мощность 10,4 м, для Ю13 – 6,2 м. Мощность пласта Ю11 достигает 25,4 м. Пористость изменяется от 16,4 до 19,1, проницаемость 100,6 * 10-3 мкм2. Общая толщина пласта Ю13 изменяется от 4,2 м до 20 м. Увеличение общих толщин происходит, как правило в погруженных частях месторождения.
Пласт Ю13 вскрыт 12 скважинами на глубине 2826-2887 м. Максимальный дебит получен в скважине 220 – 51 м3/сут на 6 мм штуцере. ВНК проводится на абсолютной отметке 2817-2820 м. Размеры залежи составляют 18 х 7 км, а высота 52 м. Тип залежи – пластовый, сводовый с элементами экранирования.
Выше залегает пласт Ю11, в составе которого выделены основная и восточная залежи. Основная залежь пласта Ю11 вскрыта 13 разведочными и 11 эксплуатационными скважинами на глубинных 2788-2872 м. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,2 м до 25,4 м. На востоке залежь экранируется зонами глинизации коллекторов. ВНК с севера на юг в среднем составляет -2767 м. Размеры залежи составляют 17 х 8 км, высота 60 м. Тип – литологически экранированная, высокопродуктивная, с поровыми коллекторами.
Пласт Ю13 представлен чередованием песчаников, крупно-зернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Песчаники пласта серые, буровато-серые, однородные, средне-зернистые. Структуры пород псаммитовые и алевропсаммитовые. Текстуры однородные. Обломочный материал составляет 85 – 95 %, слюды – от единичных зерен до 1 – 2 %.
Коллекторские свойства пласта Ю13 харатеризуется значениями Кп = 15,1 % – 16,7 %; Кпр = 10,3 * 10-15 м2; Кво = 38,7 % – 46,7 %,
карбонатность – 2,3 %.
Пласт Ю11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники серые, средне и мелкозернистые, полимиктовые. Структура псаммитовая. Текстура однородная. Обломочный материал составляет 80 – 95%, слюда до 5 %.
Коллекторские свойства пласта Ю11 характеризуются Кп =16,7 %, Кпр = 38,9 х 10-15 м2, Кво = 36,2 %, карбонатность от 0 до 5 %.
Нефть пласта Ю13 значительно тяжелее, чем пласта Ю11 , сернистая (1,58-2,18%), смолистая (9,36-11,60%), парафиновая (1,35-2,79%). Для нее характерно значительное содержание асфальтенов (2,28-4,66%). Все это обусловило значительную вязкость нефти, которая изменяется от 42,53 до 128,2 мПа*с. Устьевой газ содержит метана 84,52 %, гелия 0,019%, аргона 0,025 %.
Нефть пласта Ю11 более легкая – 862-868кг/м3. В ней меньше серы, смол, асфальтенов. Нефть более подвижная, значения вязкости не превышают 14,9 спз. Устьевой газ содержит 74,92 % метана, 0,014 % гелия, 0,07 % аргона.
