Оценка перспектив доразведки и опытно-промышленной разработки эксплуатационных объектов Южно-Удмуртского нефтяного месторождения
Ведение
В административном отношении Южно-Удмуртское нефтяное
месторождение расположено на территории Пуровского района на границе
Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов Тюменской области.
Месторождение находится на значительном расстоянии от базовых населенных
пунктов в 250 км к востоку от г. Ноябрьска и в 165 км от п. Вынгапуровский.
Лицензия на право пользования недрами серии СЛХ № 13029 НЭ от
23.03.05 г. выдана ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» сроком до 2025 г.
Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию,
осложняющему южную часть Удмуртского структурного мыса. Месторождение имеет
небольшие размеры 6,5*8 км, с северо-востока осложнено тектоническим нарушением
и не доизучено.
Нефтеперспективная структура на Южно-Удмуртском участке была
выявлена в результате сейсморазведочных работ сп 27/88-89 1990 г. ПГО
«Ямалгеофизика». Было оконтурено и подготовлено к бурению Южно-Удмуртское
локальное поднятие. Закартирована зона выклинивания пласта Ю1а.
В своде Удмуртского вала выявлены участки возможного развития
структурно-тектонических ловушек.
Южно-Удмуртское месторождение открыто в 1992 году скважиной
708Р, пробуренной в присводовой части одноименного локального поднятия. На
месторождении пробурены 3 скважины. Глубоким бурением изучены среднеюрские,
меловые, палеоген-четвертичные отложения в интервале глубин 0 - 3100 м.
Промышленная нефтеносность установлена в песчаных телах верхней части сиговской
свиты (аналог васюганской) верхней юры (пласт Ю1а),
глубина 2766-2771м, и в нижней части усть-тазовской серии (пласт БП222),
глубина 2719-2726м. С учётом продуктивных характеристик, полученных в
результате проведённых испытаний, на месторождении выделены два подсчётных
объекта: залежь в пласте Ю1а и залежь в пласте БП222.
Таким образом, сиговская свита и нижняя часть усть-тазовской
серии являются базисными объектами разведки залежи и добычи нефти на
Южно-Удмурдском месторождении.
Южно-Удмуртское месторождение характеризуется как
сложнопостроенное. Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме
структурного плана, контролируются литологическим и тектоническим факторами.
По состоянию на 01.01.2006 г. на балансе РГФ по месторождению
числятся начальные запасы:
по промышленной категории С1: геологические - 1141 тыс. т,
извлекаемые - 254 тыс. т,
предварительно-оцененные С2: геологические - 6418 тыс. т,
извлекаемые 896 тыс. т.
Всего по месторождению запасы нефти составляют: геологические
- 7559 тыс.т, извлекаемые - 1150 тыс.т.
Цель данной работы - доизучение многопластового
Южно-Удмуртского месторождения на основе уточнения геологической модели с
усовершенствованием технологических процессов на всех этапах эксплуатации
залежей нефти, с использованием мирового опыта и современных технологий
разработки месторождений, строительства, бурения и эксплуатации скважин.
В процессе работы над проектом решались задачи уточнения
геологическихй моделей залежей Южно-Удмуртского месторождения, определения
фациального состава пород продуктивных горизонтов по данным фациального
анализа, проведенного с помощью генетических каротажных моделей фаций (по
кривым ПС и ГК), в том числе с использованием фациальных моделей Томского
университета.
Определены максимальные уровни добычи нефти, жидкости и
растворенного газа по геологической модели. Выполнен экономический анализ
проектных решений по бурению дополнительной разведочной скважины, обоснован
выбор рекомендуемого варианта пробной эксплуатации.
Кроме того, представлены разделы по бурению, экономике,
безопасности и экологии проекта пробной эксплуатации с бурением одной дополнительной
разведочной скважины, представлена программа доразведки всего месторождения и
дополнительных комплексных исследований по доизучению продуктивных пластов с
целью пересчета запасов УВ и создания новой геолого- технологической модели.
Предложенная в проекте программа работ, возможно позволит
правильно оценить добывные возможности Южно-Удмуртского месторождения.
1. Краткий очерк геологического строения и
нефтегазоносности Бахиловского нефтегазоносного района (НГР) Васюганской
нефтегазоносной области (НГО), включая Южно-Удмуртское нефтяное месторождение.
.1Физико-географические условия
Южно-Удмуртское нефтяное месторождение расположено в
Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 178 км к востоку
от поселка Вынгапуровский. Расстояние до г. Ноябрьск составляет 256 км.
Ближайший населенный пункт - деревня Толька в Пуровском районе Ямало -
Ненецкого автономного округа, в 40 км северо-западнее от проектируемого
месторождения.
Северо-западнее, примерно на удалении 29 км, разрабатываются
Холмистое нефтегазоконденсатное, а в 49 и 130 км к северо-востоку -
Чатылькынское, Яранерейское нефтяные месторождения ОАО
«Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз, ныне Газпромнефть». Автомобильные дороги между
этими месторождениями отсутствуют. Сухопутная дорожная сеть отсутствует. Для
перевозок оборудования и необходимых для производства работ материалов возможно
использование гусеничного транспорта на временных зимних дорогах, сооружаемых
заблаговременно, после предварительной прорубки просек, промерзания болот и
образования устойчивого ледяного покрова на водных преградах.
На буровые завоз срочных и мелких грузов, а также перевозка
вахт и персонала предусматривается в любое время года вертолётами.
Орографически месторождение приурочено к осевой зоне
Сибирских Увалов и главному Обь-Пуровскому водоразделу. Находится в самом
верховье реки Еркалнадейпур и дренируется собственным руслом, а также
левосторонними притоками: ручьем Еркалнадейпур и речкой Пюкыниеган с впадающими
в них безымянными ручьями. Устойчивый лед на водной поверхности образуется в
конце ноября. Вскрытие рек ото льда происходит в конце мая.
Поверхностные воды рек, ручьев и озер могут быть использованы
для водоснабжения буровых, при их отсутствии в месте расположения проектной
точки - используют подземные воды четвертичных отложений бурением специальных
скважин.
Территория Южно-Удмуртского месторождения имеет статус
горного отвода, ограниченного по глубине подошвой среднеюрских отложений и
целиком располагается в пределах одноименного лицензионного участка. Площадь
участка составляет 41,39 кв.км, его контур ориентирован в субширотном
направлении, протяженность по большой оси достигает 9 км. Лицензия на добычу
углводородного сырья на Южно-Удмуртовском месторождении принадлежит
нефтегазодобывающей компании ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ныне «Газпром
Ноябрьскнефтегаз», лицензия СЛХ №13029 НЭ от 23.03.2005г сроком до 2025 г.
Севернее территории месторождения, на удалении 15 км,
проложен напорный нефтепровод «Чатылькынское м-е - ДНС-2 Ярайнерского м-я». Для
транспортировки нефти на ДНС Южно-Удмуртского месторождения проектируется
напорный нефтепровод, трасса которого пересекает только один водный объект -
реку Еркалнадейпур и заболоченные балочные долины. На период проведения пробной
эксплуатации транспортировку нефти с Южно-Удмуртского месторождения планируется
производить автотранспортом до ДНС Холмистого месторождения. В последующем по
нефтепроводу от ДНС Южно-Удмуртского до ДНС Холмистого месторождения.
Электроэнергия на нужды пробной эксплуатации месторождения
будет использоваться с газопоршневой (дизельной) электростанции, т.к ближайшие
ЛЭП расположены в близи месторождения Фестивальное, которые удалены от
Южно-Удмуртского месторождения на 60 км северо-восточнее.
В географическом отношении месторождение приурочено к
западным отрогам Верхнетазовской возвышенности Каралькинской подпровинции
Верхнетазовской провинции Западно-Сибирской равнины. Абсолютные отметки
поверхности равнины колеблются от 200 метров до 130 метров. В пределах
месторождения поверхность холмисто - увалистая со значительными высотными
амплитудами, значения высот варьируют на междуречье и в долине реки
Еркалнадейпур. Общий уклон поверхности месторождения отмечен в северном
направлении. Максимальная отметка рельефа 200,8 метров.
На территории лицензионного участка доминируют суходольные
участки, сложенные с поверхности морскими и ледниково-морскими отложениями,
представленными глинами, суглинками, супесями, песками с валунами, галькой и
граием. Поверхность водоразделов и их склонов хорошо залесена (около 90%).
Здесь обширные пространства заняты темнохвойно-сосновыми лесами с
зеленомшано-кустарничковым напочвенным покровом. Светлохвойные смешанные леса с
преобладанием сосны занимают участки с наиболее бедными подзолистыми песчаными
и супесчаными почвами. Холмисто-увалистые поверхности водоразделов покрытые
сосновыми, сосново-кедрово-еловыми, сосново - лиственничными лесами неплохо
заселены животными.
Согласно зоогеографическому районированию территория
Южно-Удмуртского месторождения расположена в северной части Заобского
среднетаежного фаунистического комплекса в Еркалнадей - Пуровском природном
районе. Согласно Кадастра животного мира Пуровского района ЯНАО: животный мир в
пределах лицензионного участка представлен 32 видами млекопитающих, 125 видами
птиц, 2 видами пресмыкающихся и 4 видами земноводных. Фаунистический комплекс
достаточно широко представлен в силу своего географического положения и
ландшафтного разнообразия (болота, пойменный комплекс, лес). Для данной
природной подзоны характерен свой набор видов животных, часть из которых
признана определяющими: бурый медведь, белка, бурундук, горностай, соболь,
лось, волк, летяга, рябчик, глухарь, тетерев, дятел, кедровка. При этом
появление волка, медведя и росомахи носит транзитный характер. Фаунистический
состав мелких млекопитающих - европейско-сибирский, преобладают красная и
темная полевки, средняя бурозубка, лесная мышовка. Наибольшее значение для
хозяйственной деятельности человека имеют средние и крупные млекопитающие.
Орнитофауна территории богаче фауны млекопитающих, что
связано с большей подвижностью птиц и высокой степенью облесенности. Из птиц
встречаются в первую очередь курообразные: белая куропатка, глухарь, рябчик. Из
водоплавающей дичи - шилохвость, чирок, хохлатая чернеть, свиязь. Часть видов
птиц бывает на данной территории только на весенне-осенних пролетах. Часть
видов, имеющих охотничье-промысловое значение, гнездится на лицензионной
территории.
В Красную книгу по Ямало-Ненецкому автономному округу, а
также СССР и РСФСР, занесена росомаха - редкий вид небольшой численности в
Пуровском районе и теоретически возможным заходом на территорию месторождения.
Из птиц к редким охраняемым видам относятся: орлан-белохвост, серый журавль,
скопа, обыкновенный турпан, беркут, серый сорокопут, филин. Охота на все
перечисленные виды полностью запрещена.
Ихтиофауна реки Еркалнадейпур представлена сиговыми - чир,
пелядь, тугун и туводными (виды рыб у которых, весь жизненный цикл которых
проходит в пресных водах) видами рыб: плотвой, окунем, ельцом, щукой и ершом.
Биомасса зоопланктона в русле в среднем составляет 0,5 г/м3, в пойме
- 3,1 г/м3. Биомасса зообентоса в русле составляет 13 г/м3.Поверхность
пойм узкая, заболоченная; прирусловые валы и гривы выражены слабо. Озера на
территории лицензионного участка отсутствуют. Локальные заболоченные участки в
верховьях ручьев и балочных долинах заняты безлесными торфяниками с
кустарничкововым мохово-лишайниковым и травяно-моховым напочвенным покровом.
Территория Южно - Удмуртского месторождения находится на
землях лесного фонда, землепользователь ОАО ТСО (территориально-соседская
община) "ИЧА". Непосредственно на участке месторождения коренное
население не проживает, но ТСО "ИЧА" на своих угодьях осуществляет
хозяйственную деятельность. Основными видами занятий коренного населения,
представленного в основном селькупами и хантами, на рассматриваемой территории
является рыбный промысел, охотничье-промысловая деятельность и сбор дикоросов.
В контуре месторождения исторических и культурных памятников не обнаружено.
Согласно ст.3.4. «Соглашения об условиях пользования недрами…» в пределах
Южно-Удмуртского участка особо охраняемые территории федерального значения и
родовые угодья отсутствуют. Отсутствие памятников археологии снимает все
ограничения для проведения работ по обустройству месторождения. Учитывая тот
факт, что обустройство месторождения будет вестись с изъятием земель,
предусматриваются компенсационные выплаты за изъятие дикоросов, лесных ресурсов
и охотничье-промысловых угодий.
Район проектируемых работ не сейсмичен.
Климат района резко континентальный. Зима суровая и
продолжительная, лето прохладное и короткое.
Климатические условия определяются следующими основными
особенностями:
средняя температура января -24є С, минимальная -50є С;
средняя температура самого теплого месяца июля +15є С,
максимальная до+32о С;
продолжительность устойчивых морозов - 180 дней;
число дней с метелями -30;
длительность сохранения снежного покрова - 200 дней;
высота снежного покрова - на водоразделах - 75 см, в долинах
до 2 м;
продолжительность отопительного сезона - 275 дней.
Характерной особенностью района является наличие вечной
мерзлоты. Нижняя граница вечной мерзлоты до 250 м, деятельный слой составляет
0,7-3 м. Бурением скважин нарушается существующее в мерзлых грунтах
термодинамическое равновесие, сопровождающееся явлениями растепления стенок
скважин с образованием каверн, разрушением устья, оползнями.
Район богат естественными строительными материалами: пески,
гравийно-галечный материал, глины, которые могут быть использованы для
приготовления строительных растворов и глинопорошка.
Значение Южно-Удмуртского нефтяного месторождения в области
минерально-сырьевой базы невелико в связи с низкими извлекаемыми запасами нефти
1150 тыс. т и растворенного газа 162 млн. м3. Однако при дальнейшем
изучении и бурении новых скважин, то есть при продолжение разведочного этапа
ГРР, это месторождение не только сможет увеличить общий объем запасов
углеводородного сырья Пуровского района ЯНАО, но и способно обеспечить
определенные валютные поступления, развитие экономики, и, как следствие,
повысить уровень жизни населения, поскольку развитие нефтегазовой
промышленности влияет на экономический подъем не только тех отраслей, которые
непосредственно связаны с нефтью и газом. Добыча, переработка и транспорт нефти
и газа при соответствующей экономической политике создают предпосылки для
развития отечественного энергетического, транспортного машиностроения, химии и
нефтехимии, легкой промышленности, транспортных перевозок, дорожного строительства,
новых конструкционных и строительных материалов, сервиса и других отраслей. Это
в свою очередь дает импульс к развитию науки и высоких технологий в этих
сферах. Поэтому логично предположить, что при развитии этого месторождения,
будет сделан большой экономический и социальный вклад в регион.
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Изученность сейсморазведкой
Первые представления о геологическом строении, вещественном
составе складчатого фундамента и осадочного чехла изучаемого района основаны на
государственной геологической, аэромагнитной, гравиметрической и
электроразведочной съемках миллионного масштаба.
Планомерное изучение северных регионов Тюменской области
началось в 50-е годы, в это время исследования носили региональный характер -
поиски крупных структурно-тектонических элементов и выяснение общих
закономерностей геологии района:
. Государственная геологическая съемка масштаба 1:1000000
(ЗСГУ, 1955г.г.).
. Аэромагнитная съемка:
масштаб 1:1000000 («Сибнефтегеофизика», 1955 г.);
масштаб 1:200000 (НГТ, 1958-59 г.г.).
. Гравиметрическая съемка:
масштаб 1:1000000 (ТТГУ, СНРЭ, АГП 38/60-61, 1962 г.);
масштаб 1:200000 (ПГО «Центргеофизика»,1983 г.).
. Электроразведочная съемка МТЗ:
масштаб 1:1000000 (ТТГУ, ЯНГТ, ТГЭ, ЭРП 71/68 1969 г.);
На основе анализа данных региональных исследований были
определены участки для постановки площадной сейсморазведки масштаба 1:100000 с
целью картирования ловушек и подготовки их к поисковому бурению на нефть и газ.
С конца 70-х годов начинается новый этап изучения глубинного
строения платформенных горизонтов осадочного чехла. Он связан с внедрением
сейсморазведки МОГТ в практику поисково-разведочных работ, что привело к
значительному повышению глубинности и детальности изучения геологического
строения платформенного покрова.
Сейсморазведочные работы были начаты в 1968 году
Красноселькупской сейсмической партией 64/69, Верхнетолькинской СП. 3/70, а СП.
61/71 выполнено сейсмическое зондирование в масштабе 1:1000000. В результате
были выделены: Среднепурский и Верхнеаганский мегапрогибы, Толькинская впадина,
Часельский мегавал и северная переклиналь Верхнетолькинского вала. Построены
структурные карты по отражающим горизонтам Г, М, Б.
В 1981-1982 годах проводились региональные исследования МОВ
ОГТ (ХМГТ) по профилям ХV, ХVI и CXV, были намечены положительные перегибы и
приподнятые участки.
В период 1982 - 1989 г.г. в районе участка работ проводились
сейсморазведочные работы МОВ ОГТ масштаба 1:100000 и 1:50000 с целью уточнения
геологического строения района, поиска и подготовки к бурению антиклинальных
структур. В этот период на площади были выявлены и подготовлены к
поисково-разведочному бурению Равнинное, Холмистое, Ветровое, Удмуртское,
Чатылкынское, Ватылькинское локальные и ряд других поднятий.
В 2002 - 2003 г.г. по заказу ОАО НК «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ» с
целью дальнейшего изучения геологического строения Чатылкынско-Удмуртского
лицензионного участка СП. 19/02-03 проведены полевые сейсморазведочные работы.
При составлении отчета ООО ГНПЦ «ПурГео», совместно с материалами полевого
сезона, по единой методике проведена переобработка и интерпретация всех
материалов прошлых лет, проведенных на изучаемой площади.
Основные результаты проведенных на площади сейсморазведочных
работ и применяемые методы исследований отражены в табл. 1.2.1.
Несмотря на большой объем профилирования МОВ ОГТ, выполненный
в пределах площади (более 4000 пог. км), сформирована довольно редкая и
неравномерная сеть профилей. Размеры полигонов изменяются от 1,5 х 1,5 км до
9,0 х 9,0 км. Причина состоит в том, что профили разных лет обработки зачастую
дублируют друг друга.
Таблица 1.0. Изученность района сейсморазведочными работами МОГТ
|
№ п/п
|
Год проведения работ, название организации,
авторы отчета
|
Метод исследования, масштаб
|
Основные геологические результаты
|
|
1
|
сп 29/81-82 1981 - 1982 г.г. ПГО
«Ямалгеофизика» Балдина Н.А. Забелин Ю.М. Рябов Л.Д.
|
МОГТ 1:50000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м источник
возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=15 м, заряд 7,5 кг
|
Построены структурные карты по горизонтам Г,
М’, В3, В4, Бя, Б, Т1, Т2, Т4.
Подтверждены и подготовлены к бурению локальные поднятия
Стахановско-Харампурского крупного вала
|
|
2
|
сп 29/82-83 1982 - 1983 г.г. ПГО
«Ямалгеофизика» Ромашко Б.А. Тищенко А.Ф.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, вынос ПВ=360
м, источник возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=15 м, заряд 8,8 кг,
группа скважин 2,5м´7шт, заряд 1,2 кг
|
Выявлены Воргенское и Чатылкынское локальные
поднятия. Выявлена и прослежена зона тектонических нарушений по всему
разрезу. В доплатформленном разрезе чехла установлено выклинивание толщи
слоистых образований к своду Чатылкынского поднятия. Отмечена аномалия
динамических параметров ОВ толщи неоком-яновстановской свиты, совпадающей в
плане с Воргенским локальным поднятием. Построены структурные карты по
горизонтам С4, Г (сеноман), М1 (апт), Б (верхняя юра),
Т1, Т2 (средняя юра), структурные схемы по горизонтам В4
(неоком), Бя (верхняя юра), Т4 (нижняя юра), А (триас).
|
|
3
|
сп 27/83-84, сп 29/83-84 1983 - 1984 г.г.
