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 АС4-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/т |
|
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 |
|
|