Краткая характеристика залежей Киняминского месторождения
Наименование показателей |
ЮС1-1 |
ЮС1-3 |
Извлекаемые запасы, тыс.тонн |
|
|
Накопленная добыча,тыс.тонн |
|
|
Годовая добыча,тыс.тонн |
|
|
Фонд скважин добывающие нагнетательные |
|
|
Схема разбуривания |
3-рядная блочная |
3-рядная блочная |
Размер сетки |
600*600 |
500*500 |
Плотность скважин |
|
|
Краткая геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Киняминского месторождения
Параметры |
Индекс |
пласта |
Продуктивный пласт |
ЮС11 |
ЮС13 |
Глубина залегания кровли пласта, м |
2800-2813 |
2887-2890 |
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
2710-2723 |
2797-2800 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
|
2817-2820 |
Общая толщина пласта, м |
25.4 |
4.2-20 |
Эффективная толщина, м |
|
|
Нефтенасыщенная толщина, м |
10.4 |
6.2 |
Коэффициент песчанистости, доли,ед. |
|
|
Петрофизичиская характеристика коллекторов
Параметры |
Индекс |
пласта |
Продуктивный пласт |
ЮС11 |
ЮС13 |
Карбонатность,% среднее мин-мак |
|
|
Содержание фракций %, |
|
|
при размере зерен, 0.25 мм среднее min-max |
|
25.0
|
при размере зерен, 0.25-0.1 мм среднее мин-мак |
|
55.5 |
при размере зерен, 0.1-0.01 мм среднее мин-мак |
|
17.0 |
при размере зерен, 0.01 мм среднее мин-мак |
|
2.5 |
Коэффициент отсортированности, cреднее мин-мак |
|
|
Медианный размер зерен,мм среднее мин-мак |
|
|
Глинистость,% |
|
19.1 |
Тип цемента |
|
|
Коэфф. открытой пористости по керну,среднее доли единицы мин-мак |
0.19 |
0.16 0.15-0.16 |
Коэфф. проницаемости по керну, среднее 10-3 мкм2 мин-мак |
38.9 |
10.3-19.2 |
Водоудерживающая способность,% среднее мин-мак |
36.2 |
38.7-46.7 |
Коэфф. открытой пористости по ГИС, дол.ед. |
0.21 |
0.13 |
Коэфф. проницаемости по ГИС, 10-3 мкм2 |
400 |
0.7 |
Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
0.55-0.61 |
0.53-0.6 |
Начальное пластовое давление, МПа |
28.6 |
29.4 |
Пластовая температура, Со |
94 |
96 |
Дебит нефти по результатам среднее испытания разведоч. скв. м3/сут. мин-мак |
82 27-156 |
46.9 |
Продуктивность, м3/сут. мПа среднее мин-мак |
|
|
Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек. среднее мин-мак |
2.4-19.8 |
5.54 |
Физико-химическая характеристика нефти и газа
Параметры |
Индекс |
пласта |
Продуктивный пласт |
ЮС11 |
ЮС13 |
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3 |
866 |
900 |
Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3 |
758-768 |
786-804 |
Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек |
13.59 |
68.7 |
Вязкость в пластовых условиях |
0.96 |
1.73 |
Содержание,% |
|
|
Смол селикагелевых |
5.63 |
10.7 |
Асфальтенов |
0.89 |
3.12 |
Серы |
0.89 |
1.84 |
Парафина |
1.93 |
2.13 |
Температура застывания нефти, Со |
|
|
Температура насыщения нефти парафином, Со |
|
|
Выход фракций,% |
|
|
до 100 Со |
|
|
до 150 Со |
12 |
|
до 200 Со |
22 |
6 |
до 300 Со |
42 |
32 |
Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%) |
|
|
Углекислый газ |
|
|
Азот |
|
|
Метан |
|
|
Этан |
|
|
Пропан |
|
|
Изобутан |
|
|
Нормальный бутан |
|
|
Изопентан |
|
|
Нормальный пентан |
|
|
С6+высшие |
|
|
Давление насыщения, МПа |
12.3 |
12.5 |
Объемный коэффициент |
1.291 |
1.191 |
Газовый фактор при условии сепарации,м3/т |
|
|
Плотность газа,кг/м3 |
|
|
Тип газа |
метановый |
метановый |
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%) |
|
|
Углекислый газ |
1.24 |
1.32 |
Азот |
0.91 |
1.09 |
Метан |
58.59 |
71.31 |
Этан |
7.94 |
7.81 |
Пропан |
16.12 |
9.58 |
Изобутан |
6.52 |
4.01 |
Нормальный бутан |
2.89 |
2.43 |
Изопентан |
|
|
Нормальный пентан |
|
|
С6+высшие |
1.52 |
1.15 |
Состав и свойства пластовых вод
Параметры |
Индекс |
пласта |
Продуктивный пласт |
ЮС11 |
ЮС13 |
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м 3 |
|
|
Минерализация, г/л |
21196 |
9839 |
Тип воды |
Хлор-кальцевый |
Хлор-кальцевый |
Содержание,мг/л |
|
|
Хлор |
11702 |
5674 |
Натрий |
7520 |
3300 |
Кальций |
400 |
356 |
Магний |
|
|
Гидрокарбонат |
1403 |
427 |
Иод |
7.12 |
4.12 |
Бром |
53.83 |
21.13 |
Бор |
12.07 |
18.52 |
Кремний |
|
|