«Главтюменьгеология» Шнейдер В.Р. Кишкурный А.Ф.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, источник
возбуждения взрывной, сп 27/83-84: средняя величина заряда 600 м ДШ, сп
29/83-84: вынос ПВ=390 м, одиночными скважинами h=15 м, заряд 16,92 кг,
группа скважин 2,5 м´(7; 9; 11) шт., заряд 9,26 кг
|
Построены сводные структурные карты по
горизонтам Г, М1, Б, Бя, Т1, Т2, структурные
схемы по горизонтам Т4 (граница юры и триаса), А (кровля
домезозойского основания). Изучено строение зоны сочленения Харампурского и
Верхнетолькинского валов. Совместно с работами сп 8/81-82 выявлены Равнинное,
Холмистое поднятия изометричной формы, вытянутые в северо-восточном
направлении Ватылькинское и Ветровое локальные поднятия.
|
|
4
|
сп 27/84-85 1984 - 1985 г.г. ПГО
«Ямалгеофизика» Валеев Ф.И. Кишкурный А.Ф.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, вынос ПВ=390
м, источник возбуждения взрывной, средняя величина заряда 800 м ДШ
|
Построены структурные карты и схемы по горизонтам
С4, Г, М1, В4, Б, Т1, Т2,
Т4. Выявлено Западно-Чатылкынское, оконтурено Ветровое,
подтверждено Ольмунское и подготовлены к бурению Чатылкынское и Воргенское
локальные поднятия. В южной части площади выявлено вытянутое Удмуртское л.п.
|
|
5
|
сп 27/85-86 1987 г. ПГО «Ямалгеофизика» Урусова
Н.И. Зарипова Е.Л.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, вынос ПВ=390
м, источник возбуждения взрывной, средняя величина заряда 900 м ДШ
|
Выявлено Валихановское, Привольное,
Жигулевское, Южно-Ватылькинское, изометричной формы Южно-Спасское, вытянутое
брахиантиклинальной формы Восточно-Спасское, Восточно-Равнинное л.п.,
подтверждено Ветровое I, Ватылькинское, подготовлены к бурению
Равнинное, Холмистое, Ветровое II, Западно-Чатылкынское локальные поднятия.
Построены структурные карты по горизонтам Г, М1, В4,
Бя, Б, Т1, Т2, Т4, А.
|
|
6
|
сп 27/86-87 1988 г. ПГО «Ямалгеофизика» Морозов
Ю.В. Кишкурный А.Ф.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, вынос
ПВ=90;390 м, источник возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=12 м, заряд 7,3 кг,
группа скважин 2,5м´(7-11) шт., заряд 8,3 кг
|
Построены структурные карты и схемы по
горизонтам С4, М1, В4, Б, Б1, Т1,
Т2, Т4, Iа, А. Подготовлено к бурению Удмуртское л.п.
Выявлена группа малоразмерных л.п. и приподнятые участки, перспективные для
постановки дальнейших исследований.
|
|
7
|
сп 29/86-87 1988 г. ПГО «Ямалгеофизика» Морозов
Ю.В., Кишкурный А.Ф.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120 м, DПП=60 м, вынос ПВ=90;
390 м, источник возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=15 м, заряд 5,8 кг
|
Выявлена Южно-Кутылькинская ловушка.
Подготовлено к бурению по горизонтам мела Кутылькинское поднятие,
Западно-Чатылкын-ское, Южно-Нярылькинское, Ветровое I л.п. Уточнено строение
и подготовлены к бурению по горизонту С4 Ветровые л.п.
Закартирована и подготовлена к бурению Текто-Чатылкын-ская ловушка. Выделена
часть рифтогенной структуры - Южно-Харампурский инверсионный авлакоген.
Построены структурные карты и схемы по ОГ С4, М1, В4,
Б, Бя, Т1, Т2, Т4, Iа, А.
|
|
8
|
сп 27/88-89 1990 г. ПГО «Ямалгеофизика» Насонов
В.А. Калюк О.В. Бакланова Л.Н.
|
МОГТ 1:100000, 12-кратная, фланговая, DПВ=120,6 м, DПП=60 м, вынос ПВ=150
м, источник возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=15 м, заряд 2,5 кг,
группа скважин 2,5м´11шт, заряд 0,4 кг
|
Уточнено геологическое строение Удмуртской
нефтегазоперспективной структуры. Оконтурено и подготовлено к бурению
Южно-Удмуртское локальное поднятие. Закартирована зона выклинивания пласта Ю1а.
В своде Удмуртского вала выявлены участки возможного развития
структурно-тектонических ловушек. Построены структурные карты по горизонтам М1,
Б, Б40, Т1, Т4, А (верхний палеозой),
структурные схемы по горизонтам Г, Н500 (неоком), Б20
(верхняя юра).
|
|
9
|
сп 27/91-92,сп 30/91-92, сп 31/91-92, 1996 г.,
ПГО «Ямалгеофизика» Ковальчук Г.Ю. Колбанцева Г.Б.
|
МОГТ 1:100000, 30-кратная, центральная, DПВ=120 м, DПП=60 м, источник
возбуждения взрывной, одиночными скважинами 15 м, заряд 7,5 кг
|
Выявлено Восточно-Удмуртское локальное
поднятие. Построены структурные карты по горизонтам М1, Б120,
Б210 (верхняя юра), Т1, Т2.
|
|
10
|
сп 19/02-03 2002 - 2003 г.г. ООО «ГНПЦ ПурГео»
Миткалев Д.В. Зарипова Е.Л. Соколовский В.В.
|
МОГТ 1:100000, 72-кратная, центральная, DПВ=50 м, DПП=50 м, вынос ПВ=0 м,
источник возбуждения взрывной, одиночными скважинами h=15 - 17.5 м, вес
заряда 6.0 кг
|
Детально изучен структурный план юрских
отложений. Уточнены контуры нефтяных залежей по пластам Ю1а
и Ю11 Равнинного, Чатылкынского, Холмистого и
Южно-Удмурт-ского месторождений. Закартирована зона региональной глинизации
пласта Ю1а. Выявлено Южно-Чатылкынское л.п. Выявлена и
подготовлена к глубокому бурению по горизонтам Б, Б20, Б40,
Т1 Средне-Удмуртская структурно-тектоническая ловушка (СТЛ).
Оценены перспективные ресурсы Чатылкынско-Удмуртского лицензионного участка
по категории С3.
|
Дублирование проводилось из-за низкого качества полученных
материалов, которое обусловлено сложными поверхностными сейсмогеологическими
условиями в восточной части площади. Наименее освещенными сейсморазведочными
работами оказались участки на западном склоне Холмистого локального поднятия,
южнее Привольной структурно-тектонической ловушки, район Жигулевского и
Западно-Чатылкынского локального поднятия и северо-западный угол лицензионного
участка. Для уточнения направлений поискового бурения и поиска перспективных
объектов на исследуемой территории проведены отчетные сейсморазведочные работы.
Изученность промыслово-геофизическими методами
(ГИС)
Как известно, ГИС проводятся с целью:
литологического и стратиграфического расчленения
геологических разрезов, определения глубин залегания и толщин выделенных
пластов;
корреляции разрезов скважин для изучения структуры залежей,
фациальной изменчивости продуктивных коллекторов и разного рода геологических
построений;
выделения пластов - коллекторов, изучение их распространения
и литологических изменений, определение (количественное)
фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения коллекторов.
Состав комплекса ГИС, проведенный в поисковых скважинах
Южно-Удмуртского месторождения, показан в таблице 1.2.2.
Таблица 1.2.2. Изученность геофизическими методами (ГИС)
скважин Южно-Удмуртского месторождения
|
№ скв
|
Методы ГИС, м
|
|
|
КВ (ДС)
|
ИК
|
ГК
|
ГЗ
|
МГЗ
|
МПЗ
|
НГК
|
ПЗ
|
СП
|
АК
|
БК
|
Резистивиметр
|
|
708R
|
1251-2999
|
2661-3009
|
1263-2998
|
2661-3000
|
2661-3008
|
2661-3008
|
1263-2999
|
1263-2989
|
2661-3004
|
|
|
|
|
708R
|
|
1263-3009
|
1000-1248
|
1001-1260
|
1000-1264
|
1000-1264
|
1000-1250
|
|
1000-1262
|
|
|
|
|
708R
|
|
1000-1258
|
|
1265-2662
|
1261-2662
|
1263-2662
|
|
|
1262-3000
|
|
|
|
|
708R
|
|
|
|
2661-2997
|
|
|
|
|
1263-2662
|
|
|
|
|
708R
|
|
|
|
1000-1260
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
708R
|
|
|
|
1266-2662
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
708R
|
|
|
|
1260-2995
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
706R
|
840-2909
|
840-2880
|
1-1803
|
842-2907
|
|
|
2-1807
|
840-2904
|
840-2904
|
1700-2951
|
|
|
|
706R
|
|
|
1700-2934
|
|
|
|
1700-2937
|
|
|
|
|
|
|
706R
|
|
|
1-1803
|
|
|
|
2-1807
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
2756-3096
|
992-3089
|
1077-3097
|
2756-3090
|
2749-3092
|
2750-3092
|
1076-3100
|
798-3089
|
2748-3093
|
|
797-3088
|
2756-3099
|
|
705R
|
790-3093
|
798-2805
|
1-1128
|
2756-3091
|
798-2802
|
798-2802
|
159-1130
|
797-2799
|
798-2799
|
|
|
|
|
705R
|
797-2805
|
797-3088
|
|
2760-3092
|
|
|
|
|
794-3092
|
|
|
|
|
705R
|
|
797-2805
|
|
799-2800
|
|
|
|
|
796-2798
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
800-3092
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
800-2801
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
2750-3087
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
801-2796
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
2756-3091
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
2950-3087
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
705R
|
|
|
|
797-2797
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Акустический каротаж (АК) - решает литологическое
расчленение разреза и корреляцию пластов, выделение пластов-коллекторов,
определение коэффициента пористости, определение характера насыщения, положение
ВНК, ГЖК.
Индукционный каротаж (ИК) - разновидность
электромагнитного каротажа. Измерение удельного сопротивления; эффективен для
низкоомной части разреза при пресном растворе или растворе на нефтяной основе.
Нейтронный гамма каротаж (НГК) - измерение вторичного
гамма-излучения. Плотность, водородосодержание, количество хлора в пластовых
водах, уточнение литологии. Количественное определение водородосодержания и
пористости.
Кавернометрия (ДС) - измерение диаметра скважин,
сужение ствола возникает в результате образования глинистой корочки в
коллекторах. Увеличение диаметра характерно для глин и песков - плывунов.
ПС - выделение пород-коллекторов, определение
коэффициента глинистости, пористости, проницаемости.
Микрокаротаж (МК) - каротаж по методу
сопротивлений зондами очень малого размера. Детальность расчленения
тонкослоистого разреза. Микрокаротаж основан на измерении кажущегося удельного
электрического сопротивления прискважинной зоны двумя микрозондами (градиент-микрозондом
и потенциал-микрозондом), установленными на прижимном изоляционном башмаке.
Потенциал-зонд (potential-sonde) - служит для замера
кажущегося удельного сопротивления пластов. В идеальном потенциал-зонде
кажущееся удельное сопротивление определяется по замеру потенциала
электрического поля, создаваемого источником тока на оси скважины.
Резистивиметрия - измерение удельного
сопротивления промывочной жидкости. Используется для определения истинных
удельных сопротивлений промывочной жидкости в скважине и для выявления
интервалов притока воды.
Боковой каротаж (БК) - регистрируется КС
близкое к истинному, благодаря фокусировке тока (важен при высокоомном разрезе
и соленой промывочной жидкости). Позволяет более детально расчленить разрез и
выделить пласты-коллекторы, оценить их нефтегазонасыщение.
Гамма каротаж (ГК) - измерение естественной
гамма-активности. Выделение глинистых пластов и пропластков. В совокупности с
др. видами ГИС - выделение пород - коллекторов; косвенное определение: (при
благоприятных условиях) глинистости, остаточной водонасыщенности,
проницаемости.
Градиент зонд (ГЗ) - измерение кажущегося
удельного электрического сопротивления. Имеет большой радиус исследования.
Однако он обладает недостатком, для его оптимального применения, нужны мощные
однородные пласты. В мощных пластах градиент-зонд четко выделяет одну из границ
пласта в зависимости от расположения электродов. По имеющимся материалам ГИС
произведена межскважинная площадная корреляция, отбивка геологических
горизонтов и выделение продуктивных пластов по всему разрезу (табл.1. 2. 3).
Для уточнения подсчетных параметров по нефтяным залежам была проведена
интерпретация ГИС.
Табл.1.2.3. Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов
по скважинам Южно-Удмуртского месторождения
|
№ п/п
|
№№ скв.
|
Пласт
|
Стратиграфические границы пласта
|
|
Границы проницаемых прослоев
|
Интервалы перфорации, м глубина абс.
Отм.
|
Результаты
|
|
|
|
кровля, м глубина абс. Отм
|
подошва, м глубина абс. Отм
|
кровля, м глубина абс. Отм
|
подошва, м глубина абс. Отм
|
|
Эффективная толщина, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
общая
|
нефтена-сыщенная
|
Нефть+вода
|
водонасыщенная
|
|
|
|
|
1
|
708Р
|
БП222
|
2718.6 2565.0
|
2729.5 2575.9
|
2719 2565.4
|
2725.2 2571.6
|
6.2
|
5.4
|
|
|
2719-2721 2565.45-2567.45 2721-2725 2565.45-2571.45
|
Qн = 8,1 м3/сут Ндин = 759,5 м Qн = 24,8 м3/сут
dшт = 6 мм
|
|
|
2
|
708Р
|
Ю1а
|
2765.6 2612.0
|
2773.9 2620.3
|
2766.8 2613.2
|
2768.6 2615.0
|
1.8
|
1.8
|
|
|
2766-2771 2612.45-2617.45
|
при переливе Qн = 2,1 м3/сут Рзаб = 258 кгс/см2
|
|
|
4
|
706P
|
БП222
|
2757.2 2604.5
|
2764.7 2612
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5
|
706Р
|
Ю1а
|
2814.2 2661.5
|
2823.7 2672
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6
|
42
|
БП222
|
2811.8 2566.3
|
2820.5 2575
|
2812.0 2566.5 2815.0 2569.5
|
2812.8 2867.8 2816.7 2572.3
|
0.8 1.7
|
0.8
|
1.7
|
|
2812-2817 2566.5-2571.5
|
Получен непереливающий приток Qн = 4,4 м3/сут
Нд = 2094 м
|
|
|
7
|
42
|
Ю1а
|
2854.0 2608.5
|
2864.3 2615.8
|
2856.0 2610.5
|
2859.0 2613.5
|
3.0
|
3.0
|
|
|
2756-2857 2610.5-2611.5
|
Получен непереливающий приток Qн = 4,4 м3/сут
Нд = 2094 м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Геологоразведочные работы на территории Южно-Удмуртского
участка проводились в конце 80-х начале 90-х годов. Подготовка перспективного
объекта для поисков на нефть и газ проводилась по типичной для Западной Сибири
методике - полевыми сейсморазведочными работами. Южно-Удмуртское локальное
поднятие было оконтурено и подготовлено к бурению сейсморазведочными работами
МОГТ 1:100000 сп.27/88-89. Месторождение открыто в 1992 году поисковой
скважиной №708Р, пробуренной в присводовой части локального поднятия.
В настоящее время на Южно-Удмуртском локальном поднятии
пробурены 3 скважины (705Р, 706Р, 708Р). Глубоким бурением изучены
среднеюрские, меловые, палеоген-четвертичные отложения в интервале глубин
0-3100 м. Общий метраж поисково-разведочного бурения составил 9050 м. Проводка
и состояние скважин Южно-Удмуртского месторождения приведена в таблице 1.2.4.
В результате поисково-разведочных работ на месторождении
выявлено две нефтяные залежи в пластах БП222 и Ю1а.
Основные промышленные запасы приурочены к пласту БП222,
входящему в неокомский комплекс.
Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме
структурного плана и зоной замещения (р-н скв. 705Р, 706Р) контролируются
тектоническим фактором. Наличие тектонических разломов, определяющих структуру
месторождения, было выявлено по результатам интерпретации сейсморазведочных
работ и поисково-оценочного бурения.
Табл. 1.2.4.
|
N п/п
|
N скв
|
Время бурения
|
Глубина скв.,
|
Горизонт забоя
|
Искус ственный забой
|
Конструкция колонны
|
Состояние скважины
|
|
|
|
проектная
|
фактическая
|
проектный
|
фактический
|
|
колонна
|
Диаметр в мм
|
Глубина башмака колонны, м
|
Высота подъёма цемента от башмака, м
|
|
|
1
|
705Р
|
27.04.9002.07.90
|
3100
|
3100
|
юра
|
юра
|
2987
|
тех. колонна эк. колонна
|
219 146
|
807 2998
|
до устья до устья
|
в ликвидации
|
|
2
|
706Р
|
17.04.9231.07.92
|
3050
|
2950
|
юра
|
юра
|
нет данных
|
тех. колонна
|
219
|
842
|
до устья
|
в ликвидации
|
|
3
|
708Р
|
20.05.9121.07.91
|
3000
|
3000
|
юра
|
юра
|
2890
|
кондуктор тех. колонна эк. колонна
|
324 219 146
|
299 1250 2905
|
до устья до устья до устья
|
в консервации
|
Проводка скважин Южно-Удмуртского месторождения
Изученность керном
На Южно-Удмуртском месторождении керн отобран в скважинах
708Р, 706Р, 705Р. Общая проходка с отбором керна составила 225 м, вынос керна
от проходки составил 167,8 м или 73,1% (табл.1.2.5.), из нефтенасыщенных
пластов керн не отобран, лабораторные исследования керна отсутствуют.
Таблица1.2.5. Отбор керна по скважинам Южно-Удмуртского
месторождения
|
скв.
|
Глубина отбора керна
|
Пласт
|
Проходка с отбором керна, м
|
Вынос керна, м
|
% выноса керна к проходке с отбором керна
|
Вынос керна по коллекторам, м
|
|
708Р
|
1179-1191
|
ПК1
|
12
|
12
|
100
|
12
|
|
1191-1199
|
ПК1
|
8
|
8
|
100
|
8
|
|
2871-2883
|
Ю 1-4
|
12
|
11
|
91,6
|
6.9
|
|
2883-2898
|
Ю 2
|
15
|
4,6
|
30,6
|
4
|
|
2898-2908
|
Ю 2
|
10
|
3,2
|
32
|
1,7
|
|
2908-2923
|
Ю 2-3
|
15
|
4
|
26,6
|
0,4
|
|
Всего:
|
72
|
42,8
|
59,4
|
33
|
|
706Р
|
2696-2710
|
БП 21
|
14
|
10
|
71,4
|
8,6
|
|
2710-2725
|
БП 21
|
15
|
12
|
80
|
6,1
|
|
2755-2770
|
БП 22
|
15
|
11
|
73,3
|
0
|
|
2770-2785
|
БП 22
|
15
|
10
|
66,7
|
0
|
|
Всего:
|
59
|
43
|
72,9
|
17.7
|
|
705Р
|
2865-2880
|
VSGN
|
15
|
15
|
100
|
0
|
|
2880-2895
|
Ю11
|
15
|
15
|
100
|
2,2
|
|
2895-2909
|
Ю11-2
|
14
|
6,7
|
47
|
3,1
|
|
2909-2924
|
Ю1 1-3
|
15
|
14,3
|
95,3
|
10
|
|
2974-2987
|
Ю2
|
13
|
11,3
|
87
|
5
|
|
2987-2999
|
Ю2-3
|
12
|
11,8
|
98
|
0
|
|
2999-3009
|
Ю3
|
10
|
8
|
80
|
0
|
|
Всего:
|
94
|
82
|
87
|
20,3
|
|
Итого:
|
225
|
167,8
|
73,1
|
68
|
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика
разреза
Отложения платформенного чехла на площади вскрыты скважинами
в интервале от четвертичных до кровельной части среднеюрских включительно. На
максимальную толщину (3100м) осадочные породы в границах Южно-Удмуртской
площади вскрыты скважиной 705Р.
Стратиграфическое расчленение разреза произведено в
соответствии с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и
кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденными МСК СССР 30
января 1991 года.
Сводный геологический разрез составлен по скважине 708Р
Южно-Удмуртского и 696Р Чатылкынского месторождений (рис.1.3.1). Ниже приведено
описание вскрытых по площади отложений.
Юрская система
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах
доюрского фундамента и представлены тремя отделами: нижним, средним, верхним.
На полную толщину отложения юрского комплекса в пределах площади не вскрыты.
Скважиной 705Р при забое 3100 м вскрыто 220 м верхней части тюменской свиты
средней юры.
Тюменская свита представлена равномерным
чередованием светло-серых песчаников, аргиллитов, алевролитов, плохо
отсортированных. Для пород характерно обилие обугленных растительных остатков;
встречаются стяжения пирита, сидерита. Кровле тюменской свиты соответствует
пласт Ю2. На данном месторождении в песчаных линзах этого пласта скоплений УВ
не установлено.
