Усть-Балыкское месторождение выявлено в 1961 г., бурение разведочных скважин осуществляется с 1959 г. С мая 1964 г. начата пробная эксплуатация по технологической схеме, составленной ВНИИнефть. Продуктивными горизонтами Усть-Балыкского месторождения является БС1 – БС5, БС10, с 1965 г. дополнительно АС8 и ачимовской толщи.
Дополнительно пробуренными разведочными скважинами вскрыты юрские отложения, в которых установлена нефтеносность пласта ЮС2 тюменской свиты, мощность которой 12-25 м.
Палеозойский фундамент. Породы палеозойского фундамента вскрыта на Усть-Балыкском месторождении скв. 61р, 234р, 540р, 1184р. Представлены они темно-зелёными серпентинитами, трещеноватыми с многочисленными зеркалами скольжения. Вскрытая мощность до 28 м. Возраст принимается условно – как нижнепалеозойский.
Юрская система, нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и части свиты (пласт ЮС2) нефтенасыщенные. Осадки накапливаются в контининтальных условиях.
Меловая система, нижнемеловой отдел, берриасский и валанжинский ярусы (мегионская свита, правдинская пачка вартовской свиты). На Усть-Балыкском месторождении из коллекторов ачимовской толщи получены малодебитные притоки нефти. Мощность толщи достигает 206 м. Мегионская свита сложена преимущественно глинистыми породами, лишь в основании и верхах свиты залегают прослои песчаников и алевролитов.
В кровле свиты ниже чеускинской глинистой пачки выделяется песчано-глинистая пачка, к которой приурочены песчаных пласты, индексируемые горизонтами БС10,11. В горизонте БС10 содержатся промышленные скопления нефти.
Общая мощность валанжинского яруса до 390 м.
Готеривский и барремский ярусы объеденины в вартовскую свиту, представленную двумя подсвитами: нижний, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа “Б” и верхний – группа “А”.
В разрезе нижний подсвиты на Усть-Балыкском месторождении выделяются 9 песчаных пластов от БС1 до БС9. Выделенные песчаные пласты БС6, БС7, БС8 и БС9 не выдержаны по простиранию. В пластах БС1 – БС5 сосредоточены основные запасы нефти Усть-Балыкского месторождения .
Отложения аптского и альбского ярусов подразделены на две толщи: нижнюю глинистую (алымская свита) и верхнию песчано-алевролито-глинистую (нижняя часть покурской свиты).
В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду – положительной структуре 1 порядка. которая осложнена рядом структур 2 порядка, такими как Янгунское, Черноченское куполовидное поднятие, Пойкинский и Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структуры (3 порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.
Усть-Балыкское поднятие представляет собой наиболее крупную брахиантиклинальную складку меридианального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы – 2700 м имеет размеры 8 х 16 м. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет – 25400 м, район скв. 76р. Амплитуда поднятия составляет 120-125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой – 2600 м, в пределах которой они размеры от 0,7 х 1,5 до 1,5 х 2,5 км. Крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо ассиметричные. Углы наклона крыльев колеблется от 1030’ северо-восточного) до 2030’ (юго-западного).
В пределах месторождение выявлены залежи нефти в пластах БС1, БС2-3, БС4, БС6, БС10, БС16-20, ЮС2.
Продуктивный горизонт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхней части тюменской свиты, апт-келловайского яруса. Пласт ЮС2 вскрыт на глубине 2750-2900 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов толщиной 12-25 м, проницаемые прослои залегают в виде тонкого переслаивания среди глинистых и плотных пород. Физико-литологическое строение толщи обусловило пятнистое, избирательное нефтенасыщение, которое контролируется связанностью прослоев коллекторов, а не гипсометрическим положением на структуре.
Поля нефтеносности разделены экранными зонами с участками пород неколлекторов или коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.
В пределах Усть-Балыкской площади выделены три залежи в пласте ЮС2.
Одна залежь в районе скв. 433 размером 2,8 х 4,5 км, высотой 124 м. Нефтенасыщенная толщина 4,8 м, ВНК отбивается на отметке – 2749 м. Получен приток нефти 14,2 м3/сут.
Вторая залежь расположена на восточном крыле Усть-Балыкской площади, в районе скв. 540, размером 1,2 х 2,0 км, высота залежи 52 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,2 м. При испытании получен приток нефти дебитом 1,7 м3/сут. ВНК проведён на отметке – 2872 м.
Третья залежь вскрыта в южной части площади, в районе скв. 1149, 1150, 1301, размером 5 х 13,5 км, высотой 117 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2 – 9 м. ВНК установлен на отметке – 2867 м. При испытании получен приток нефти от 0,9 м3/сут до 4,36 м3/сут. Таким образом, залежи сравнительно небольших размеров и являются низко-продуктивными.
Залежи нефти в ачимовской толще. Ачимовская толща выделяется в составе мегионской свиты валанжинского яруса. Вся толща ачимовских пород условно разделена на четыре объекта, к которым приурочены пласты БС16, БС17, БС18, БС19-20 сложного строения. Залежи нефти приурочены к песчаным пластам, по результатам испытаний установлены лишь в двух верхних пластах БС16 и БС17, в нижележащих пластах БС18 и БС19-20 они предполагаются по материалам каротажа. При подсчёте запасов все пласты ачимовской толщи включены в один объект – пласт БС16-20. Глубина залегания
2520 м, средняя эффективная толщина 12 м, нефтенасыщенная 5,5 м.
Залежь горизонта БС10. Продуктивный горизонт БС10 стратиграфически приурочен к верхний части мегионской свиты валанжинского яруса. залегает на глубинах 2255-2430 м. Отложения горизонта расположенные в южной части и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и протягиваются в южном направлении на Мамонтовское месторождение, в северной и северо-западной частях песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами.
Вся толща горизонта разделяется на три пласта: БС101, БС102, БС103.
Пласт БС101 в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной ее части. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблятся от 0 м до 5-6 м, увеличеваясь до 8-15 м в северо-восточной части.
Пласт БС102 представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков, неоднородный. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 15 м, преобладают толщины 4-8 м.
Песчаники пласта БС103 прослеживаются узкой полосой в северной и центральной частях площади и только на юге имеют площадное распространение. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблется от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднородный, заглинизирован. Нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зон неколлекторов. Подсчет запасов и пересчет произведён в целом по продуктивному горизонту БС10.
Залежь пласта БС6. Пласт БС6 выделяется в составе вартовской свиты готеривского яруса. Вскрыты на глубиннах 2127-2192 м. Общая толщина состаявляет 8 м, эффективная толщина изменяется от 2 до 8 м, Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3,4 м. Залежь приурочена к выдержанному песчаному телу. Размер залежи пласта БС6 2 х2 км, высота 22 м.
Пласты БС1-5 стратиграфически приурочены к нижней подсвите вартовской свиты валанжин-готеревского ярусов. Эти пласты обладают высокими коллекторскими свойствами, продуктивностью. Уровень ВНК по этой группе пластов установлен на абсолютной отметке – 2075-2076 м.
Залежь пласта БС5. Продуктивный пласт прослеживается по всей площади месторождения, но полностью нефтеносен в купольной части поднятия. Сложен песчано-алевролитовыми коллекторами. Вскрыт на глубиннах 2070-2106 м. Толщина пласта колеблется от 2,2 до 12,4 м, преобладающей является толщина 6-8 м. минимальный дебит получен 10 т/сут, максимальный 11 т/сут. Размер залежи 2,5 х 6,0 км, высота 35 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.
Залежь пласта БС4. Приурочена к выдержаному песчаному телу толщиной преимущественно 2-4 м. Однако, в пределах контура залежи встречено несколько участков полного замещения коллекторов плотными породами. Пласт обладает самой высокой проницаемостью из всей группы пластов БС1-5. Несмотря на небольшую толщину, продуктивность его высокая. Минимальный дебит нефти по пласту БС4 63 т/сут, максимальный 134 т/сут. Размер залежи 3,5 х 12 км, высота 55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2,9 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.