Верхнеюрские отложения на рассматриваемой
территории имеют сложное строение, характеризуются существенным увеличением
толщин с запада на восток за счет появления песчаных тел в отложениях верхней
юры.
На основании предположений В.В. Корсуня предполагается, что
по периметру восточной окраины Западно-Сибирского палеобассейна волжского
времени в узкой субмеридионально вытянутой полосе площадей
Мангазейская-Верхне-Толькинская, Воргенская и далее на юг, юго-запад в
направлении Кальчинской площади происходило формирование ПААТ
(песчано-алевритовых аккумулятивных тел) суммарной толщиной до 110 м; при этом
доля песчаных и песчано-алевритовых пород в объеме этих массивов составляет
50-65% и они рассматриваются в составе Яновстановской свиты.
Согласно «Решениям 6-го межведомственного
стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточнённых
стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (Новосибирск, 2003
г.)» рассматриваемая территория расположена на границе двух структурно-фациальных
районов келловея и верхней юры - Пурпейско-Васюганского и Тазо-Хетского. В
Пурпейско-Васюганском районе выделяются васюганская, георгиевская и баженовская
свиты, латеральными аналогами которых в Тазо-Хетском районе являются сиговская
и яновстановская свиты.
Сиговская (васюганская) свита литологически
подразделяется на две подсвиты: нижнюю - глинистую и верхнюю -
песчано-глинистую.
Нижняя подсвита сложена аргиллитами
темно-серыми до черных с буроватым оттенком, тонкоотмученными, реже слоистыми,
слюдистыми, с обугленными или пиритизированными остатками растительного
материала, тонкоотмученными, с прослоями алевролитов и песчаников. Толщина
подсвиты до 50 м.
Верхняя подсвита представлена песчаниками
серыми с буроватым оттенком разной степени интенсивности, слюдистыми, средне-,
мелкозернистыми, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом с прослоями
аргиллитов и алевролитов. Встречается растительный детрит, иногда тонкие
углистые прослои. К отложениям подсвиты приурочен продуктивный горизонт Ю1
(пласты Ю11 - Ю12). Мощность
верхней подсвиты 20 - 30 м. Возраст осадков -
нижнекелловейский-верхне-оксфордский.
Георгиевская свита литологически
представлена аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, неравномерно
глауконитовыми, плотными, крепкими, содержащими слюду, остатки фауны.
На электрокаротажных диаграммах отложения свиты выделяются по
ИК резким уменьшением величины УЭС по сравнению с выше- и нижележащими
породами. Возраст отложений - верхнеоксфордский-нижневолжский.
Яновстановская (баженовская) свита представлена в
кровельной части битуминозными аргиллитами толщиной 5-8 м тёмно-серыми, иногда
почти чёрными, крепкими, тонкоотмученными, грубоплитчатыми, с землистым
изломом; алевролиты серые, участками известковистые, мелкозернистые с тонкой
волнистой слоистостью за счёт углистого детрита. С кровельной частью свиты
связан отражающий горизонт «Б» (киммеридж - волжский ярусы). Мощность свиты в
среднем составляет 22-46 м.
С целью выяснения прослеживаемости отложений яновстановской и
сиговской свит в разрезах соседних месторождений была выполнена детальная
корреляция разрезов скважин от Воргенского поднятия на востоке региона, в
направлении на запад к Холмистому месторождению по линии скважин 750Р-771Р
Воргенской площади, 696Р Чатылкынской, 701Р Удмуртской, 708Р Южно-Удмуртской,
661Р Холмистой площадей и построен палеогеологический профиль. В разрезе
верхнеюрских отложений выделены изохронные реперные слои глин R1 в подошве
нижнесиговской подсвиты и R2 в верхней части верхнесиговской подсвиты (рис.1.3.2).
Как видно из рис. 1.3.2, сиговская и яновстановская свиты с
характерными для них разрезами, отличающимися увеличенными толщинами песчаных
тел, развиты в восточной части региона на территории Воргенского поднятия. В
западном направлении они претерпевают резкое сокращение толщи, в интервалах
верхнесиговской подсвиты и яновстановской свиты. Уже в направлении к
Чатылкынской площади установлено сокращение мощности яновстановского комплекса
отложений (с 82 м в скв. 750Р Воргенского до 47 м в скв. 696Р Чатылкынского
месторождения), при этом происходит замещение песчаных пластов глинами. Верхняя
часть сиговской подсвиты при высокой доле песчаников в ее разрезе сохраняет
свою толщину. Еще западнее, в направлении к Южно-Удмуртской площади фиксируется
уменьшение мощности яновстановской свиты и резко сокращается, более чем в 2
раза, общая мощность верхнесиговской подсвиты (от 70 м в скв. 696Р
Чатылкынского месторождения до 30 м в скв. 701Р Удмуртского месторождения).
На Южно-Удмуртской площади, в районе скв. 708Р и далее на
запад в пределах Холмистой площади (скв. 661Р) толщины и характер отложений в
интервале сиговской свиты, практически не изменяются. Нижняя часть сиговской
свиты на всем протяжении от Воргенской площади на востоке до Холмистого
месторождения на западе отличается повышенной песчанистостью разреза, её толщина
на участке протяженностью более 130 км изменяется незначительно, сокращаясь от
72 м до 50 м.
Переход от яновстановской свиты к баженовской фиксируется
между скважинами 701Р и 708Р, где толщина интервала яновстановской свиты в скв.
701Р, составляющая 46 м, уменьшается до 22 метров в скв. 708Р Южно-Удмуртской
площади.
Кроме того, следует отметить, что в разрезе скв. 708Р
непосредственно над битуминозным слоем баженовской свиты залегает толща песчаников
и алевролитов суммарной мощностью 20 м; в интервале монолитного песчаника
2719-2724 м получен промышленный приток нефти. В скв. 705Р и 706Р на
Южно-Удмуртской площади и в разрезах смежных месторождений на этом
стратиграфическом уровне песчаные тела не установлены.
Таким образом, очевидна приуроченность данного
углеводородного скопления к отложениям нижней части неокома, соответствующей
ачимовскому комплексу усть-тазовской серии.
По всей вероятности, в разрезах скважин, начиная с
Южно-Удмуртской площади, где верхняя часть сиговской свиты представлена
преимущественно глинами и алевролитами, интервал разреза между георгиевской
свитой и кровлей тюменской свиты следует относить к васюганской свите.
К западу от этой полосы в направлении
осевой зоны Мансийской синеклизы происходит существенное сокращение мощности
пород с 90-110 м до 40-60 м при одновременном исчезновении из позднеюрского
интервала разреза песчаников. В породах баженовской свиты начинают преобладать
битуминозные глины. В западном направлении к центральной части Мансийской
синеклизы мощность волжских отложений уменьшается.
Черные высокобитуминозные глины,
относящиеся к баженовской свите, очерчивают относительно погруженную (глубинами
150-200 м) и наиболее глубоководную (300-350 м), в границах ложа Мансийской
синеклизы, части позднеюрского бассейна. Эти породы характеризуются высоким
нефтематеринским потенциалом (4, 18, 23).
Можно предположить, что именно в области
наиболее погруженной части ложа Западно-Сибирского палеобассейна,
некомпенсированного в поздней юре осадконакоплением, формировались наиболее
полные разрезы баженовской свиты, они имеют небольшие значения мощности (10-25
м). В то же время, аномальные разрезы баженовской свиты (35-150 м), несмотря на
большие значения мощности, вероятно неоднократно подвергались размывам (в
периоды накопления песчано-алевритовых тел).
К кровле сиговской (васюганской) свиты приурочен сейсмический
горизонт Б20, соответствующий интервалу пласта Ю1а. С
нижней подсвитой связан отражающий горизонт Б40 и пласты Ю11
- Ю14. Мощность свиты составляет 100 - 120 м.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним
и верхним. В объёме нижнего отдела выделяется: комплекс усть-тазовской серии, к
подошвенной части которого (берриас-валанжин) приурочен пласт БП222.
Верхний отдел включает альб-сеноманский ярусы усть-тазовской серии,
кузнецовскую, берёзовскую и ганькинскую свиты.
Усть-тазовская серия объединяет мощную толщу
валанжин - готерив - баррем - апт - альб - сеноманских отложений, представленных
континентальными и прибрежно-морскими осадками.
Литологически серия сложена неравномерно переслаивающимися
песчано-глинистыми породами, не выдержанными по мощности и простиранию.
Песчаные разности представлены песчаниками и алевролитами, от
мелко до разнозернистых, по составу полевошпатокварцевыми и аркозовыми.
Цементация от слабой до крепкой глинистым и известково-глинистым цементом. Тип
цементации смешанный с преобладанием порового и плёночно-порового цемента.
Глины тёмно-серые, участками коричневато-серые, в разной
степени алевритистые или песчанистые, нередко комковатые, в нижней части
разреза более аргиллитоподобные, с волнистой, косой и линзовидной слоистостью.
Породы обычно насыщены растительным детритом. Встречаются
маломощные прослои крепких известковистых песчаников.
На сейсмических разрезах кровля аптской угленосной толщи
контролируется отражающим горизонтом «М1» (апт). Граница сеноманского яруса с
туронским выделяется по опорному горизонту «Г», приуроченному к кровле
сеномана.
Мощность серии изменяется от 1450 до 1550 м. По буримости
породы относятся к III категории.
Кузнецовская свита (туронский ярус) сложена
глинами с прослоями песчаников, алевролитов, серыми, тёмно-серыми и чёрными,
иногда зеленовато-серыми. Отмечаются зёрна глауконита, стяжения пирита и
конкреции сидерита.
Мощность составляет 30 м.
Газсалинская свита (коньякский ярус)
представлена переслаиванием песчаников и алевролитов.
Общая мощность свиты составляет в среднем 100 м.
Берёзовская свита (коньякский + сантонский
+ компанский ярусы) выделяется в объёме верхней и нижней подсвит. Нижняя
подсвита сложена глинами опоковидными, алевритистыми, слюдистыми. Верхняя
подсвита представлена такими же глинами, но с преобладанием опоковидных,
нередко переходящих в опоки.
Общая мощность свиты составляет в среднем 210-230 м.
Ганькинская свита (маастрихтский + датский
ярусы) литологически представлена глинами серыми, зеленовато-серыми,
известковыми с прослоями алевритов, мергелей с редкими зёрнами глауконита,
конкрециями сидерита.
Общая мощность достигает 280 - 360 м.
Породы по буримости относятся ко II категории.
Палеогеновая система
Разрез палеогеновых отложений сложен толщей осадков
палеоценового, эоценового и олигоценового возрастов.
Тибейсалинская свита (палеоцен) представлена
в основании морскими осадками, в верхней части - континентальными.
Нижняя часть свиты сложена глинами тёмно-серыми, плотными, на
ощупь жирными, иногда алевритистыми, с линзами известковистого песчаника.
Мощность глинистой части - 30 м.
Верхняя часть свиты сложена песками мелко и среднезернистыми,
полевошпатово-кварцевыми, прослоями слабо каолинизированными.
Мощность составляет 50 м.
Люлинворская свита (эоцен) представлена
опоковидными глинами и опоками серыми, лёгкими, с прослоями диатомовых глин.
Возраст определён по комплексам радиолярий и фораминифер.
Мощность свиты достигает 80 м.
Тавдинская свита (эоцен) литологически
представлена двумя подсвитами: нижней и верхней.
Нижняя подсвита сложена песками серыми, серовато-зелёными,
изредка гравелитистыми, с прослоями зелёных и бурых глин.
Мощность свиты 130 - 150 м.
Атлымская свита (олигоцен) сложена
песками кварцевыми разнозернистыми с прослоями песчано-алевритовых глин.
Мощность свиты 60 - 80 м.
Четвертичная система
Четвертичные отложения в виде сплошного чехла покрывают почти
всю территорию Западно-Сибирской плиты. На размытой поверхности палеогеновых
отложений залегают серые пески с прослоями алевритистых глин. Выше залегают
озёрно-аллювиальные глины, серые с растительными остатками и ледниковые
образования: глины, массивные с валунами, галькой и гравием.
Значительная часть четвертичных отложений находится в мёрзлом
состоянии и образует криолитозону мощностью порядка 150 м.
По буримости породы относятся к I категории
1.4 Тектоническое строение месторождения
Южно-Удмуртское нефтяное месторождение в региональном
тектоническом плане приурочено к Западно - Сибирской области. По
общегеологическим представлениям Западно-Сибирская плита имеет трехъярусное
строение и состоит из палеозойского фундамента, промежуточного пермо-триасового
структурного этажа и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
Согласно схеме тектонического районирования фундамента,
представленной в работе М.Я. Рудкевича и др. (рис.1.4.1), исследуемая
территория расположена на границе Центрально-Западно-Сибирской складчатой
области и Ямало-Тазовского блока - области байкальской консолидации.
Центрально-Западно-Сибирская складчатая область представляет собой совокупность
нескольких моногео-синклиналей, разделенных крупными срединными массивами и
затухающими на широте Сибирских увалов, упираясь в докембрийский кратон.
Площадь работ расположена в области герцинской консолидации фундамента.
Согласно этой же работе, триасовые отложения в данном районе
могут быть развиты в пределах наиболее погруженных областей и представлены
осадочными образованиями тампейской серии.
Верхний структурно-тектонический этаж характеризуется слабой
дислоцированностью, полным отсутствием метаморфизма пород, контролирует
основные скопления углеводородов.
Южно-Удмуртское месторождение приурочено к одноимённому
локальному поднятию (3727), осложняющему структуру II порядка - Удмуртский
структурный мыс (1236) рис. 1.4.1 Удмуртский структурный мыс - структура
второго порядка, которая сформировалась между Северо-Сибирской (XVIII) и Верхнеколикьегальской
малой (LXVIII) моноклиналями и Восточно-Удмуртским малым прогибом.
Неразделённая группа средних и мелких структур III порядка и
структур IV порядка
|
1218 - Верхнетолькинское 1356 - Асбестовское
1407 - Холмистое 1767 - Восточно-Иохтурское 2764 - Няртольский локальный
структурный мыс 2872 - Чатылкынское 2866 - Воргенское 2808 - Равнинное 3166 -
Нярыльское 3167 - Южно-Нярыльское 3168 - Ветровое II 3169 -
Западно-Чатылкынское 3183 - Северо-Няртольское 3413 - бн 3414 - бн 3415 - бн
3416 - бн 3417 - бн 3441 - бн 3716 - Валихановское 3717 - Привольное 3719 -
Жигулевское 3720 - Ветровое I 3721 - Ветровое III
|
3722 - Ветровое IV 3723 - Ватылькинское 3724 -
Спасское 3725 - Южно-Спасское 3726 - Восточно-Спасское 3727-
Южно-Удмуртское 3728 - Удмуртское 4166 - Южно-Воргенское 4167 -
Сухоложское 4168 - Исеткое 4169 - Восточно-Исетское 4187 - Восточно-Равнинное
4188 - Северо-Жигулевское 4189 - Малоиохтурское 4190-Южно Ватылькинское 4191
- бн 4192 - бн 4193 - бн 4194 - бн 4256 - бн 4746 - бн 4747 - бн 4748 - бн
4749 - бн
|
Южно-Удмуртское локальное поднятие представляет собой
брахиантиклинальную складку, ось которой имеет северо-западное простирание,
размер которой по кровле юрских отложений составляет 14 х 8 км. Согласно
«Зональному геологическому проекту» (2003г), поднятие является бескорневым,
т.е. не имеет каких-либо особенностей волновой картины, отличающих поднятие от
сопредельных участков временного разреза в доплатформенных отложениях.
Характерной особенностью геологического строения осадочного
чехла и кровли доюрского основания на площадях, примыкающих к Южно-Удмуртской
площади, является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, имеющих, в основном
северо-западное простирание. В частности, по результатам работ прошлых лет, в
пределах проектируемой площади выделено разрывное нарушение северо-западного
простирания, являющееся экраном для меловых и юрских залежей. В то же время, если
судить по характеру разрывных нарушений близлежащего Харампурского
месторождения, на исследуемой территории можно предположить наличие аналогичной
системы непротяжённых кулисообразно залегающих относительно друг друга
дизъюнктивов.
На южно-удмуртском месторождении встречаются ловушки
смешанного типа. Залежи контролируются структурным, литологическим и
тектоническим факторами.
В виду малой протяжённости отдельных трещин картирование
возможно лишь средствами сейсморазведки 3Д, поэтому с целью уточнения
геологического строения на Южно-Удмуртской площади запланированы
сейсморазведочные работы 3Д площадью 200 км2.
1.5 Нефтегазоносность
Согласно «Обзорной карте Западно-Сибирской нефтегазоносной
провинции» под редакцией И.И. Нестерова (1990 г.), Южно-Удмуртское нефтяное
месторождение расположено в пределах Бахиловского нефтегазоносного района (НГР)
Васюганской нефтегазоносной области (НГО) (рис. 1.5.1).
Южно-Удмуртское нефтяное месторождение расположено в
непосредственной близости от разрабатываемых в настоящее время Чатылкынского и
Холмистого месторождений, где нефтеносными являются песчаные тела верхней части
сиговской (васюганской) свиты пласт Ю1а на Чатылкынском и
нижняя часть васюганской свиты пласты Ю11-Ю12
Холмистого месторождений.
В зоне Бахиловского нефтегазоносного района, а так же на
месторождении Южно-Удмуртское встречаются два нефтегазоносных комплекса:
неокомский (нижнемеловой) и васюганский (верхнеюрский, келловей-киммериджский).
Первый распространен на большей части провинции и представлен
толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной
нижнеаптской глинистой покрышкой. Общая толщина комплекса составляет 250-900 м,
глубина залегания в центральных районах 1500-2200 м, на севере 1700-3000 м. В
северных районах провинции возрастает роль комплекса в ресурсах газа
(Уренгойское, Ямбургское и др. месторождения). Большинство открытых
месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы
по исследованию литологических и структурно-литологических ловушек. С
неокомским комплексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти,
в меньшей степени газа.
Васюганский так же распространен на большей части
мегапровинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге,
до 3500 м на севере, толщина 50-60 м. Породы комплекса характеризуются большой
латеральой изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические
и литологические ловушки. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в
целом невысокие.
В пределах Южно-Удмуртского локального поднятия пробурены 3
поисково-разведочные скважины, и лишь в одной скважине 708Р при испытании в
песчаных телах верхней части сиговской (васюганской) свиты верхней юры и нижней
части ачимовского комплекса усть-тазовской серии, были получены притоки нефти с
пластов Ю1а и БП222.
В скважинах 705Р и 706Р перспективные интервалы, которые
коррелируются с продуктивными нефтенасыщенными пластами в скважине 708Р,
оказались неколлекторами (по ГИС).
В структурном плане залежи нефти пластов Ю1а
и БП222 совпадают.
Керн с продуктивных пластов не отбирался. Глубинные и
поверхностные пробы нефти отобраны только с пласта БП222.
Залежь пласта Ю1а была открыта скважиной
708Р, в которой по результатам испытания интервала 2766-2771 м (а.о. -2612,4 -
2617,4м) получен переливающий приток нефти дебитом 2,1 м3/сут., при Рзаб.= 25,8
МПа. Пластовое давление равно гидростатическому, пластовая температура +90оC.
Выявленная залежь приурочена к центральной, наиболее
приподнятой части структуры, дислоцирована разрывным нарушением на
северо-востоке и литологически экранирована на юго-западе (рис. 1.5.2).
Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в скважине 708Р на а.о. - 2612 м, эффективная
нефтенасыщенная мощность составляет 1,8 м (рис.1.5.3). Пласт однороден. ВНК не
вскрыт. Общая мощность пласта 8,3 м (рис..1.5.4). В скважинах 705Р и 706Р
коллектор отсутствует, пласт заглинизирован.
Залежь структурно-литологическая, с северо-востока осложнена
тектоническим нарушением. Размеры ее 6,5 х 8 км, высота до 30 м.
Характеристики толщин пласта Ю1а
приведены в табл.
Характеристика толщин пласта Ю1а
|
Толщина
|
Наименование
|
По пласту в целом
|
|
Общая
|
Средняя (м)
|
8.3
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
в т.ч.
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
нефтенасыщенная
|
Средняя (м)
|
1.8
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения, (м)
|
-
|
|
водонасыщенная
|
Средняя (м)
|
-
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
Эффективная
|
Средняя (м)
|
1.8
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
в т.ч.