Залежь пласта БС2-3. Залежь пласта БС2-3 вскрыта на глубинах 2030-2106 м. Сложен пласт песчаными и алевролитовыми коллекторами практически в равных соотношениях. Общая толщина пласта 12 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина 9,5 м. Продуктивность скважин высокая: 8 мм штуцере составляет 150-170 т/сут. Минимальный дебит 24 т/сут. Размер залежи пластов БС2-3 6,5 х 14 км, высота достигает 81 м. Тип залежи – пластовая, сводовая.
Залежь пласта БС1. Залежь пласта БС1 вскрыта на глубинах 2010-2106 м. Сложен пласт песчаниками с алевролитами с преобладанием первых. Общая толщина пласта 10,2 м. Эффективная толщина колеблется от 2,6 до 15 м, преобладающая толщина 810 м. Нефтенасыщенная толщина 8 м. Продуктивность высокая: минимальный дебит 20 т/сут, максимальный 140 т/сут на 8 мм штуцере.
Краткая характеристика залежей
Усть-Балыкского месторождения
|
Наименование показателей |
БС1 |
БС2-3 |
БС4 |
БС5 |
БС6 |
БС10 |
БС16 |
БС17 |
ЮС2 |
|
Извлекаемые запасы, тыс.тонн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча,тыс.тонн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовая добыча,тыс.тонн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фонд скважин добывающие агнетательные |
652 481 171 |
652 481 171 |
652 481 171 |
652 481 171 |
3 3 0 |
1432 977 426 |
1 0 1 |
1 0 1 |
|
|
Схема разбуривания |
блоков. |
с доп.разрез. |
|
очагов. |
|
площ. 7- точечн. |
|
|
|
|
Размер сетки |
450*450 |
450*450 |
555*555 |
690*690 |
|
375-375 |
|
|
|
|
Плотность скважин |
20 |
20 |
30 |
48 |
|
14 |
|
|
|
Краткая геолого-промысловая характеристика
продуктивных пластов месторождения
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
||||||||
|
Продуктивный пласт |
БС1 |
БС2-3 |
БС4 |
БС5 |
БС6 |
БС10 |
БС16 |
БС17 |
ЮС2 |
|
|
Глубина залегания пласта, м |
2010-2106 |
2030-2106 |
2050-2106 |
2070-2106 |
2174-2192 |
2255-2430 |
2430-2530 |
2470-2520 |
2750-2900 |
|
|
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
1980-2076 |
2000-2076 |
2020-2076 |
2040-074 |
2144-2162 |
2225-2395 |
240-2494 |
2440-2486 |
2720-2870 |
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2076 |
-2076 |
-2076 |
-2074 |
-2162 |
-2395 |
-2467-2494 |
-2486 |
-2749-2870 |
|
|
Общая толщина пласта, м |
10.2 |
11.7 |
3.5 |
5.9 |
5.0 |
27.4 |
|
20.3 |
12.0 |
|
|
Эффективная толщина, м |
8.9 |
9.5 |
2.9 |
4.9 |
3.8 |
10.95 |
|
7.7 |
2.5 |
|
|
Нефтенасыщенная толщина, м |
6 |
9.5 |
2.9 |
4.9 |
3.4 |
13.0 |
8.4 |
2.2 |
2.5 |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли,ед. |
0.88 |
0.61 |
0.60 |
0.63 |
0.73 |
0.4 |
|
0.55 |
0.20 |
|
Петрофизичиская характеристика коллекторов
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
||||||||
|
Продуктивный пласт |
БС1 |
БС2-3 |
БС4 |
БС5 |
БС6 |
БС10 |
БС16 |
БС17 |
ЮС2 |
|
|
Карбонатность,% среднее мин-мак |
3.9 0-10 |
4 0-11 |
4.3 0-8 |
3.4 0-6.8 |
|
4.2 0-9 |
|
9.2 0-12.6 |
4.6 0.3-8.3 |
|
|
Содержание фракций %, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при размере зерен, 0.25 мм среднее мин-мак |
4.6
|
3.3 |
4.3 |
1.5 |
|
0.4 |
|
3.5 |
10.3 |
|
|
при размере зерен, 0.25-0.1 мм среднее мин-мак |
47.4 |
41.5 |
14.6 |
14.8 |
|
37.05 |
|
51.8 |
39.5 |
|
|
при размере зерен, 0.1-0.01 мм среднее мин-мак |
29.6 |
36.0 |
57.0 |
32.2 |
|
31.8 |
|
25.1 |
1.9 |
|
|
при размере зерен, 0.05-0.01мм среднее мин-мак |
6.7 |
7.4 |
12.2 |
9.8 |
|
13.3 |
|
7.6 |
39.2 |
|
|
при размере зерен, 0.01мм среднее мин-мак |
11.7 |
11.7 |
5.0 |
14.7 |
|
17.5 |
|
12.2 |
9.5 |
|
|
Коэффициент отсортированности, cреднее мин-мак |
1.74 |
1.64 |
1.61 |
1.62 |
|
2.39 |
|
1.88 |
1.3 |
|
|
Медианный размер зерен,мм среднее мин-мак |
0.109 |
0.098 |
0.145 |
0.086 |
|
0.077 |
|
0.109 |
0.12 |
|
|
Тип цемента |
Поровый пленоч.- поровый |
|||||||||
|
Глинистость,% |
11.7 |
11.7 |
5.0 |
14.7 |
|
17.5 |
|
12.2 |
9.5 |
|
|
Коэфф. открытой пористости по керну, среднее доли единицы мин-мак |
23.1 15-30 |
23.6 16-29 |
23.5 19.29 |
24.6 20-23.3 |
23.0 22-24 |
21.3 18-27 |
20.2 15.3-21.9 |
17.9 14-19 |
14.8 10-27.3 |
|
|
Коэфф. проницаемости по керну, среднее 10-3 мкм2 мин-мак |
387.0 2.6-2000 |
373 2.3-2990 |
587.0 15-2678 |
276.0 1.9-1385 |
350.0 |
65.9 5-437 |
19.4 1.9-69 |
3.0 0.4-6 |
8.6 0.6-114 |
|
|
Водоудерживающая способность,% среднее мин-мак |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэфф. открытой пористости по ГИС, дол.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэфф. проницаемости по ГИС, 10-3 мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
0.75 |
0.73 |
0.65 |
0.63 |
|
0.66 |
0.44 |
0.42 |
0.51 |
|
|
Начальное пластовое давление, МПа |
22.0 |
22.0 |
22.0 |
22.0 |
22.0 |
24.0 |
|
26.0 |
30.0 |
|
|
Пластовая температура, Со |
67 |
67 |
68 |
68 |
68 |
75 |
78 |
80 |
84 |
|
|
Дебит нефти по результатам среднее испытания разведоч. скв. м3/сут. мин-мак |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продуктивность, м3/сут. мПа среднее мин-мак |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек. среднее мин-мак |
148.0 |
157.0 |
120.0 |
|
|
24.0 |
|
|
0.7 |
|
Физико-химическая характеристика нефти и газа
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
||||||||
|
Продуктивный пласт |
БС1 |
БС2-3 |
БС4 |
БС5 |
БС6 |
БС10 |
БС16 |
БС17 |
ЮС2 |
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3 |
877.0 |
880.0 |
883.0 |
879.0 |
867.0 |
878.0 |
879.0 |
0.879 |
881.0 |
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3 |
805.0 |
820.0 |
836.0 |
819.0 |
820.0 |
|
|
|
|
|
|
Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек |
37.1 |
39.8 |
48 |
36 |
25 |
32.3 |
40.0 |
40 |
11.72 |
|
|
Вязкость в пластовых условиях |
3.16 |
3.72 |
3.9 |
3.65 |
2.6 |
3.38 |
|
|
|
|
|
Содержание,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Смол селикагелевых |
12.5 |
14.9 |
17 |
15.16 |
9.5 |
10.7 |
|
12.96 |
7.7 |
|
|
Асфальтенов |
2.5 |
2.6 |
3.3 |
3.5 |
3.86 |
2.6 |
|
2.5 |
1.9 |
|