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
нефтенасыщенная
|
Средняя (м)
|
1.8
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
водонасыщенная
|
Средняя (м)
|
-
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
Залежь пласта БП222 вскрыта скважиной 708Р
на а.о. -2565,4 м. По ГИС коллектор нефтенасыщен до а.о. 2571,6м. При испытании
скважины первоначально в интервале глубин 2719 - 2721 м (а.о.2565,4 - 2567,4 м)
был получен непереливающий приток нефти дебитом 8,1 м3/сут при уровне 759,5 м;
при испытании в интервале глубин 2719 - 2725 м (а.о.2565,4 - 2571,4 м) получен
фонтанирующий приток нефти дебитом 24,8 м3/сут, дебит газа - 3,66 тыс.м3/сут на
6 мм штуцере, ГФ - 147 м3/м3. Пластовое давление близко к гидростатическому,
пластовая температура +89оС.
Структурный план кровли пласта БП222
конформен структуре кровли пласта Ю1а. Залежь приурочена
к центральной, наиболее приподнятой части структуры, дислоцирована разрывным
нарушением на северо-востоке и литологически экранирована на юго-западе.
Нефтенасыщенный коллектор вскрыт в скважине 708Р на а.о. 2565,4 м, эффективная
нефтенасыщенная мощность составляет 5,4 м (граф.прил.1.5.6). ВНК не вскрыт.
Общая толщина пласта 10.8 м. Залежь структурно-литологическая, с северо-востока
осложнена тектоническим нарушением. Размеры ее 6,5 х 8 км, высота 30 м.
Пласт имеет незначительную расчлененность. Толщины
проницаемых прослоев равны 4,6 и 0,8 м, толщина глинистой перемычки 0,8 м.
Коэффициент расчлененности 2, песчанистости 0,5. Толщина перемычки разделяющая
пласт БП222 от Ю1а составляет 36 м.
Характеристики толщин пласта БП222
приведены в табл.
Характеристика толщин пласта БП222
|
Толщина
|
Наименование
|
По пласту в целом
|
|
Общая
|
Средняя (м)
|
10.8
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
в т.ч.
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
нефтенасыщенная
|
Средняя (м)
|
6.2
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения, (м)
|
-
|
|
водонасыщенная
|
Средняя (м)
|
-
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
Эффективная
|
Средняя (м)
|
5,4
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
в т.ч.
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
нефтенасыщенная
|
Средняя (м)
|
5,4
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
|
водонасыщенная
|
Средняя (м)
|
-
|
|
Коэф-т вариации (доли ед.)
|
-
|
|
Интервал изменения (м)
|
-
|
Следует отметить, что кроме вышеперечисленных основных
объектов перспективными являются отложения пластов БП221
- БП20, где по ГИС скв.708Р характер насыщения «неясен» в интервалах
глубин 2705,8 - 2716,8 м (а.о.2552,2 - 2563,2 м), 2678-2692,6 м (а.о.2524,4 -
2539 м) и 2664,6 - 2671,6 м (а.о.2511 - 2518 м). Испытания в этих интервалах не
проводились.
Все остальные пласты в разрезе Южно-Удмуртского месторождения
водонасыщенные по ГИС.
Результаты исследования поверхностных проб нефти
Южно-Удмуртского месторождения
|
Наименование
|
Пласт БП222
|
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
|
Плотность при 20 0С, кг/м3
|
1
|
2
|
850 - 858
|
854
|
|
Вязкость динамическая, мПа*с
|
|
|
|
|
|
при 20 0С
|
1
|
2
|
7,33 - 11,11
|
9,22
|
|
50 0С
|
1
|
2
|
3,40 - 4,28
|
3,84
|
|
Вязкость кинематическая, мм2/c
|
|
|
|
|
|
при 20 0С
|
1
|
2
|
8,62 - 12,95
|
10,79
|
|
50 0С
|
1
|
2
|
4,10 - 5,12
|
4,61
|
|
Температура застывания нефти, 0С
|
1
|
2
|
(- 20) - (+ 9)
|
-6
|
|
Температура насыщения парафином, 0С
|
1
|
2
|
|
|
|
Массовое содержание,%
|
Серы
|
1
|
2
|
0,29 - 0,36
|
0,33
|
|
Смол силикагелевых
|
1
|
2
|
4,44 - 4,55
|
4,5
|
|
Асфальтенов
|
1
|
2
|
0,1 - 0,18
|
0,14
|
|
Парафинов
|
1
|
2
|
3,16 - 3,56
|
3,36
|
|
Воды
|
1
|
2
|
-
|
-
|
|
Мех. Примесей
|
1
|
2
|
-
|
-
|
|
Солей, мг/л
|
1
|
2
|
0 - 5,97
|
2,99
|
|
Температура плавления парафина, 0С
|
1
|
2
|
53 - 54
|
53,5
|
|
Температура начала кипения, 0С
|
1
|
2
|
69-91
|
80
|
|
Объёмный выход фракций,%
|
н.к -100 0С
|
1
|
2
|
2-2
|
2
|
|
до 150 0С
|
1
|
2
|
8,4-16
|
12,2
|
|
до 200 0С
|
1
|
2
|
18-26,5
|
22,3
|
|
до 250 0С
|
1
|
2
|
31-37
|
34
|
|
до 300 0С
|
1
|
2
|
46-50
|
48
|
|
остаток
|
1
|
2
|
50-54
|
52
|
|
Классификация нефти
|
1.2.1.1 ГОСТ Р 51858-2002
|
Компонентный состав пластовой нефти Южно-Удмуртского месторождения
|
№ скв
|
Интервал перфорации, м
|
№ контейнера
|
Дата анализа
|
Состав,% мол
|
|
|
|
|
СО2
|
N2
|
СН4
|
С2H6
|
С3Н8
|
iC4H10
|
пС4Н10
|
iC5H12
|
пС5Н12
|
iС6Н14 + пС6Н14
|
С7 + (остаток)
|
|
Пласт БП222
|
|
708Р
|
2719-2725
|
1175/3
|
01.10.92
|
0,13
|
0,00
|
35,62
|
7,00
|
8,01
|
2,15
|
3,62
|
1,84
|
1,79
|
2,70
|
37,14
|
|
|
1111/1
|
|
0,18
|
0,09
|
35,18
|
8,16
|
2,16
|
3,71
|
1,84
|
2,06
|
2,95
|
36,67
|
|
среднее по пласту БП222:
|
|
0,16
|
0,05
|
35,40
|
7,00
|
8,09
|
2,16
|
3,67
|
1,84
|
1,93
|
2,83
|
36,91
|
Результаты анализов растворенного газа по данным однократного
разгазирования пластовых нефтей Южно-Удмуртского месторождения
|
№ скв.
|
Интервал перфорации, м
|
№ пробы
|
Дата анализа
|
Состав газа (% мол)
|
Плотность газа
|
|
|
|
|
СО2
|
N2
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
iC4H10
|
nС4Н10
|
iC5Н12
|
nС5Н12
|
iC6H14 + nС6Н14
|
относит. по воздуху
|
кг/м3
|
|
Пласт БП222
|
|
708Р
|
2719-2725
|
1175/3
|
01.10.1992
|
0,46
|
0,50
|
60,00
|
12,61
|
14,69
|
3,76
|
5,33
|
1,54
|
0,89
|
0,18
|
0,964
|
1,162
|
|
|
1111/1
|
|
0,19
|
0,27
|
58,75
|
12,74
|
15,32
|
3,85
|
6,13
|
1,59
|
0,94
|
0,21
|
0,983
|
1,185
|
|
среднее по пласту БП222:
|
|
0,33
|
0,39
|
59,38
|
12,68
|
15,01
|
3,81
|
5,73
|
1,57
|
0,92
|
0,20
|
0,974
|
1,174
|
Результаты анализов растворенного газа по данным ступенчатого
разгазирования пластовых нефтей Южно-Удмуртского месторождения
|
№ скв.
|
Интервал перфорации, м
|
№ пробы
|
Дата анализа
|
Состав газа (% мол)
|
Плотность газа
|
|
|
|
|
СО2
|
N2
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
iC4H10
|
nС4Н10
|
iC5Н12
|
nС5Н12
|
iC6H14 + nС6Н14
|
относит. по воздуху
|
кг/м3
|
|
Пласт БП222
|
|
708Р
|
2719-2725
|
1175/3
|
01.10.1992
|
0,26
|
0,00
|
71,19
|
13,27
|
10,74
|
1,57
|
2,01
|
0,45
|
0,34
|
0,17
|
0,796
|
0,959
|
|
|
1111/1
|
|
0,35
|
0,18
|
70,47
|
13,31
|
11,00
|
1,59
|
2,07
|
0,45
|
0,39
|
0,19
|
0,802
|
0,967
|
|
среднее по пласту БП222:
|
|
0,31
|
0,09
|
70,83
|
13,29
|
10,87
|
1,58
|
2,04
|
0,45
|
0,37
|
0,18
|
0,799
|
0,963
|
Свойства нефти пласта БП222
Южно-Удмуртского месторождения
|
Наименование
|
Пласт БП222
|
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
1
|
2
|
14,6-14,8
|
14,7
|
|
Газосодержание при однократном разгазировании,
м3/т
|
1
|
2
|
154-158
|
156
|
|
Объёмный коэффициент при однократном
разгазировании, д.е.
|
1
|
2
|
1,405-1,422
|
1,414
|
|
Суммарное газосодержание при ступенчатом
разгазировании по ступеням, м3/т P1= 4 МПа Т1=
20 0С P2= 0,8 МПа Т2=20 0С P3=
0,25 МПа Т3=20 0С P4=0,1 МПа Т4=
20 0С
|
1
|
2
|
136-141
|
139
|
|
Объёмный коэффициент при ступенчатом
разгазировании, д.е.
|
1
|
2
|
1,314-1,318
|
1,316
|
|
Плотность нефти при пластовых условиях, кг/м3
|
1
|
2
|
697-705
|
701
|
|
Плотность разгазированной нефти при стандартных
условиях по данным ступенчатой сепарации, кг/м3
|
1
|
2
|
814-816
|
815
|
|
Динамическая вязкость нефти при пластовых
условиях, мПа*с
|
1
|
1
|
0,48
|
0,48
|
|
Температура пластовая, оС
|
1
|
|
|
89
|
|
Коэффициент растворимости газа в нефти по
данным дифференциального разгазирования по ступеням промысловой сепарации, м3/(м3*МПа)
|
1
|
2
|
7,5-7,9
|
7,7
|
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и
пластовой нефти Южно-Удмуртского месторождения (% мол.)
|
Наименование
|
Пласт БП222
|
|
При однократном разгазировании пластовой нефти
в стандартных условиях
|
При ступенчатом разгазировании пластовой нефти
|
Пластовая нефть
|
|
Выделившийся газ
|
Нефть
|
Выделившийся газ*
|
Нефть*
|
|
|
Двуокись углерода
|
0,33
|
0,00
|
0,33
|
0,00
|
0,16
|
|
Азот+редкие
|
0,39
|
0,00
|
0,09
|
0,00
|
0,05
|
|
в т.ч. гелий
|
|
|
|
|
|
|
метан
|
59,38
|
0,33
|
70,83
|
0,03
|
35,40
|
|
этан
|
12,68
|
0,40
|
13,29
|
0,78
|
7,00
|
|
пропан
|
15,01
|
1,59
|
10,87
|
5,48
|
8,09
|
|
изобутан
|
3,81
|
1,03
|
1,58
|
2,77
|
2,16
|
|
н. бутан
|
5,73
|
2,33
|
2,04
|
5,36
|
3,67
|
|
изопентан
|
1,57
|
2,11
|
0,45
|
3,23
|
1,84
|
|
н. пентан
|
0,92
|
2,54
|
0,37
|
3,50
|
1,93
|
|
гексаны
|
0,18
|
4,74
|
0,15
|
5,37
|
2,83
|
|
гептаны + высшие (С7+)
|
|
84,93
|
|
73,48
|
36,87
|
|
Молекулярная масса, г/моль
|
28,2
|
193
|
23,2
|
175
|
98
|
|
Плотность газа, кг/м3
|
1,174
|
|
0,963
|
|
|
|
Плотность газа относительная (по воздуху), доли
ед.
|
0,974
|
|
0,799
|
|
|
|
Плотность нефти, кг/м3
|
|
837
|
|
815
|
701
|
Свойства и состав пластовых вод Харампурского и Чатылкынского
месторождений
|
Свойства вод
|
Харампурское м-е, ачимовские отложения
|
Чатылкынское м-е, юрские отложения
|
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Среднее значение
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
|
Содержание ионов, мг/л
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Na+ K+
|
5
|
8
|
5040 - 7680
|
6661
|
5
|
7
|
9852 - 11900
|
10630
|
|
Ca++
|
5
|
8
|
458 - 1620
|
1175
|
5
|
7
|
864 - 1128
|
994
|
|
Mg++
|
5
|
8
|
15 - 119
|
60
|
5
|
7
|
122-234
|
172
|
|
Cl-
|
5
|
8
|
10653 - 14539
|
12555
|
5
|
7
|
16844 - 21276
|
18572
|
|
HCO3-
|
5
|
8
|
61 - 476
|
227
|
5
|
7
|
98 - 549
|
314
|
5
|
8
|
6,9 - 7,5
|
7
|
5
|
7
|
6,8 - 7,5
|
7
|
|
Минерализация, г/л
|
5
|
8
|
17,2 - 24,2
|
20,7
|
5
|
7
|
27,9 - 34,8
|
30,7
|
|
Плотность в стандартных условиях, кг/м3
|
5
|
8
|
1012 - 1017
|
1015
|
5
|
7
|
1020 - 1025
|
1022
|
Результаты испытания разведочных скважин на Южно-Удмуртском
месторождении
2. Изучение геологических особенностей залежей
нефти в баженовской (сиговской) свите верхней юры (Ю1а) и нижней части
ачимовского комплекса усть-тазовской серии (БП222) на Южно-Удмуртском нефтяном
месторождении
.1 Характеристика литологического состава и ФЕС
продуктивных отложений и пород-покрышек
Ввиду недостаточности материалов или их полного отсутствия
для представления фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов
месторождения были использованы результаты исследований и экспериментов, на
близлежащих Ярайнерском, Холмистом и Харампурском месторождениях, а также
материалы переинтерпретации материалов ГИС И ГДИ скв.708Р Южно-Удмуртского
месторождения.
Совокупность данных, полученных по результатам геофизических,
гидродинамических исследований и анализов керна, позволило составить
представление о литологическом строении, петрофизических и
фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения.
Обоснованием правильности привлечения материалов
ФЕС по соседним площадям
Возникают случаи, когда в малоизученном районе на
новом месторождении не хватает данных по петрофизике и испытаниям продуктивных
коллекторов и приходится использовать, например, петрофизические зависимости по
коллекторам соседних месторождений, которые являются достаточно
представительными и прошли апробацию при оценке коллекторов, в том числе и для
подсчета запасов.
В настоящий момент такое привлечение данных «старых»
месторождений для изучения «новых» продуктивных коллекторов соседних
месторождений производится с большой долей субъективности. Для более
обоснованного решения этой проблемы необходима разработка системы критериев для
достоверного выбора аналога коллекторов [1].
К таким критериям можно отнести следующее:
. Петрофизические свойства
. Каротажная характеристика
. Литологическая характеристика коллекторов
. Комплексная оценка пород - покрышек (глинистых,
плотностных).
. Характеристика пластовых флюидов, в том числе по данным ИПТ
и ОПК.
. Сейсмические характеристики районов работ.
. Геологические особенности районов работ.
К вспомогательным критериям следует отнести территориальную
близость сравниваемых месторождений.
Таким образом, чтобы обосновать (найти) аналог коллектора для
малоизученного месторождения (когда базовые петрофизические зависимости не
обеспечены достаточным количеством измерений на кернах) приходится исследовать
и сравнивать значительный объем информации по сравниваемым месторождениям в
соответствии с вышеуказанным перечнем геолого-геофизических свойств разреза.
Другого рода трудности возникают непосредственно при
определении степени близости сравниваемых параметров или свойств исследуемых
коллекторов (разрезов). Для тех свойств и параметров, которые бывают только
описаны, их близость устанавливается с позиции «здравого смысла», когда
суждения о сходстве принимаются, во многом, в зависимости от опыта и даже
геологической интуиции интерпретатора. При этом получают ответы типа: «да» -
«нет». Это больше относится к геологическим свойствам, сейсмическим и
литологическим характеристикам сравниваемых объектов.
Для сравнения количественных параметров также используется их
простое сопоставление, но в некоторых случаях применяют корреляционный анализ.
Очевидно, что различие в величинах параметров сравниваемых коллекторов не
превышающее 20-30%, как правило, является тем пределом, который свидетельствует
о положительном суждении о наличии в качестве аналога, выбранного для сравнения
коллектора. Конечно, по близости лишь одного какого-либо параметра сравниваемых
коллекторов нельзя принимать суждение о наличии искомого аналога. На практике
приходится устанавливать достаточную близость относительно друг друга комплекса
(комбинации) параметров и свойств сравниваемых коллекторов различных
месторождений.
Охарактеризованность пластов по данным ГИС, ГДИ и
лабораторных исследований керна
Сразу же следует оговориться, что комплекс геофизических
исследований, проведенный в скважине 708Р, неполный. Результаты исследований
были подвергнуты повторной обработке и переинтерпретации с использованием
зависимостей, полученных по соседним месторождениям.
Выделение коллекторов выполнено по общепринятой методике по
прямым качественным и косвенным признакам с использованием всего имеющегося комплекса
ГИС. По микрозондам, каверномеру, ПС, ГК выделялись коллекторы, границы которых
уточнялись по фокусированным методам.
Определение коэффициента пористости проводилось по обобщенной
зависимости Кп(Апс) от абсолютной глубины на основе скорректированной по керну
зависимости Кп(Н а.о.).
Используя зависимость Кп= f(aпс), в результате
экстраполяции линий связи в область чистых коллекторов (aпс=1) и область граничного значения коллектора (aпс =0.3) были получены значения минимальной (Кпmin) и максимальной (Кпmax) пористости и установлен
диапазон изменения ее с глубиной:
Кпmax = 5.1512*Х6 - 71.902*Х5 + 408.81*Х4 - 1208*Х3 +
1952.4*Х2- 1643.1*Х + 597.09
Х=Н а.о./100 (1)
Кпmin = 18.77+12.45*Х- -9.82* Х2 +1.66* Х3 (2)
Следовательно, Кп = Кпmin+ (Кпmax - Кпmin)*(Апс-0.3)/0.7 (3)
геологический
месторождение нефтегазоносность доразведка
Таким образом, несмотря на литологическое различие пород
(глинистые породы, песчаники и алевролиты) и условия их залегания эта формула
позволяет учесть закон необратимого изменения пористости с глубиной.
Для определения нефтегазонасыщенности были использованы
обобщенные стандартные зависимости Рп(Кп) и Рн(Кв), используемые при расчете
подсчетных параметров на Харампурском месторождении.
По материалам переинтерпретации данных ГИС и ГДИ
скв. 708Р Южно-Удмуртского месторождения продуктивные пласты БП222-
ачимовской толщи и Ю1а - верхней юры
характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами. По пласту БП222
средняя пористость составила 19%, проницаемость (по ГДИ) - 9.5 мД. В
юрском пласте пористость и проницаемость (по ГДИ) составляют,
соответственно, 15.7% и 9.6 мД. Коэффициент удельной продуктивности по
пласту БП222 составил 0.054 м3/сут*м*атм, по
пласту Ю1а - 0.0611 м3/сут*м*атм. Коэффициент
гидропроводности - 10.7 Д*см/сПз (пл.БП222) и 3.3
Д*см/сПз (пл.Ю1а). Залежи нефти пластов
Южно-Удмуртского месторождения недонасыщены, коэффициент нефтенасыщенности по
пласту БП222 составил 57%, по Ю1а -
56%.
Известно, что на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов
оказывают влияние различные факторы, такие, как гранулометрический и
минералогический состав горных пород, структура порового пространства и другие.
Как свидетельствуют данные лабораторных исследований керна, приведенные в
таблицах 2.2.1, 2.2.2, эти свойства довольно подробно изучены на соседних
Ярайнерском (отложения ачимовской толщи) и Холмистом (юрские отложения)
месторождениях.
Породы ачимовской толщи представлены песчаниками
серыми, мелкозернистыми, полимиктовыми. Основными породообразующими минералами
являются кварц (22.8-41.9%) и полевые шпаты (42.3-47.9%), второстепенными -
обломки горных пород(11.3-19.1%) и слюды (1.8-10.2%). Размер обломков варьирует
от 0.02 до 0.32 мм, при доминирующем содержании мелкопесчаной фракции
(0.25-0.10) 63.9%. Основным глинистым материалом цемента является хлорит.