|
Серы |
1.25 |
1.40 |
1.60 |
1.2 |
0.9 |
1.52 |
|
1.62 |
1.44 |
|
|
Парафина |
3.5 |
3.3 |
3.6 |
2.9 |
3.4 |
3.16 |
|
2.32 |
1.47 |
|
|
Температура застывания нефти, Со |
-4 |
|
-3 |
|
-1 |
-5 |
|
+1 |
-13 |
|
|
Температура кипения |
77 |
76 |
79 |
81 |
57 |
72 |
|
83 |
68 |
|
|
Температура насыщения нефти парафином, Со |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выход фракций,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
до 100 Со |
2.1 |
|
0.5 |
2 |
2.5 |
2.4 |
|
2.5 |
1.3 |
|
|
до 150 Со9.3 |
3.6 |
7 |
7 |
6 |
11 |
10.5 |
|
7.6 |
11.3 |
|
|
до 200 Со |
17.3 |
16 |
13.5 |
14 |
19.5 |
17.9 |
|
18 |
22 |
|
|
до 300 Со |
35.3 |
33 |
30 |
33 |
40 |
35.1 |
|
34 |
43 |
|
|
Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
0.08 |
|
0.6 |
|
0.04 |
0.08 |
|
|
|
|
|
Азот |
0.52 |
|
0.46 |
|
0.37 |
0.95 |
|
|
|
|
|
Метан |
30.28 |
|
26.8 |
|
23.21 |
29 |
|
|
|
|
|
Этан |
1.31 |
|
1.17 |
|
1.61 |
2.55 |
|
|
|
|
|
Пропан |
3.0 |
|
2.29 |
|
2.05 |
5.41 |
|
|
|
|
|
Изобутан |
1.42 |
|
1.0 |
|
1.35 |
1.09 |
|
|
|
|
|
Нормальный бутан |
3.02 |
|
2.45 |
|
2.3 |
3.48 |
|
|
|
|
|
Изопентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормальный пентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С6+высшие |
60 |
|
66 |
|
69 |
57 |
|
|
|
|
|
Давление насыщения, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Газовый фактор при условии сепарации, м3/т |
46 |
41 |
37 |
37 |
45.5 |
46 |
45 |
45 |
30 |
|
|
Плотность газа,кг/м3 |
1.06 |
1.1 |
0.923 |
1.044 |
|
1.078 |
|
|
1.202 |
|
|
Тип газа |
м |
е |
т |
а |
н |
о |
в |
ы |
й |
|
|
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация, %) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
0.36 |
0.15 |
1.3 |
|
|
0.31 |
|
0.28 |
0.39 |
|
|
Азот |
1.15 |
1.44 |
1.41 |
|
|
1.47 |
|
1.86 |
3.9 |
|
|
Метан |
84.75 |
83.5 |
86.5 |
86.5 |
|
79.86 |
|
84.8 |
50.7 |
|
|
Этан |
3.96 |
4.2 |
3.25 |
|
|
5.7 |
|
5.1 |
16.2 |
|
|
Пропан |
4.78 |
5.42 |
3.67 |
|
|
7.42 |
|
4.4 |
18.6 |
|
|
Изобутан |
1.17 |
1.26 |
0.84 |
|
|
1.16 |
|
0.81 |
1.86 |
|
|
Нормальный бутан |
2.02 |
2.36 |
1.67 |
|
|
2.49 |
|
1.57 |
5.3 |
|
|
Изопентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормальный пентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С6+высшие |
1.41 |
1.26 |
0.9 |
|
|
1.1 |
|
0.82 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Состав и свойства пластовых вод
|
Параметры |
Индекс |
||
|
Продуктивный пласт |
БС5 |
БС10 |
ЮС2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м 3 |
|
1007 |
1008.5 |
|
Минерализация, г/л |
9-12.0 |
|
12.5-15 |
|
Тип воды |
гидрокарбонатно‑натриевый |
|
|
|
Содержание,мг/л |
|
|
|
|
Хлор |
4970-5890 |
|
6000-8230 |
|
Натрий |
3880-4330 |
|
4500-5700 |
|
Кальций |
95-100 |
|
80 |
|
Магний |
6-24 |
|
10 |
|
Гидрокарбонат |
870-1770 |
|
1400-1800 |
|
Йод |
12-14 |
|
15 |
|
Бром |
33-38 |
|
37 |
|
Бор |
46 |
|
|
|
Кремний |
|
|
|
|
Фтор |
|
|
|
|
Аммоний |
21-30 |
|
|