Система открытых пор имеет сложные неизометрические формы, поры часто
оказываются изолированными вследствие блокирования уплотнившимися зернами
пластичных пород, гидратированных слюд, глинистыми материалами. Решающее
влияние на снижение степени сообщаемости поровых каналов и падение
проницаемости оказывает повышенное содержание алевритовых и глинистых частиц,
заполняющих поровое пространство. На фильтрационных свойствах отрицательно
сказывается наличие микролинз алевролитов.
Юрские пласты представлены
неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин с прослоями и
линзами преимущественно карбонатных пород с включениями углистого и слюдистого
материала. Цемент коллекторов глинистый, содержание каолинита в нем достигает
32%. Невысокая пористость, плохая отсортированность обломочного материала,
повышенное содержание глин обуславливает невысокие фильтрационно-емкостные
свойства основной части пород пласта.
Яновстановская (баженовская) свита представлена в
кровельной части битуминозными аргиллитами толщиной 5-8 м тёмно-серыми, иногда
почти чёрными, крепкими, тонкоотмученными, грубоплитчатыми, с землистым
изломом; алевролиты серые, участками известковистые, мелкозернистые с тонкой
волнистой слоистостью за счёт углистого детрита. С кровельной частью свиты
связан отражающий горизонт «Б» (киммеридж - волжский ярусы).
Свита является флюидоупором (покрышкой) для верхнеюрских
отложений Ю1а. Мощность свиты в среднем составляет 22-46
м.
Усть-тазовская серия объединяет мощную толщу
валанжин - готерив - баррем - апт - альб - сеноманских отложений,
представленных континентальными и прибрежно-морскими осадками.
Нижняя часть свиты, представлена тёмно-серыми глинами,
участками коричневато-серыми, в разной степени алевритистыми или песчанистыми,
нередко комковатыми, в нижней части разреза более аргиллитоподобными, с
волнистой, косой и линзовидной слоистостью, так же породы насыщены растительным
детритом. Встречаются маломощные прослои крепких известковистых песчаников. Эта
часть свиты образует неплохой флюидоупор для отложений пласта БП222,
который является продуктивным.
Таблица2.1.1. Физические свойства пород ачимовской толщи (Ач1
Ярайнерское месторождение)
|
№ пп
|
Скважина
|
Лабораторный номер образца
|
Верх интервала отбора
|
Низ интервала отбора
|
Вынос керна
|
Место взятия от верха, м
|
Место взятия образца после привязки, м
|
Краткая литологическая характеристика
|
Открытая пористость по воде, Кп,%
|
Эффективная пористость, Кп эф,%
|
Газопроницаемость параллельно напластованию,
Кпр, мД
|
Водоудерживающая способность, Квс,%
|
Объемная плотность, д, г/см3
|
Минералогическая плотность, д, г/см3
|
|
1
|
5222
|
24795-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
2,73
|
2740,73
|
Песчаник м/з однородный
|
20,5
|
12,2
|
25
|
40,5
|
2,12
|
2,67
|
|
2
|
|
24796-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
2,76
|
2740,76
|
Песчаник м/з однородный
|
20,4
|
12,7
|
24
|
37,7
|
2,12
|
2,66
|
|
3
|
|
24797-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
2,88
|
2740,88
|
Песчаник м/з однородный
|
19,0
|
10,8
|
9,1
|
43,0
|
2,16
|
2,67
|
|
4
|
|
24798-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
2,91
|
2740,91
|
Песчаник м/з однородный
|
18,9
|
10,7
|
8,8
|
43,5
|
2,16
|
2,66
|
|
5
|
|
24799-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
2,94
|
2740,94
|
П/к м/з алевр. с един. линзочками глин
|
18,8
|
11,0
|
9,0
|
41,4
|
2,16
|
2,66
|
|
6
|
|
24800-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,10
|
2741,10
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
20,0
|
11,3
|
8,4
|
43,7
|
2,13
|
2,66
|
|
7
|
|
24801-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,13
|
2741,13
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,7
|
9,9
|
6,3
|
49,8
|
2,14
|
2,67
|
|
8
|
|
24802-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,18
|
2741,18
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,5
|
10,3
|
5,6
|
47,3
|
2,16
|
2,68
|
|
9
|
|
24803-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,21
|
2741,21
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,2
|
10,0
|
7,7
|
48,0
|
2,15
|
2,66
|
|
10
|
|
24804-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,24
|
2741,24
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,4
|
10,0
|
5,4
|
48,7
|
2,15
|
2,67
|
|
11
|
|
24805-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,27
|
2741,27
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
20,0
|
10,4
|
6,9
|
48,1
|
2,13
|
2,66
|
|
12
|
|
24806-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,43
|
2741,43
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
17,6
|
6,3
|
1,1
|
64,0
|
2,19
|
2,66
|
|
13
|
|
24807-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,46
|
2741,46
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
17,7
|
6,7
|
1,8
|
62,1
|
2,20
|
2,67
|
|
14
|
|
24808-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,73
|
2741,73
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
20,3
|
12,4
|
22
|
38,8
|
2,12
|
2,66
|
|
15
|
|
24809-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,76
|
2741,76
|
П/к м/з однородный
|
20,2
|
12,3
|
23
|
39,3
|
2,13
|
2,67
|
|
16
|
|
24810-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,79
|
2741,79
|
П/к м/з однородный
|
20,4
|
12,1
|
23
|
40,7
|
2,12
|
2,66
|
|
17
|
|
24811-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,83
|
2741,83
|
П/к ср-м/з с ед.намывами УСМ
|
19,4
|
12,3
|
33
|
36,6
|
2,14
|
2,66
|
|
18
|
|
24812-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
3,86
|
2741,86
|
П/к м/з однородный
|
19,6
|
12,7
|
29
|
35,0
|
2,14
|
2,66
|
|
19
|
|
24813-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
4,03
|
2742,03
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,9
|
11,2
|
13
|
43,8
|
2,66
|
|
20
|
|
24814-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
4,38
|
2742,38
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
19,9
|
11,2
|
15
|
43,5
|
2,13
|
2,66
|
|
21
|
|
24815-01
|
2737,0
|
2745,0
|
5,00
|
4,41
|
2742,41
|
П/к м/з алевритистый, однородный
|
20,2
|
12,2
|
12
|
39,4
|
2,12
|
2,66
|
|
22
|
603
|
22483-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,42
|
2730,72
|
Песчаник м/з с редк.линзами глин
|
16,8
|
9,0
|
6,9
|
46,2
|
2,22
|
2,67
|
|
23
|
|
22484-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,45
|
2730,75
|
Песчаник м/з с редк.линзами глин
|
17,3
|
9,8
|
6,9
|
43,6
|
2,21
|
2,67
|
|
24
|
|
22485-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,48
|
2730,78
|
Песчаник м/з однородный
|
18,7
|
11,4
|
17
|
39,0
|
2,17
|
2,67
|
|
25
|
|
22486-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,72
|
2731,02
|
Песчаник м/з с редк намывами и линзами глины
|
17,9
|
9,0
|
18
|
50,0
|
2,19
|
2,67
|
|
26
|
|
22487-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,75
|
2731,05
|
Песчаник м/з однородный
|
17,7
|
9,7
|
6,1
|
45,2
|
2,19
|
2,66
|
|
27
|
|
22488-00п
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
1,78
|
2731,08
|
Песчаник м/з однородный
|
17,7
|
|
|
|
2,20
|
2,67
|
|
28
|
|
22489-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
2,93
|
2732,23
|
Песчаник м/з карбонатный однородный
|
2,5
|
0,4
|
<0,1
|
85,9
|
2,63
|
2,70
|
|
29
|
|
22490-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
2,96
|
2732,26
|
Песчаник м/з карбонатный однородный
|
2,8
|
0,3
|
<0,1
|
89,0
|
2,62
|
2,70
|
|
30
|
|
22491-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
2,99
|
2732,29
|
Песчаник м/з карбонатный однородный
|
2,8
|
0,3
|
<0,1
|
89,1
|
2,63
|
2,71
|
|
31
|
|
22492-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
3,63
|
2732,93
|
Песчаник ср-м/з однородный
|
20,1
|
13,7
|
64
|
31,6
|
2,12
|
2,65
|
|
32
|
|
22493-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
3,66
|
2732,96
|
Песчаник ср-м/з однородный
|
20,1
|
13,8
|
67
|
31,3
|
2,12
|
2,65
|
|
33
|
|
22494-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
4,22
|
2733,52
|
Песчаник ср-м/з однородный
|
19,6
|
13,2
|
60
|
32,6
|
2,14
|
2,66
|
|
34
|
|
22495-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
4,25
|
2733,55
|
Песчаник ср-м/з однородный
|
19,8
|
13,6
|
62
|
31,1
|
2,13
|
2,66
|
|
35
|
|
22496-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
4,28
|
2733,58
|
Песчаник ср-м/з однородный
|
19,5
|
13,0
|
56
|
33,2
|
2,14
|
2,66
|
|
36
|
|
22497-00п
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
5,23
|
2734,53
|
Песчаник м/з однородный
|
18,1
|
10,6
|
|
41,4
|
2,19
|
2,67
|
|
37
|
|
22498-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
5,27
|
2734,57
|
Песчаник м/з однородный
|
17,9
|
10,5
|
15
|
41,4
|
2,20
|
2,68
|
|
38
|
|
22499-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
5,31
|
2734,61
|
Песчаник м/з однородный
|
18,5
|
11,5
|
23
|
37,9
|
2,17
|
2,66
|
|
39
|
|
22500-00
|
2728,0
|
2735,0
|
6,70
|
5,35
|
2734,65
|
Песчаник м/з однородный
|
17,8
|
10,6
|
15
|
40,3
|
2,20
|
2,68
|
Таблица2.2.2. Физические свойства пород юрских отложений (Ю11
Холмистого месторождения)
|
№№ скв
|
Лаборат. номер
|
Интервал отбора керна, м
|
глубина отбора пробы, м
|
Описание породы
|
Пористость,%
|
Газопроницаемость, мД
|
Остаточная водонасыщ,%
|
Плотность, г/см3
|
Карбонатность,%
|
|
|
|
до увязки
|
после увязки
|
|
|
открытая
|
эффективная
|
|
|
|
|
|
|
|
кровля, м
|
подошва, м
|
кровля, м
|
подошва, м
|
после увязки
|
|
керосинонасыщенная
|
водонасыщ
|
|
парал.
|
перпенд.
|
|
объемная
|
минеральная
|
|
|
661
|
2222
|
2900,0
|
2908,0
|
2900,0
|
2908,0
|
2900,6
|
0,65
|
Песчаник серый мелкозернистый со взмученными
глинистыми линзочками, сильно карбонатный.
|
2,30
|
|
|
0,01
|
|
|
2,63
|
|
37,20
|
|
2223
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2901,5
|
1,50
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритистый
обогащен взмученными углисто-глинистыми линзочками и намывами,
глинисто-карбонатный.
|
8,20
|
|
|
0,01
|
|
|
2,47
|
|
13,10
|
|
2224
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2902,1
|
2,10
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритистый, с
редкими прерывистыми углисто-глинистыми намывами.
|
12,10
|
12,10
|
5,89
|
1,10
|
|
51,30
|
2,35
|
|
0,80
|
|
2225
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2902,9
|
Песчаник серый мелкозернистый
|
15,20
|
14,80
|
8,44
|
6,80
|
|
42,98
|
2,27
|
|
0,70
|
|
2226
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2903,1
|
3,05
|
Песчаник серый мелкозернистый с редкими
углисто-глинистыми линзочками.
|
14,60
|
14,20
|
7,80
|
4,30
|
|
45,10
|
2,29
|
|
0,80
|
|
2227
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2903,8
|
3,80
|
Песчаник серый мелкозернистый с редкими
углисто-глинистыми линзочками.
|
14,60
|
14,60
|
7,69
|
4,70
|
|
47,30
|
2,28
|
|
1,50
|
|
2228
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2904,4
|
4,35
|
Песчаник серый мелкозернистый, более
однородный.
|
15,10
|
14,80
|
8,08
|
5,80
|
|
45,40
|
2,27
|
|
0,50
|
|
2229
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2905,0
|
5,00
|
Песчаник серый мелкозернистый.
|
15,20
|
14,70
|
8,28
|
5,90
|
|
43,70
|
2,27
|
|
0,50
|
|
2230
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2905,6
|
5,65
|
Песчаник серый мелкозернистый, более плотный.
|
14,60
|
14,20
|
7,61
|
4,10
|
|
46,40
|
2,29
|
|
0,60
|
|
2231
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2906,3
|
6,25
|
Песчаник серый мелкозернистый, более плотный.
|
14,70
|
14,80
|
8,35
|
5,70
|
|
43,60
|
2,25
|
|
0,60
|
|
2232
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2906,9
|
6,90
|
Песчаник серый мелкозернистый, более плотный.
|
14,70
|
14,80
|
7,95
|
4,80
|
|
46,30
|
2,27
|
|
1,20
|
|
2233
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2907,3
|
7,27
|
Песчаник серый мелкозернистый довольно
однородный.
|
15,90
|
15,50
|
9,33
|
11,60
|
|
39,80
|
2,25
|
|
1,4
|
|
2234
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2907,8
|
7,80
|
Песчаник серый мелкозернистый с редкими
глинистыми линзочками.
|
14,90
|
15,00
|
8,61
|
8,00
|
|
42,60
|
2,26
|
|
1,50
|
|
2235
|
2908,0
|
2916,0
|
2908,0
|
2916,0
|
2908,0
|
0
|
Песчаник серый мелкозернистый, слабо
карбонатный.
|
15,60
|
15,2
|
9,38
|
14
|
|
38,3
|
2,25
|
|
2,7
|
|
2236
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2908,9
|
0,85
|
Песчаник серый мелкозернистый.
|
16,00
|
15,90
|
8,92
|
8,10
|
|
43,90
|
2,25
|
|
1,10
|
|
2237
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2909,1
|
1,15
|
Песчаник серый мелкозернистый обогащен
глинистыми линзочками слабо карбонатный.
|
16,50
|
16,20
|
9,53
|
17,60
|
|
41,20
|
2,23
|
|
2,20
|
|
2238
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2910,6
|
2,55
|
Песчаник серый мелкозернистый, алевритистый с
прерывистыми углисто глинистыми намывами.
|
12,50
|
|
0,00
|
|
|
|
2,36
|
|
0,30
|
|
662
|
21097
|
2890,0
|
2905,0
|
2892,2
|
2907,2
|
2892,3
|
0,10
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритистый
однородный.
|
13,70
|
13,60
|
6,42
|
1,60
|
|
52,80
|
2,31
|
|
1,20
|
|
21098
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2893,0
|
0,80
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритистый
однородный.
|
13,50
|
13,20
|
5,72
|
1,20
|
|
56,70
|
2,33
|
|
1,10
|
|
21099
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2893,8
|
1,60
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритистый, с
многочисленными взмученными линзами и ходами илоедов, заполненными
углисто-глинистым материалом.
|
12,50
|
|
0,00
|
0,20
|
|
|
2,35
|
|
1,30
|
|
21100
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2894,3
|
1,85
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритовый с
единичными линзами глинисто-углистого материала.
|
15,30
|
15,10
|
7,05
|
1,60
|
|
53,30
|
2,27
|
|
1,50
|
|
21101
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2894,5
|
2,30
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритовый, с
линзочками углисто-глинистого материала.
|
14,50
|
14,40
|
6,35
|
1,40
|
|
55,90
|
2,29
|
|
1,20
|
|
21102
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2894,8
|
2,65
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритовый
однородный, слабо карбонатный.
|
17,30
|
17,40
|
10,41
|
11,00
|
|
40,20
|
2,21
|
|
2,10
|
|
21103
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2896,3
|
3,30
|
Неравномерное взмученное переслаивание,
песчано-алевритового и углисто глинистого материала.
|
18,65
|
|
0,00
|
|
|
|
2,19
|
|
2,80
|
|
21104
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2897,4
|
4,70
|
Песчаник светло серый мелкозернистый,
карбонатный.
|
9,85
|
|
0,00
|
|
|
|
2,39
|
|
0,90
|
|
21105
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2899,0
|
5,35
|
Песчаник серый мелкозернистый алевритовый, с
единичными прерывистыми намывами слюдистого материала.
|
6,40
|
|
0,00
|
0,03
|
|
|
2,50
|
|
21,10
|
|
664
|
1041
|
2910,0
|
2922,0
|
2914,3
|
2926,3
|
2915,1
|
0,80
|
Алевролит тёмно серый почти чёрный
мелкозернистый глинистый с многочисленными взмученными линзочками
песчано-алевритового материала.
|
8,75
|
|
|
|
|
|
2,48
|
|
1,90
|
|
1042
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2915,8
|
1,50
|
Серая с зеленоватым оттенком карбонатная порода
с включениями органики
|
6,65
|
|
|
|
|
|
2,54
|
|
35,30
|
|
1044
|
"
|
"
|
"
|
2916,9
|
2,65
|
Алевролит серый крупнозернистый с
многочисленными взмученными прерывистыми намывами, углисто глинистого
материала, с глинисто карбонатным цементом.
|
13,80
|
|
|
0,10
|
|
|
2,31
|
|
5,50
|
|
1045
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2917,3
|
3,05
|
Песчаник светло серый мелкозернистый с
единичными прерывистыми слюдисто углистыми намывами, карбонатный.
|
8,80
|
|
|
0,09
|
|
|
2,44
|
|
20,40
|
|
1046
|
"
|
"
|
"
|
"
|
2919,4
|
5,10
|
Аргиллит тёмно серый почти чёрный с
прерывистыми намывами и линзами песчано-алевритового материала.
|
6,75
|
|
|
|
|
|
2,43
|
|
1,00
|
Для оценки фильтрационно-емкостных параметров предварительно
было проведено подразделение всех изучавшихся образцов керна на
представительные и непредставительные. К последней категории отнесены образцы
со значениями пористости и проницаемости ниже значений нижних пределов
коллекторских параметров для продуктивных пластов Ноябрьского региона (13% по
пористости и 1мД по проницаемости).
В результате обработки данных лабораторных исследований средняя
пористость и проницаемость по ачимовским пластам составила - 19.1% и 20.8 мД
соответственно. По юрским отложениям пористость составила 15.2%,
проницаемость - 6.2 мД.
Результаты данных керновых исследований, ГИС и ГДИ
характеризующие ФЕС продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения
представлены ниже в таблицах 2.2.3, 2.2.4.
Таблица2.2.3. Характеристика коллекторских свойств и
нефтегазоносности пласта БП222
|
Метод определения
|
Наименование
|
Проницаемость, мД
|
Пористость доли ед.
|
Начальная нефтенасыщ. доли ед.
|
|
Пласт (ачимовские отложения) БП222
|
|
Лабораторные исследования керна (Ач1 Ярайнерского
м-я)
|
Количество скважин, шт.
|
2
|
2
|
|
|
Количество определений, шт.
|
36
|
34
|
|
|
Среднее значение
|
20.8
|
19.1
|
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
1.1-67
|
16.8-20.5
|
|
|
Геофизические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
|
1
|
1
|
1
|
|
Количество определений, шт.
|
3
|
3
|
3
|
|
Среднее значение
|
68.4
|
18.8
|
57
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
24-87.3
|
17.1-19.4
|
50.3-60.2
|
|
Гидродинами- ческие исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
|
1
|
|
|
|
Количество определений, шт.
|
1
|
|
|
|
Среднее значение
|
5.8
|
|
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
2.15-9.5
|
|
|
|
Принятые при проектировании значения параметров
|
9.5
|
|
|
Таблица 2.2.4. Характеристика коллекторских свойств и
нефтегазоносности пласта Ю1а
|
Метод определения
|
Наименование
|
Проницаемость, мД
|
Пористость доли ед.
|
Начальная нефтенасыщ. доли ед.
|
|
Пласт (юрские отложения) Ю1а
|
|
Лабораторные исследования керна (Ю11
Холмисто-Чатылкынской группы м-ий)
|
Количество скважин, шт.
|
2
|
2
|
|
|
Количество определений, шт.
|
19
|
20
|
|
|
Среднее значение
|
6.2
|
15.2
|
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
1.1-17.6
|
12.5-18.7
|
|
|
Геофизические исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
|
1
|
1
|
1
|
|
Количество определений, шт.
|
2
|
2
|
2
|
|
Среднее значение
|
10
|
15.7
|
56
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
5.6-13.3
|
15-16.2
|
54.2-58.1
|
|
Гидродинами- ческие исследования скважин
|
Количество скважин, шт.
|
1
|
1
|
|
|
Количество определений, шт.
|
1
|
|
|
|
Среднее значение
|
9.6
|
|
|
|
Коэффициент вариации
|
|
|
|
|
Интервал изменения
|
9.6
|
|
|
|
Принятые при проектировании значения параметров
|
9.6
|
|
|
Таким образом, обобщая результаты исследований можно сделать
следующий вывод:
. Геофизические и лабораторные исследования керна,
характеризующие ФЕС пласта Ю1а сопоставимы с данными ГДИ,
чего нельзя сказать о пласте БП222. Результаты ГДИ
полученные при опробовании пл. БП222 в
скв.708Р более чем корректны, т.к. они согласуются с результатами региональных
исследований отложений ачимовской толщи месторождений Ноябрьского региона
(Ярайнерское, Вынгаяхинское, Вынгапуровское, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское
и др. месторождения).
2. Данные исследований ФЕС свидетельствуют об ухудшенных
(низких) коллекторских свойствах продуктивных пластов БП222
и Ю1а.
2.2Фациальный состав коллекторских пластов и
пород-покрышек продуктивных горизонтов по ГИС
Одним из наиболее важных факторов, обеспечивающих успех
выделения песчаных тел - ловушек нефти и газа и установления их генезиса,
является расчленение разреза продуктивных толщ и их детальная корреляция. Как
правило, продуктивные отложения, сложенные терригенными породами, не всегда
содержат определимых остатков флоры и фауны, позволяющих проводить надежное
сопоставление разрезов, а ограниченный вынос керна в скважинах зачастую лишает
возможности вообще применять палеонтологические методы для увязки продуктивных
горизонтов между собой в пределах отдельных месторождений.
Региональные стратиграфические схемы, разработанные в
пределах нефтегазоносных бассейнов, где основными стратиграфическими единицами,
выделяемыми на основании изучения остатков фауны и флоры, являются ярусы,
свиты, подсвиты и толщи, могут служить лишь, исходными пунктами для разработки
более дробных-локальных-схем, в основу которых чаще всего бывают положены
только литологические принципы корреляции. Эти схемы, охватывающие относительно
небольшие интервалы разрезов (литологические пачки, ритмы, продуктивные
горизонты), приобретают исключительно важное значение при поисках залежей нефти
и газа в ловушках, связанных с выклиниванием песчаных пластов-коллекторов.
Наиболее сложным и трудоемким процессом является разработка таких схем для
фациально невыдержанных отложений континентального, прибрежно-морского и
дельтового генезиса, лишенных маркирующих горизонтов, в том числе и
фаунистических. В этих случаях основным методом, позволяющим производить
сопоставление разрезов продуктивных отложений, является выделение ритмов
(циклитов) и их корреляция в пределах изучаемой площади. После этого внутри
интервалов разреза откоррелированных циклитов сопоставляются однотипные
литофации, определенные с помощью фациального анализа с использованием
каротажных моделей фаций (главным образом электрометрических, но часто и по
кривой гамма-каротажа). На последнем этапе проводится корреляция отдельных
литотипов пород, находящихся в составе однотипных литофаций.
Теоретические представления по использованию
каротажных генетических моделей фаций для целей фациального анализа терригенных
отложений
При изучении фациальной природы песчаных тел методами ГИС
наибольшей информативностью обладает метод потенциалов собственной поляризации
(СП), однако могут использоваться и другие виды каротажа, такие как
гамма-каротаж (ГК), метод кажущегося сопротивления (КС), нейтронный
гамма-каротаж (НГК), нейтронный каротаж (НК), акустический (АК),
гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П) и другие.
Основным требованием применения метода ГИС для изучения
песчаных пластов с помощью качественных каротажных генетических моделей
терригенных фаций является связь формы каротажной кривой с изменением
гранулометрического состава обломочного материала, пористости и содержание в
породе глинистых частиц. При фациальной интерпретации материалов ГИС необходимо
оценивать влияние на форму каротажных кривых не только седиментологических
(гранулометрического состава, пористости, глинистости), но и мешающих факторов,
к которым относятся: влияние минерализации пластовых вод, химического состава
бурового раствора, характера проникновения фильтра промывочной жидкости в
пласт, соотношение диаметра скважины и мощности пласта, присутствия в
прискважинной зоне пласта остаточной нефти, аппаратурных погрешностей и др.
Если влияние мешающих факторов велико, то геофизик (геолог) должен решить
вопрос о целесообразности использования каротажной кривой для целей фациального
анализа.
Электрометрические модели фаций представляют собой определенной
формы аномалии кривой ПС, образованные рядом элементов (знак отклонения кривой
ПС, кровельная, боковая, подошвенная линии, ширина аномалии и т.д.) Каждый
такой элемент выполняет ту же функцию, что и первоначальные признаки при
установлении генезиса осадка по естественным обнажениям скважин.
На рис. 2.1. приведены качественные генетические каротажные
модели терригенных фаций, для песчаных тел потокового (рис.2.1а), барового
(рис.2.1б) происхождения и пляжевых отмелей (рис. 2.1в). Отметим, что каждому
типу фаций присущи только ей свойственные гидродинамическая активность водного
потока и последовательность смены палеогидродинамических режимов во времени.
Рис. 2.1. Качествнные генетические каротажные модели терригенных
фаций, для песчаных тел потокового (рис.2.1а), барового (рис.2.1б)
происхождения и пляжевых отмелей (рис. 2.1в)
Кроме того, при выполнении настоящего дипломного проекта для
сравнения использовались каротажные генетические модели фаций Томского университета,
обоснование некоторых типов фаций которых состоит в следующем.
Фация песков разливов
Электрометрическая модель фации песков разливов представляет
собой группу аномалий, каждая из которых обладает небольшой шириной и имеет вид
треугольника, расположенного в зоне значений б ПС, равных 0,5-0,4.
(таблица 2.1).
Кровельная линия, наклонная; подошвенная горизонтальная,
прямая; наибольшие отрицательные отклонения кривой ПС отмечаются в нижней части
аномалии. Для этой фации, так же как для всех речных отложений, характерно
расположение более крупнозернистых осадков в нижней части песчаного тела. Вверх
по разрезу размерность обломочных частиц несколько уменьшается.
При трансгрессивном залегании отложения этой фации пepeкpываются осадками
внутренней части поймы, в случае регрессивного залегания - фациями береговых
валов и русловыми отложениями меандрирующих рек либо вообще - уничтожаются.
Появление электрометрических моделей этих фаций служит прямым признаком,
указывающим на скорое выклинивание песчаных осадков замещение их глинистыми
породами. По типу электрометрической модели эта фация имеет наибольшее сходство
с фацией береговых валов, от которой отличается меньшей шириной отрицательных
аномалий, меньшими значениями аПС, характерным групповым развитием и
положением в генетическом ряду фаций. От вдольбереговых регрессивных баров,
береговых валов и гребней штормовых волн модель этой фации отличается резко
выраженной горизонтальной подошвенной линией, меньшими значениями б ПС и
иным сочетанием моделей покрывающих и подстилающих фаций.
Песчаные тела фации песков разливов в поперечном сечении
представляют собой линзообразно-вогнутые резко асимметричные образования, у
которых ширина во много раз превышает их мощность. Так, мощность их чаще всего
равняется 1-3 м, а ширина достигает нескольких сотен, метров. Верхняя и нижняя
границы резкие, без следов размыва. В продольном сечении это пологие
линзообразно-выпуклые образования протяженностью в сотни и тысячи метров.
Занимаемые этими телами площади (от единиц до десятков квадратных километров)
имеют овальные очертания, располагаясь вдоль русла реки. Песчаные тела
образованы мелкозернистыми глинистыми песками и тонко-косослоистыми
алевролитами. Падение косых слойков веерообразное по отношению к береговой
линии (седиментационному простиранию).
Фация береговых валов
Осадки этой фации ограничивают внешний край речной поймы,
отделяя ее от русловых отложений. Электрометрическая модель берегового вала
представляет собой вытянутый прямоугольный треугольник, образованный наклонной
кровельной, зубчатой, или рассеченной, и прямой горизонтальной подошвенной
линиями и располагающийся своим острым углом в зоне отрицательных отклонений ПС
(таблица 2.2.). Максимальное значение б ПС, достигающее 0,6-0,5,
приурочено к нижней части аномалии. С уменьшением динамической активности
водной среды количество глинистого материала вверх по разрезу увеличивается.
Ширина отдельных аномалий невелика (5-8 м), но для сложно построенных песчаных
тел она может увеличиваться до 10-30 м и более.
Береговые валы при трансгрессии покрываются отложениями фации
песков разливов или глинистыми осадками поймы. При регрессии они залегают на
песках русловой отмели и настолько тесно с ними связаны, что их можно различить
с большим трудом.
Отложения береговых валов крупных рек представлены
мелкозернистыми песками. Наиболее грубые разности, приуроченные к нижней части
вала, формировались в относительно высоких гидродинамических условиях. Подошва
вала резкая, горизонтальная, без следов размыва, верхняя поверхность выпуклая.
Электрометрическая модель береговых валов наиболее сходна с моделью фации
песков разливов и отличается от нее несколько большей шириной аномалии и
большими значениями апс.
От электрометрических моделей фаций морских пляжей и
прибрежных валов она отличается наличием горизонтальной подошвенной линии и
меньшими значениями апс. Кроме того, описываемая электрометрическая
модель никогда не встречается в сочетании с моделями морских фаций. Поперечное
сечение песчаного тела, образованного береговым валом, линзовидно-выпуклое
асимметричное одностороннезубчатое, ширина его измеряется десятками метров. В
продольном сечении оно пластообразно-выпуклое. Протяженность валов вдоль русел
колеблется в широких пределах, от сотен до тысяч метров.
В плане это узкие, линейно вытянутые, редко овальных
очертаний песчаные тела, занимающие площадь до десятков квадратных километров.
Пески, слагающие береговые валы, косослоистые, падение косых слойков
перпендикулярно к направлению русла реки и параллельно седиментационному
простиранию. Органические остатки в песках отсутствуют.
Фация пляжа
Пляжи формируются на морском берегу в защищенных заливах и
бухтах вдоль низких прибрежных равнин, полого наклоненных (5-100) в
сторону моря. Чем круче склон, тем грубее обломочный материал пляжа (таблица
2.3). Отложения пляжей в ископаемом состоянии слабо изучены, в связи с этим и
электрометрическая модель этой фации нуждается в уточнении. По нашим данным,
она представляет собой два слившихся прямоугольных треугольника, остроугольные
вершины которых располагаются в зоне отрицательных отклонений ПС. Значение б
ПС достигает 0,1-0,8, кровельная линия горизонтальная, осложнена
зубчатостью; боковая линия отсутствует; подошвенная наклонная зубчатая, иногда
рассечена. Ширина аномалий чаще всего 5-10 м. Наибольшее отрицательное
отклонение кривой отмечается в верхней части аномалии..
Энергетический уровень среды формирования этих осадков очень
высокий. Гидродинамическая активность в период образования песчаного тела
носила прерывистый характер, всегда увеличиваясь в конечных стадиях его
отложения. При трансгрессивном залегании пляжевые пески перекрываются
отложениями забаровых лагун и баров, при регрессивном- аллювиальными
отложениями. Если же песчаные пляжи в течении длительного времени подвергались
деятельности ветра, то они могли быть в какой-то своей части переработаны и
покрыты дюнами. Элетрометрическая модель фации пляжей имеет сходство с моделью
вдольбереговых регрессивных баров, от которой отличается главным образом
меньшей шириной аномалии и иным набором перекрывающих фаций.
В поперечном сечении песчаные тела пляжей имеют
линзообразно-вогнутую ассиметричную форму. Ширина их составляет десятки и сотни
метров. В продольном направлении песчаные тела имеют линзообразно-вогнутое,
чаще симметричное сечение и простираются вдоль берега на десятки и сотни
километров. Занимаемая площадь достигает десятков и сотен квадратных
километров, представляя собой в плане линейно вытянутые полосы. Отложения
пляжей, представленные хорошо окатанными, отсортированными песками, гравием или
галькой, могут содержать в большом количестве как целые, так и битые раковины.
Пески косослоистые, слоистость расположена перпендикулярно к седиментационному
простиранию.
Результаты фациального анализа продуктивных
отложений по данным ГИС
Исследовав материалы ГИС, всех скважин 705Р, 708Р, 42, 706Р,
пробуренных на Южно-Удмуртской площади, были получены следующие результаты
изучения фациального состава продуктивного разреза скважин по каротажным
моделям фаций.
Таблица 2.4 Результаты фациального анализа отложений
продуктивного разреза по скважинам Южно-Удмуртского месторождения
|
№ СКВ
|
Границы пластов
|
Фациальный состав
|
|
|
По каротажным генетическим моделям фаций (ПС,
ГК)
|
По моделям Томского университета
|
|
7 0 5Р
|
2713-2741
|
Глина
|
Глины
|
|
2741-2762
|
Песчаник-пляжевый
|
Береговых валов
|
|
2762-2772 (БП 222)
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2772-2782
|
Глины
|
|
|
2782-2792
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2792-2837
|
Глины
|
Глины
|
|
2837-2842 (Ю 1А)
|
Песчаник-баровый
|
Береговых валов
|
|
2842-2848
|
Глины
|
Глины
|
|
2848-2863
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
Песков разливов
|
|
2863-2895
|
Глины
|
Глины
|
|
2895-2901
|
Песчаник-пляжевый
|
Песков разливов
|
|
2901-2915
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
|
|
2915-2921
|
Песчаник-русловый
|
|
|
7 0 8Р
|
2693-2705
|
Глины
|
Глины
|
|
2705-2719
|
Песчаник-пляжевый
|
Береговых валов
|
|
2719-2729 (БП 222)
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2729-2733
|
Глины
|
|
|
2733-2736
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2736-2765
|
Глины
|
Глины
|
|
2765-2773 (Ю 1А)
|
Песчаник-баровый
|
Береговых валов
|
|
2773-2778
|
Глины
|
Глины
|
|
2778-2787
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
Песков разливов
|
|
2787-2823
|
Глины
|
Глины
|
|
2823-2827
|
Песчаник-русловый
|
Песков разливов
|
|
2827-2847
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
|
|
2847-2851
|
Песчаник-русловый
|
|
|
4 2
|
2782-2796
|
Глины
|
Глины
|
|
2796-2812
|
Песчаник-пляжевый
|
Береговых валов
|
|
2812-2820 (БП 222)
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2820-2825
|
Глины
|
|
|
2825-2827
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2827-2854
|
Глины
|
Глины
|
|
2854-2864 (Ю 1А)
|
Песчаник-баровый
|
Береговых валов
|
|
2864-2868
|
Глины
|
Глины
|
|
2868-2878
|
Песчаник-пляжевый
|
Пляжей
|
|
2878-2915
|
Глины
|
Глины
|
|
2915-2920
|
Песчаник-русловый
|
Песков разливов
|
|
2920-2936
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
|
|
2936-2943
|
Песчаник-русловый
|
|
|
7 0 6Р
|
2736-2743
|
Глины
|
Глины
|
|
2743-2757
|
Песчаник-баровый
|
Береговых валов
|
|
2757-2764 (БП 222)
|
Песчаник-пляжевый
|
|
|
2764-2766
|
Глины
|
|
|
2766-2768
|
Песчаник-баровый
|
|
|
2768-2814
|
Глины
|
Глины
|
|
2814-2823 (Ю 1А)
|
Песчаник-пляжевый
|
Пляжей
|
|
2823-2827
|
Глины
|
Глины
|
|
2827-2841
|
Песчаник-пляжевый
|
Пляжей
|
|
2841-2868
|
Глины
|
Глины
|
|
2868-2873
|
Песчаник-русловый
|
Песков разливов
|
|
2873-2886
|
Песчаник глинистый приливной равнины
|
|
|
2886-2893
|
Песчаник-русловый
|
|
Так в скважине №705 выделятся фации береговых валов и
фации песков разливов, которые разделяются между собой прослоями глинистых
пород (таблица 2.4).
Типы фаций, определенные по моделям Томского университета,
сопоставили с оценками фаций, установленные с помощью стандартных каротажных
генетических моделей фаций (ПС,ГК) и получили:
. Фации береговых валов, в которую входят пласты БП 221
и БП 222 (2741-2792м), (модели Томского университета) соответствуют
пляжевым песчаникам и песчаникам баровым с небольшим прослоями глин,
определенные по стандартным каротажным генетическим моделям фаций.
. В разрезе продуктивного пласта Ю 1А (2837-2842м)
выделяется фация береговых валов (модели Томского университета)
соответствует фации баровых песчаников, установленных по стандартным
генетическим каротажным моделям фаций.
.Фация песков разливов пласта Ю 1А1
(2848-2863м), выделенных с помощью моделей Томского университета, соответствует
фации песчаника приливной равнины с мелкими прослоями глин, определенных по
стандартным генетическим каротажным моделям фаций.
.Фация песков разливов (2895-2921м) пласта Ю 1А1,
установленная по моделям Томского университета, соответствует, выделенным в
этом интервале глубин по стандартным генетическим каротажным моделям фаций,
пляжевым песчаникам, песчаникам русловым и песчаникам глинистым приливной
равнины.
В продуктивном разрезе скважины № 708 так же
прослеживаются фации береговых валов и фации песков разливов, определенных по
моделям Томского университета (таблица 2.4), которые в свою очередь
переслаиваются с глинами. Эти оценки фаций сопоставлялись с оценками фаций,
установленных с помощью стандартных генетических каротажных моделей фаций:
.Фации пластов БП 221, БП 222 в
перспективном интервале (2719-2736м) по оценкам с помощью моделей Томского
университета относятся к береговым валам. Согласно стандартным генетическим
каротажным моделей фаций (см. рис. 2.1) в данном интервале глубин выделяются
фации пляжевых и баровых песчаниквый, а также линзы глин (таблица 2.4).
.Фация продуктивного пласта Ю 1А (2765-2773м) по
моделям Томского университета определена как фация береговых валов, а в
соответствии со стандартными генетическими каротажными моделями фаций (рис.2.1)
- как фация баровых песчаников.
.Фация пласта Ю 1А1 (2778-2787м) по моделям
Томского университета определена как фация песков разливов, а по моделям
рис.2.1 - как фация песчаников глинистых, образовавшихся на приливной равнине.
.Фация песков разливов (2823-2851м), установленная по моделям
Томского университета, соответствует русловым песчаникам и песчаникам глинистым
приливной равнины, определенным по стандартным генетическим каротажным моделям
фаций.
В скважине №42, которая является
пробно-эксплуатационной, согласно моделям Томского университета выделяются фация
береговых валов, фация пляжей и фация песков разливов (таблица 2.4). Эти фации
так же сопоставлялись с оценками фаций, установленных с помощью стандартных
генетических каротажными моделей терригенных фаций (рис.2.1):
.Фация пластов БП221 и БП 222 в продуктивном
интервале (2796-2827м), определенная по моделям Томского университета, как
фация береговых валов соответствует фациям пляжевых и баровых песчаников
(имеется также линза глин небольшой мощности), установленных согласно
качественных генетических каротажных моделей фаций (рис. 2.1).
.Фация пласта Ю 1А в перспективном интервале
(2854-2864м), согласно моделям Томского университета, определена как фация
береговых валов тогда как по каротажным моделям фаций (рис.2.1) - как фация
соответствует песчаников баровых.
.Фация пласта Ю 1А1 в интервале (2868-2878м) в
обоих случаях определена как фация пляжевых песчаников.
.Фация терригенных пород в интервале (2915-2943м),
определенная согласно моделям Томского университета, как фация песков разливов,
по стандартным генетическим каротажным моделям фаций выделяются как фации
русловых песчаников и песчаников глинистых приливной равнины.
В разведочной скважине №706 в интервале продуктивных
горизонтов, фации, выделенные согласно моделям Томского университета, относятся
к фациям береговых валов, пляжей и песков разливов (таблица 2.4). Эти фации
сопоставлялись с оценками фаций по данным методов СП и ГК, согласно стандартных
генетических каротажных моделей фаций (рис. 2.1):
.В интервале залегания пластов БП 221 и БП 222
(2743-2768м), согласно моделям Томского университета, прослеживается фация
береговых валов, которая соответствует фациям баровых и пляжевых песчаников,
установленных с помощью генетических каротажных моделей фаций (рис.2.1).
.В пласте Ю 1А (2814-2823м) в обоих случаях
прослеживается фация пляжевых песчаников.
.В пласте Ю 1А1 (2827-2841) также в обоих случаях
прослеживается фация пляжевых песчаников.
.Фация песков разливов (2868-2893м), выделенная по моделям
Томского университета, соответствует фациям русловых песчаников и песчаников
глинистых приливных равнин (см. таблица 2.4), установленных по качественным
генетическим каротажным моделям фаций (рис. 2.1).
Рис. 2.2.2.1 Геологический профиль с фациями по линии скважин
№705,708,42,706.
2.3Анализ зависимостей мощностей продуктивных
коллекторов и покрышек с учетом фаций
Основные перспективы района в большей степени связаны с
нижнемеловыми отложениями (усть-тазовская свита), в меньшей - с верхнеюрскими
(васюганская свита)..Большинство продуктивных пластов БП222,
БП221, БП20 обладают хорошими коллекторскими
свойствами и при наличии благоприятных литолого-фациальных и
структурно-тектонических условий могут представлять нефтегазопоисковый интерес.
Ниже приведены характеристики перспективных нефтегазоносных
фаций пластов БП222 и Ю1А.
Пласт БП222
В пласте БП222 (2762-2772м) на
Южно-Удмуртской площади по электрическим каротажным методам (ПС) с
использованием стандартных генетических каротажных моделей фаций(см. рис.2.1)
выделена одна фация - песчаник баровый, который по фациальным моделям Томского
университета интерпретируется как береговой вал.
С точки зрения нефтеносности данная фация представляет
наибольший интерес. Фация сложена преимущественно средне и мелкозернистыми
песчаниками. Покрышой для пласта БП222 служат глины,
которые являются хорошим флюидоупором (покрышкой), т.к. распространены по всей
площади залежи и имеют достаточно хорошую мощность, в частности в сводовой
части залежи. Что касается мощности самого пласта БП222,
то данный пласт также выдержан по всей площади залежи (по всему профилю
разреза) и имеет среднюю мощность 10.8 м. Незначительные отклонения от средней
мощности, а так же изменения фаций наблюдаются в восточной части залежи- по
мощности на 1-3 м, а по фациям - установлен переход от песчаника барового к
песчанику пляжевому.
Пласт Ю1А
2.4 Анализ распространения мощности отложений
каждой фации по моделям Томского университета
Данный анализ проводился вдоль линии по построенному профилю
скважин №705Р, 708Р, 42, 706Р с запада на восток.
В скважинах № 705Р, 708Р были выделены как фации береговых
валов, так и фации песков разливов, в скважине №706 были выделены фации пляжей,
береговых валов и песков разливов, в скважине №42 выделились фации береговых
валов, фация пляжей и фация песков разливов. Выделенные фации разделяются между
собой пластами глин (флюидоупоры). Описание распространения фации проводились
снизу вверх по профилю.
Таблица 2.5 Распределения мощностей фациальных типов по
моделям Томского университета вдоль линии профиля скважин
|
№ СКВ
|
Мощность пластов, м
|
Фациальный состав
|
|
|
По моделям Томского университета
|
|
7 0 5
|
28
|
Глины
|
|
51 (БП222)
|
Береговых валов
|
|
45
|
Глины
|
|
5 (Ю1А)
|
Береговых валов
|
|
6
|
Глины
|
|
15
|
Песков разливов
|
|
32
|
Глины
|
|
26
|
Песков разливов
|
|
7 0 8 7 0 8
|
12
|
Глины
|
|
31 (БП222)
|
Береговых валов
|
|
29
|
Глины
|
|
8 (Ю1А)
|
Береговых валов
|
|
5
|
Глины
|
|
9
|
Песков разливов
|
|
36
|
Глины
|
|
28
|
Песков разливов
|
|
4 2
|
14
|
Глины
|
|
31 (БП222)
|
Береговых валов
|
|
27
|
Глины
|
|
10 (Ю1А)
|
Береговых валов
|
|
4
|
Глины
|
|
10
|
Пляжевый
|
|
37
|
Глины
|
|
28
|
Песков разливов
|
|
7 0 6
|
7
|
Глины
|
|
25 (БП222)
|
Береговых валов
|
|
46
|
Глины
|
|
9 (Ю1А)
|
Пляжей
|
|
4
|
Глины
|
|
14
|
Пляжей
|
|
27
|
Глины
|
|
25
|
Песков разливов
|
)Фация песков разливов прослеживается во всех скважинах,
мощность данной фации меняется не значительно: в скважинах № 705, 706 по 25м, в
остальных по 28 метров, можно утверждать, что данная пачка пород увеличивает
свою мощность в сводовой части месторождения.
)Пласт глин, так же прослеживается во всех скважинах, на
западе пласт имеет толщину 32м, в сводовой части 36-37м, восточнее пласт теряет
свою мощность до 27м.
)Фация песков разливов в скважинах №42, 706 меняется на фацию
пляжей. Эти две фации именуются по профилю, как пласт Ю1А1,
который прослеживается во всех скважинах. К сводовой части мощность пласта
падает до 9-10м, на западе и востоке профиля мощность увеличивается до 14-15м.
)Пласт глин так же прослеживается по всему профилю. Пласт
маломощный диапазон мощности меняется от 4-6м. Причем толщина падает с запада
на восток.
)Пласт Ю1А в скважинах №705, 708, 42
характеризуется как фация береговых валов, и только в скважине №706 пласт
переходит в фацию пляжей. Мощность пласта от 5-10м, максимальное значение в
сводовой части 10м, в районе скважины №42.
)Пласт глин, который служит, хорошим флюидоупором (покрышкой)
для нефтеносного пласта Ю1А имеет диапазон толщин от
27-46м. Его мощность падает в своде месторождения до 27-29м. На западе и
востоке мощность колеблется от 45-46м.
)Фация береговых валов, которая формирует продуктивный пласт
БП222, так же представляющий промышленный интерес на
данном месторождении, характеризуется толщинами от 25 до51м. На профиле
наглядно видно его уменьшение толщин с запада на восток.
) Вышезалегающий пласт характеризуется как глины, которые
являются флюидоупором по всему профилю для пласта БП222.
Данный пласт глин имеет мощность от 7-28м. По профилю видно, что пласт имеет
падение мощности с запада на восток.
2.5 Анализ геологического обоснования
эксплуатационных объектов
Эксплуатационный объект - один или несколько продуктивных
пластов или часть слоистого продуктивного разреза, разрабатываемых единой
сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин по самостоятельной
технологической схеме.
Для выделения эксплуатационных объектов в первую очередь
используются, как геологические данные по месторождению, так и
гидродинамические расчеты, а также технико-экономический анализ. Т.е. выделение
эксплуатационных объектов производится на основе геолого-промыслового материала
и обосновывается гидродинамическими расчетами с последующим
технико-экономическим анализом этих расчетов,так как дробление продуктивного
горизонта на большое число объектов и эксплуатация каждого из них
самостоятельной сеткой скважин требует больших капитальных вложений и
значительно увеличивает себестоимость нефти.
Основными геолого-промысловыми факторами, учитываемыми при
выделении эксплуатационных объектов, являются: диапазон нефтегазоносности по
разрезу; число продуктивных горизонтов (пластов); глубины залегания; мощность
глинистых разделов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение ВНК по
пластам, совпадение залежей в плане; литологическая характеристика; диапазон
изменения коллекторских свойств, особенно проницаемости; различие типов залежей
по горизонтам, пластам; свойства нефтей и газов по разрезу; режимы залежей и
возможное их изменение; величины запасов нефти по пластам, горизонтам. Каждый
из этих факторов может быть решающим при выделении пластов, горизонтов
месторождения в эксплуатационные объекты. Критериями, определяющими
необходимость разделения продуктивных горизонтов на самостоятельные объекты
эксплуатации, являются - полное несовпадение залежей в плане и резкое различие
свойств и качеств нефти.
Проанализировать в полной мере все эти геолого-промысловые
факторы для условий Южно-Удмуртского месторождения не представляется возможным
из-за слабой изученности данного месторождения.
Однако, в нефтегазовой практике под эксплуатационным объектом
понимают один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют
исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для
совместной разработки одной группы скважин. При этом для выделения
эксплуатационных объектов разработки используют следующие критерии:
между различными эксплуатационными объектами должны иметься
надежные гидродинамические экраны;
между продуктивными пластами внутри эксплуатационного объекта
не должно быть водоносных пластов.
В результате поисково-разведочных работ на Южно-Удмуртском
месторождении были открыты две залежи нефти, одна из которых приурочена к
отложениям ачимовской толщи пласт БП222, вторая к
отложениям верней части сиговской (васюганской) свиты пласт Ю1а.
Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме структурного плана и зоной
замещения (р-н скв. 705Р, 706Р) на юго-западе контролируются тектоническим
разломом на северо-востоке. В структурном плане залежи нефти пластов совпадают.
Размеры - 6.5 х 8 км, высота 30 м. Водонефтяной контакт не вскрыт. По объему
числящихся запасов месторождение относится к числу мелких. Соотношение запасов
категорий С1 к С2 составляет соответственно 15:85%.
Наиболее крупным является залежь нефти пласта БП222 на
долю которого приходится более 82% балансовых запасов, а по количеству
извлекаемых и того больше - 94%. Пластовые давления близки к гидростатическому,
пластовая температура +89 - +90оС, т.е. аномалий не выявлено.
Физико-химические свойства пласта БП222 изучены по пробе
отобранной с скв.708Р Южно-Удмуртского месторождения, по пласту Ю1а
свойства пластовых флюидов приняты по аналогии с Чатылкынским месторождением. В
целом физико-химические свойства пластовых флюидов близки к
среднестатистическим параметрам пластовых флюидов Ноябрьского нефтегазового
региона.
Литологическая характеристика, петрофизические и
фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов Южно-Удмуртского
месторождения охарактеризованы по аналогии с близлежащими разрабатываемыми
месторождениями. Плохая отсортированность обломочного материала, повышенное
содержание алевритовых и глинистых частиц, заполняющих поровое пространство
отрицательно сказываются на фильтрационных свойствах пласта.
Для применения седиментолого-фациального моделирования к
выбору эксплуатационных объектов необходимо было определить фациальный состав
пород- коллекторов по ачимовских и юрских отложений, для чего были
использованы, в основном, качественные каротажные генетические модели
терригенных фаций (метод СП или ГК). Таким образом, в фациальном отношении в
нижней части ачимовской толщи усть-тазовской серии были определены баровые
песчаники (береговые валы) с относительно с хорошей проницаемостью, что
подтверждается данными опробования (здесь были получены притоки нефти дебитом
1,5-8,1 м3/сут). К верхней юре (сиговской свите) приурочен
продуктивный пласт Ю1А, который также образовался в
субконтинентальных условиях и имеет идентичный характер. Приток нефти в данном
пласте составил 2,1- 4,4 м3/сут.
Краткая характеристика залежи пласта БП222
По данным скв. 708Р пласт БП222 вскрыт
на абсолютных отметках кровли и подошвы а.о. - 2565,4 м и 2571,6 м соответственно.
Пласт имеет два проницаемых прослоя - 4,6 и 0,8 м. Толщина глинистой перемычки
между ними - 0,8 м. Т.е., эффективная нефтенасыщенная толщина - 5,4 м; общая
нефтенасыщенная толщина - 6,2 м; общая толщина пласта БП222
- 10.8 м. Значения пористости по коллектору изменяются от 17,1 до 19,4% при
среднем значении 18,8%. Проницаемость по ГИС изменяется от 24,0 до 87,32 мД, по
ГДИ - 9.5 мД.
Краткая характеристика залежи пласта Ю1а
Пласт Ю1а вскрыт на
абсолютных отметках кровли и подошвы - 2612,0 м и 2613,8м соответственно (скв.
708Р). Эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,8 м; общая нефтенасыщенная
толщина - 1,8 м; общая толщина пласта Ю1а - 8.3 м. ВНК не
вскрыт. Значения пористости по коллектору изменяются от 15,0 до 16.2% при
среднем значении 15,7%, проницаемость изменяется от 5,6 до 13,25 мД (ГИС -
скв.708Р), проницаемость по ГДИ - 9.6 мД.
Для обоснования эксплуатационных объектов на Южно-Удмуртском
месторождении были построены графики начального пластового давления и пластовой
температуры, которые проводилось в широком интервале глубин от пласта GZSL - 1055 м до пласта Ю2
- 2955 м (табл.2.5), что позволило отследить изменение параметров давления и
температуры по глубине (рис. 2.5.2, 2.5.1).При построении графиков
использовались данные ГДИС, проведенных в разведочных скважинах.
Рис.2.5.1. График изменения пластового давления по глубине
Результаты анализа полученной зависимости начального
пластового давления от глубины показывают, что давления в пластах ПК1-2, БП222
и Ю1а соответствуют гидростатическому.
По Южно-Удмуртскому месторождению интервал глубин замера
температуры охватывает объекты, как юрской системы, так и нижнего - верхнего
отделов меловой. В результате получена представительная статистическая
совокупность замеров. Определенное графическим методом значение геотермической
ступени составило 30,5 м/0С, и геотермического градиента - 3,3 0С/100
м.
Закономерность изменения температуры с увеличением глубины
графически представлена на рис.2.5.2.
Рис.2.5.2 График изменения пластовой температуры по глубине.
По продуктивным пластам Южно-Удмуртского месторождения
получены следующие первоначальные пластовые давления и температуры (таблица
2.5).
Таблица 2.5 Начальные пластовые давления и температуры
продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения
|
№ п/п
|
Пласт
|
Глубины п/п (м)
|
Пластовое давление, атм
|
Пластовая температура, 0С
|
|
1
|
GZSL
|
1055-1070
|
|
33
|
|
2
|
ПК1-2
|
1255-1264
|
118
|
39
|
|
3
|
ПК1-2
|
1187-1192
|
|
41
|
|
4
|
ПК21-22
|
2064-2067
|
|
67
|
|
5
|
ПК21-22
|
2038-2045
|
|
68
|
|
6
|
БП22-2
|
2719-2729
|
256
|
89
|
|
7
|
Ю1-А
|
2765-2774
|
276
|
90
|
|
8
|
Ю1
|
2823-2828
|
|
92
|
|
9
|
Ю2
|
2955-2961
|
|
97
|
Добыча нефти на месторождении не велась, поэтому текущее
пластовое давление и температура пласта соответствуют первоначальным
параметрам.
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ю1а,
БП222 приведены в таблице 2.6
Таблица 2.6 Геолого-физические характеристики продуктивных
пластов БП222, Ю1а
|
Параметры
|
БП222
|
Ю1а
|
|
Средняя глубина залегания абс.отм., м
|
-2565,4
|
-2612
|
|
Tип залежи
|
структ.-литол. тектонически ограниченный
|
структ.-литол. тектонически ограниченный
|
|
Тип коллектора
|
терригенный, поровый
|
терригенный, поровый
|
|
Площадь нефтегазоносности, тыс.м3
|
34820
|
34960
|
|
Средняя общая толщина, м
|
10,8
|
8,3
|
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
5,4
|
1,8
|
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
|
-
|
-
|
|
Пористость,%
|
18,8
|
15,7
|
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
|
0,57
|
0,56
|
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
|
-
|
-
|
|
Проницаемость по ГИС, мД
|
68.4
|
10
|
|
Проницаемость по ГДИ, мД
|
9,5
|
9,6
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,5
|
|
|
Коэффициент расчлененности, доли ед.
|
2
|
|
|
Начальная пластовая температура, °С
|
89
|
90
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
25,8
|
27,6
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
0,48
|
0,52*
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,701
|
0,709*
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
|
0,815
|
0,816*
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-
|
-
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1,316
|
1,362*
|
|
Содержание серы в нефти,%
|
0,33
|
0,3*
|
|
Содержание парафина в нефти,%
|
3,36
|
1,5*
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
14,7
|
13,4*
|
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
139
|
154.7*
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
|
1,015
|
1,022*
|
|
Средняя продуктивность, м3/сут·атм
|
0,20
|
0,11
|
|
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т (на
балансе РГФ)
|
6163
|
1396
|
|
в том числе: по категории C1/C2
|
940/5223
|
201/1195
|
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т (на
балансе РГФ)
|
1080
|
70
|
|
в том числе: по категории C1/C2
|
244/836
|
10/60
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
|
0,175
|
0,05
|
|
в том числе: по запасам категории C1/C2
|
0,26/0,16
|
0,05/0,05
|
3. Оценка перспектив доразведки и
опытно-промышленной разработки эксплуатационных объектов Южно-Удмуртского
нефтяного месторождения
.1 Основные направления доразведки
Южно-Удмуртского месторождения
Южно-Удмуртское месторождение открыто в 1992 году поисковой
скважиной № 708Р, пробуренной в сводовой части Южно-Удмуртского локального
поднятия. По результатам геологоразведочных работ выявлены нефтеносные пласты
БП222 и Ю1а.
В 2007 году в сводовой части Южно-Удмуртского локального поднятия
пробурена субвертикальная эксплуатационная скважина № 42. Бурение этой скважины
позволило уточнить геологическое строение продуктивных пластов и определить
перспективы нефтегазоносности нижней части сиговской (васюганской) свиты и
ачимовского комплекса. Проектная глубина скважины № 42 с учетом вскрытия пласта
Ю2 составляла 2900 м, фактическая 2904,7 м, кровля пласта Ю2 не
вскрыта.
Глубинные и поверхностные пробы нефти были отобраны только из
пласта БП222. Из пласта Ю1а пробы
флюидов не отбирались. Работы по исследованию свойств флюидов выполнены
Тюменской Центральной лабораторией.
Скважина №42 пробурена на месторождении с отбором керна в
интервале 2761,61-2868,58, пройдено с отбором керна 58,94 м, фактический вынос
керна составил 55.72 м или 94.5%. Комплексные исследования кернового материала
осуществлялись в лабораториях отдела физики пласта института ОАО «СибНИИНП».
В 2002-2003 г.г. с целью уточнения геологического строения
Южно-Удмуртского месторождения СП 19/02-03 проведены детализационные сейсморазведочные
работы 2Д.
Опыт проведения геологоразведочных работ свидетельствует о
невозможности достоверного картирования объектов с макроблоковой структурой 2Д,
в связи с чем в зимний сезон 2009-2010 г.г. на рассматриваемом месторождении
запланировано выполнение детальных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д в объёме 85
км2. Сейсморазведочные работы 3Д позволят детально изучить
геологическое строение месторождения, уточнить границы разрывных нарушений,
оконтурить области распространения песчаных тел продуктивных пластов.
В период 2010-2012-2014 осуществляется доразведка и
первоочередное обустройство месторождения.
Рис. 3.1 Структурная карта по кровле проницаемой части и
карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту БП222
С помощью построенных при выполнении дипломного проекта
двухмерных геологических моделей (рис.3.1; 3.2) в формате 2D в программном пакете Autocorr, была так же сделана
корреляция продуктивных пластов (рис. 3.3), и перерасчет извлекаемых запасов
продуктивной части Южно-Удмуртского месторождения по пластам БП222,
Ю1А, где был установлен водонефтяной контакт по методам
ГИС (ГК и ИК). Проделанная работа в значительной степени увеличила запасы нефти
по месторождению в целом с 7559тыс. т. до 27562 тыс. т (геологические), и с
1150тыс.т до 3587 тыс.т (извлекаемые).
Рис. 3.2 Структурная карта по кровле проницаемой части и
карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту Ю1А
Рис.3.3 Геологический профиль методов ГИС (ИК, ГЗ) по линии
скважин №705,708,4,706)
Согласно программе работ по освоению месторождения
запланированы следующие виды работ:
в 2009 - 2010 г.г. проведение полевых сейсморазведочных работ
3Д и обработка материалов;
в 2011 г.г. интерпретация и построение сейсмогеологической
модели;
в 2012 - 2013 г.г. по результатам уточнение геологического
строения, определение местоположения и бурение 1 скважины с целью доразведки
залежей и перевода запасов категории С2 в промышленную категорию С1;
2013 г. строительство межпромыслового нефтепровода до ДНС
Холмистого, а так же строительство моста через реку Толька.
по этим обстоятельствам эксплуатационное бурение будет начато
в 2014 г.
В период 2010-2011 г.г. будет проведена обработка и интерпретация
сейсморазведочных работ ЗД силами ОАО «Татнефтегеофизика-групп».
По результатам 3Д-сейсмики ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в 2012-2013 г.г. будет осуществлено бурение
разведочной скважин №№ 1Р в контуре запасов категории С2 со вскрытием юрских
отложений.
Скважину следует проектировать на северо-западе месторождения
между скважинами №№ 705, 708 (Рис.3.4). Местоположение разведочной скважин
необходимо уточнить по результатам интерпретации и обработки материалов
сейсморазведки 3Д. В процессе бурения этой скважины планируется выполнение
расширенного комплекса ГИС, отбор керна в интервалах продуктивных пластов БП222
и Ю1а, а также проведение опробования в открытом стволе,
так же с помощью комплекса сейсморазведка и бурение (ГИС, керн) выявить песчаные
тела с хорошей проницаемостью (т.е.русловые песчаники, отложения пляжей,
баровые тела) и после их оконтуривания именно на них направить бурение новых
разведочных скважин (лучше горизонтальных с длинной ствола 500-600м). При
испытании в колонне пластов БП222 и Ю1а
будут произведены гидродинамические исследования и сделан отбор глубинных проб
нефти. Проектная глубина скважины №1Р 2830 м.
Рис.3.4 Геологический профиль с ВНК и проектной скважиной №1Р
по линии скважин №705,708,42,706
Результаты бурения разведочной скважин в сочетании с данными
сейсморазведочных работ 3Д позволят с высокой достоверностью оценить запасы УВ
в интервалах всех установленных нефтегазосодержащих объектов, выполнить
построение трехмерных геологических и гидродинамических моделей. В конечном
счете, все это призвано обеспечить извлечение из недр углеводородов,
содержащихся в продуктивных пластах, с максимальными КИН при минимальных
затратах.
В 2014 г. на месторождении планируется начать эксплуатационное
разбуривание участка ОПР. В период 2014-2018 г.г. планируется пробурить на
первоначальном участке ОПР - 10 эксплуатационных скважин и по месторождению -
35. Проектом предусмотрена утилизация попутного газа 95%.
Рекомендуемая программа работ по проектным скважинам
эксплуатационного фонда включает в себя обязательный комплекс исследований:
выполнение обязательного комплекса ГИС и гидродинамических
исследований во всех пробуренных скважинах,
- отбор и исследования
кернового материала по одной вертикальной скважине по стандартной и специальной
методикам,
- отбор и исследования
глубинных и устьевых проб пластовых флюидов.
По результатам доразведочных работ в 2010-2016 г.г. будет
уточнено геологическое строение месторождения и построена 3х - мерная геолого-гидродинамическая
модель для проведения подсчета запасов УВ и ТЭО КИН в 2017 г., а по результатам
проведения ОПР (2014-2018 г.г.), в 2018 г. составлен новый проектный документ.
Программа работ по доразведке приведена в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Программа работ по доразведке Южно-Удмуртского
месторождения
|
Мероприятия
|
Виды работ
|
Сроки выполнения
|
Исполнители
|
|
Сейсмика 3Д, обработка и интерпретация
|
85 кв. км.
|
2009-2011 г.г.
|
ОАО «ТНГ-групп», «Газпромнефть-НТЦ»
|
|
Бурение разведочных скважин по результатам
интерпретации 3Д -сейсмики
|
1 разведочная скважина №№1Р.
|
2012-2013 г. ООО «ГПН-НТЦ»г.
|
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
|
|
Исследования комплексом ГИС (типовым для
данного района)
|
Исследования стандартным комплексом ГИС по
всему стволу и детальные в интервале продуктивных пластов
|
2012-2013
|
ОАО «ННГФ», ООО «ГПН-НТЦ»
|
|
Исследования методом ВСП
|
Обработка материалов ВСП в разведочных и
эксплуат. вертикальных скважинах
|
2012-2015 г.г.
|
ОАО «ННГФ», ООО «ГПН-НТЦ»
|
|
Отбор керна
|
продуктивные и перспективные пласты в
разведочных и вертикаль-ных экспл. скважинах по 3-5 определений на 1 м керна
|
2012-2015 г.г.
|
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
|
|
Испытания в открытом стволе (КИИ)
|
продуктивные и перспективные пласты в
разведочных и вертикальных экспл. скважинах
|
2012-2016 г.г.
|
|
|
Испытания в колонне (КВУ, ПГИ, КВД, КПД)
|
перспективные пласты в разведочных и
продуктивные пласты в экспл. скважинах
|
2012-2016 г.г.
|
|
|
Отбор и исследования глубинных проб (MDT, CHDT, ВПП-300)
|
по 3 пробы из каждого продуктивного и
перспективных пластов
|
2012-2016 г.г.
|
|
|
Физико-химический анализ свойств нефти, газа,
воды (PVT свойства)
|
по 6 проб из каждого продуктивного и
перспективных пластов
|
2012-2016 г.г.
|
ОАО «Геоэкология», г.Тюмень,
|
|
Петрофизические исследования керна: -
литологические характеристики, - ФЕС, - физические характеристики, -
динамические характеристики: · определение УЭС, ОФП, · коэффициентов вытеснения, остаточной нефтенасыщенности, · капиллярометрия
|
разведочные скв.1Р, 2Р и 2 вертикальные экспл
скв. (ачимовская толща, юрские отложения)
|
2012-2016 г.г.
|
ОАО «СибНИИНП», г.Тюмень
|
|
Уточнение геологического строения продуктивных
пластов и месторождения
|
Построение 3х - мерной геологической и
гидродинамической модели
|
2015 -2016 гг.
|
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
|
|
Оценка балансовых запасов УВ и нефтеотдачи
продуктивных пластов
|
Подсчет геологических и извлекаемых запасов
углеводородов, составление ТЭО КИН
|
2017 г.
|
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»,
«Газпромнефть-НТЦ»
|
|
Промышленное освоение запасов УВ, определение
уровней добычи нефти
|
Технологическая схема разработки месторождения
|
2018 г.
|
ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»,
«Газпромнефть-НТЦ»
|
В таблице 3.2 приведена программа исследований керна.
Таблица 3.2 Программа исследований керна
|
Вид исследования
|
|
БП222
|
БП20-21
|
Ю1а
|
Ю1
|
Ю2
|
|
1. Отбор керна, м
|
10/-
|
50/-
|
10/-
|
50/-
|
20/-
|
|
2. Изучение гранулометрического состава пород,
обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
3. Определение минералогического состава
глинистой компоненты, обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
4. Изучение структуры порового пространства в
шлифах (программа ВидеоТест), обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
5. Определение открытой пористости
|
-/3-5
|
|
-/3-5
|
|
|
|
6. Определение эффективной пористости
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
|
|
7. Определение проницаемости
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
|
|
8. Определение начальной и остаточной
нефтенасыщенности
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
|
|
9. Определение коэффициента вытеснения
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
-/3-5 на 1м керна
|
|
|
|
10. Снятие капиллярных характеристик с
использованием полунепроницаемой мембраны, эксперимент
|
-/3-5
|
|
-/3-5
|
|
|
|
11. Снятие кривых капиллярного давления методом
центрифугирования, обр.
|
-/3-5
|
|
-/3-5
|
|
|
|
12. Фазовые проницаемости ОФП
|
-/3-5
|
|
-/3-5
|
|
|
|
13. Определение УЭС в термобарических условиях,
экспериментов
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
14. Определение УЭС в атмосферных условиях,
обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
15. Содержание урана, тория, калия, м
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
16. Снятие спектральной кривой ГК по всему
массиву керна, м
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
17. Расчет показателя смачиваемости, обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
|
18. Изучение акустических и прочностных свойств
пород, обр.
|
-/2-3
|
|
-/2-3
|
|
|
.2 Оценка рисков и повышение эффективности опытно
промышленной эксплуатации Южно-Удмуртского месторождения
Как известно, геологоразведочные работы на месторождениях
западной Сибири всегда отличались повышенной сложностью и капиталоемкостью. Как
правило, вид лицензий по пользованию недрами на участках западной Сибири -
геологическое изучение недр и оценка выявленных месторождений УВ сырья, а также
разведка и добыча УВ сырья на уже открытых месторождениях. Часто тип лицензии
бывает совмещенный - на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья сроком
на 20-25лет. Вся эта деятельность связана с определенными рисками, которые
должны быть определены и минимизированы.
В общем, нефтегазовые компании при проведении ГРР на нефть и
газ встречаются в основном с геологическими, рыночными, операционными,
кредитными, юридическими и стратегическими рисками.
Цель данной под главы показать некоторые возможности,
связанные геологоразведочными работами (ГРР). Основные проблемы здесь связаны с
ошибками оценки углеводородного потенциала осадочного бассейна, ошибки
идентификации месторождения, ошибки оценки углеводородного потенциала
лицензионного участка (месторождения, горизонта), ошибки в программе
исследований по поиску и разведке месторождения и подсчета запасов УВ, ошибки
по проекту бурения скважин, ошибки по проекту разработки месторождения УВ.
.Ошибки связанные с углеводородным потенциалом осадочного
бассейна возможны с небольшой вероятностью, в связи с тем, что месторождение
расположено на территории НГП Западная-Сибирь, так же на этой территории
расположено до 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата.
. Ошибки идентификации месторождения невозможны, так как на
месторождении было пробурено 4 скв, и был получен приток нефти, т.е.
месторождение открыто, и содержит два перспективных горизонта. Так же
запланировано бурение одной типовой разведочной скважины №1Р, с помощью которой
необходимо получить дополнительную геологическую информацию (керн, опробование,
границы месторождения).
. Ошибки оценки углеводородного потенциала лицензионного
участка возможны, в связи с неопределенным ВНК, ошибками в корреляции
продуктивной части и малым количеством пробуренных скважин, но построенная 2D модель, кроме бурения
учитывает, перечисленные ошибки, и результатом этой модели стало значительный
для данного месторождения прирост запасов по категориям С1, С2.
. Ошибки в программе исследований по поиску и разведке
горизонтов и подсчета запасов, возможны они связанны с ошибочной корреляцией, и
подсчетом запасов горизонтов БП22 и Ю1, в скважине №706, так как при корреляции
в скважине № 706 в новой 2D модели был установлен ВНК (Рис.3.3;3.4), отсюда следует, что
по генетическим методам ГИС (ИК; ГЗ) в скважине №706 присутствуют углеводороды,
которые в свою очередь увеличили извлекаемые запасы, и минимизировали ошибку
ПЗ.
. Ошибки по проекту бурения возможны при реализации проекта
разработки варианта 13а, но для минимизации ошибок связанных с задачами
решаемыми бурением при ГРР была спроектирована конструкция типовой разведочной
скважины №1Р, следовательно, если данную запланированную скважину удастся
довести до проектной глубины 2830м безаварийно, то вариант разработки 13а
следует проектировать с учетом типовой конструкции скважины №1Р.
. Ошибки по проекту разработки возможны, но для анализа
данных ошибок необходимы дополнительные геологические данные, т.к.
месторождение не доразведанно.
4. Задачи доразведки решаемые бурением на
Южно-Удмуртском месторождении
.1 Геологические условия бурения
Литологический состав и механические свойства слагающих
пород, пластовые давления, температуры в привязке к сводному
литолого-стратиграфическому разрезу по участку приведены в таблице 3.1.
Как правило, породы верхней части разреза склонны к обвалам и
кавернообразованию. Коэффициент кавернозности четвертичных (в интервале 0-50 м)
и палеогеновых отложений (50-450 м) составляет в среднем 1,30-1,50;
палеогеновых и меловых отложений (450-850 м) - 1,20-1,40; верхнемеловых
отложений (850-1010 м) - 1,05-1,30; нижнемеловых отложений (1010-2820 м) -
1,05-1,20; юрских и палеозойских отложений (2820-4100 м) - 1,01-1,03.
Зона современных (верхний слой) ММП имеет прерывистое
(островное) строение и залегает в интервале до 60 м. ММП в самой верхней (3 -
10 м) части разреза имеют высокую льдистость: от 25% в суглинках и до 70 - 80%
в торфяных породах голоцена. Зона реликтовых (глубокозалегающих) ММП
распространена в интервале 40 - 300 м и относится к категории слабольдистых (до
20 - 25%). Температуры современных ММП изменяются в основном от 0 до 3 0С,
на водораздельных поверхностях, занятых торфяниками, возможна температура до 5 0С.
Реликтовые ММП имеют в основном температуру до 0,25 - 0,50 0С.
Углы падения пластов в контурах ожидаемых залежей небольшие и
колеблются, от 0 до 1,5.градусов.
Сведения продуктивных горизонтах представлены в таблице 4.1.1
Возможные в процессе бурения осложнения, обусловленные
литологическими, гидрогеологическими, геотермическими особенностями проектного
разреза приведены в таблице 4.1.1
Таблица 4.1.1 Горно-геологические условия проводки скважин
|
№п/п
|
Интервалы разреза с различными
горно-геологическими условиями, м
|
Стратиграфия
|
Литология
|
Категории пород по
|
Ожидаемые пластовые
|
Углы падения пластов,
град
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от
|
до
|
толщина
|
|
|
твердости
|
абразивности
|
давление, Мпа
|
температуры, 0С
|
|
|
1
|
0
|
500
|
500
|
Q- P 1-3
|
Пески, суглинки, супеси, глины диатомовые и
опоковидные, прослои алевритов
|
I-VI
|
III-V
|
0 - 4,41
|
(-5) - (+9)
|
0
|
|
2
|
500
|
1550
|
1050
|
К2
|
Глины алевритистые, опоковидные, в нижнейчасти
с включениями сидерита, пирита
|
I-V
|
III-IV
|
4,41 - 8,35
|
сен.26
|
0-0,3
|
|
3
|
1550
|
2740
|
1190
|
K1
|
Переслаивание песков, песчаников, алевролитов,
глин,глинистых алевритов с включениями детрита, сидерита, пирита
|
II-V
|
III-VIII
|
8,35-18.78
|
26 - 54
|
0,1 - 1,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.1.2. Характеристика перспективных горизонтов
|
Перспективный горизонт
|
Вид флюида
|
Дебиты (испытания)
|
Тип коллектора
|
Свойства коллектора
|
Тип покрышки
|
Свойства покрышки
|
|
Пласт БП222(2718 - 2730)
Ачимовские отложения, усть тазовской серии
|
Н
|
Qж = 1,5-8,1 м3/сут
|
Песчаники, алевролиты, чистые и глинистые,
имеющие межзерновой тип порового пространства
|
Кп: БП222 - 19% Кпр: БП222-
9,5 мД Кво: БП222- 54,5% Кно: 35%
|
Аргиллиты темно-серые и серые, глины крепкие,
алевритовые и тонкоотмученные
|
Кп - 1,9-10,5% Кпр -
0,01-0,07 мД
|
|
Пласт Ю1А(2765-2774)
|
Н
|
Qж = 2,1-4,4 м3/сут
|
Песчаники, алевролиты с межзерновым типом
порового пространства
|
Кп: Ю1А - 15,7% Кпр: Ю1А
- 9,6 мД Кво: Ю1А - 43,4% Кно: 31,1%
|
Аргиллиты темно-серые до черных; аргиллиты
битуминозные темно-серые до черных
|
Кп - 5,8-10,9% Кпр - менее 0,01 мД; Кп -
2,5-8,3% Кпр - менее 0,01 мД
|
Таблица 4.1.3. Возможные осложнения при бурении
|
№ п/п
|
Интервалы глубин, м
|
Возраст пород
|
Вид и интервал
осложнений
|
Причины, вызывающие
осложнения
|
|
1
|
0-500
|
Q - P1-3
|
Осыпи, обвалы стенок скважины в зоне ММП,
поглощения бурового раствора, водопроявления. Ккав=1.3-1.5; Рпл=Ргст
|
Нарушение технологии бурения, отклонение
параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении в зоне
залегания ММП (до 300м). Талики.
|
|
2
|
500-1550
|
К2
|
Незначительные осыпи стенок скважины,
кавернообразование, водопроявления, поглощения бур. Раствора. Ккав=1.2-1.4;
Рпл=Ргст
|
Нарушение технологии бурения, отклонение
параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении
|
|
3
|
1550-2740
|
К1
|
Незначительное кавернообразование, посадки,
прихваты бурильного инструмента, поглощения бур. раствора,
газо-водопроявления. Рпл=Ргст.
|
Отклонение параметров раствора от проектных,
длительные простои при бурении, несвоевременный долив скважины. Наличие
напорных водо- или газоносных пластов, превышение допустимой скорости СПО.
|
|
4
|
2740-3100
|
J1-3
|
Незначительное кавернообразование, посадки,
прихваты бурильного инструмента, поглощения бур. раствора,
НГВП.Ккав=1.01-1.0.3; Рпл ≤ 1,45 Ргст.
|
Нарушение технологии бурения, отклонение параметров
раствора от проектных, несвоевременный долив скважины. Наличие напорных
водоносных и нефтегазонасыщенных пластов, АВПД, превышение допустимой
скорости СПО.
|
4.2 Проектирование типовой конструкции скважин
Способы строительства скважин и обустройства Южно-Удмуртского
месторождения определяются особенностями орогидрографических, геокриологических
и геологических условий.
Конструкции скважин выбираются с учётом геолого-технических
условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.),
способа эксплуатации (фонтанный, газлифтный, механизированный), вида скважины
(наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы
заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для
вскрытия продуктивной толщи.
В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента
извлечения нефти предусматривается использование накопленного опыта и
современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение горизонтальных
скважин.
Проектирование конструкции включает следующие этапы:
) построение графика совмещенных давлений (рис. 7.1
табл. 3.5)
2) 2)Анализ графически совмещенных давлений для
выявления интервалов с несовместимыми условиями бурения (рис. 7.1)
) Уточнение места установки башмаков всех обсадных
колон
) Определение интервалов цементирования всех обсадных
колон
) Расчет диаметров всех элементов конструкций (Dкол, Dпод каждую спускаемую
колонну)
Требования к конструкции скважины
В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин,
в части надежности, должна обеспечивать:
• максимально возможное использование пластовой
энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной
конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны;
• применение эффективного оборудования, оптимальных
способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового
воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
• условия безопасного ведения работ без аварий и
осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
• получение необходимой горно-геологической информации
по вскрываемому разрезу;
• условия охраны недр и окружающей среды, в первую
очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности
обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции
флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной
поверхности;
• максимальную унификацию по типоразмерам обсадных
труб и ствола скважин;
• доведение скважины до проектной глубины;
• минимум затрат на строительство и эксплуатацию
скважин.
Горизонтов с аномально высокими пластовыми
давлениями (АВПД) не установлено.
Конструкция скважин определяется количеством и размером
обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами
цементирования колонн.
Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до
проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и
долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов
эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.
В скважину спускается несколько колонн. Для предупреждения
обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с
циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме
своего прямого назначения, направление является дополнительной мерой защиты
пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за
следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется
конкретными условиями участка.
Для закрепления верхней части разреза, сложенного
неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды,
спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также
определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего
углубления скважины.
В случае строительства горизонтальных скважин необходимо
осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза. Для
этой цели необходимо предусматривать удлиненный кондуктор.
Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных
и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации
скважины (извлечения или нагнетания жидкости) спускается эксплуатационная
колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется мощностью подлежащих
разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за
эксплуатационной колонной поднимается на 150 м выше башмака предыдущей колонны,
как в нагнетательных, так и добывающих скважинах.
Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и
включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.
Для цементирования обсадных колонн в скважинах используется
тампонажный раствор нормальной плотности (1,81 - 1,83 г/см3),
который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на протяжении 150 м
выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и
эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений перекрывается
облегченным тампонажным раствором.
Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы
эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и
обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного
оборудования без проведения ловильных работ.
Конструкция водозаборных скважин отличается от приведенной.
Основные особенности заключаются в том, что кондуктор диаметром 324 мм
спускается на ту же глубину, что и в добывающих скважинах, а эксплуатационная
колонна-хвостовик подвешивается на конусном кольце в башмаке кондуктора. Такая
конструкция связана с большим диаметром водоподъёмных насосов и должна отвечать
требованиям эксплуатации скважин.
Таблица 4.2.1. Значения пластовых давлений и коэффициентов
аномальности для скважины глубиной 2830 м
|
Интервал, м
|
Рпл, МПа
|
Ка
|
|
от
|
до
|
|
|
|
400
|
800
|
3,9
|
1,00
|
|
800
|
1200
|
3,9
|
1,00
|
|
1200
|
1600
|
3,9
|
1,00
|
|
1600
|
2000
|
3,9
|
1,00
|
|
2000
|
2400
|
3,9
|
1,00
|
|
2400
|
2800
|
4,1
|
1,05
|
|
2800
|
2900
|
4,1
|
1,05
|
Конструкции скважин
При разработке конструкции скважин на Южно-Удмуртском
месторождении приняты во внимание следующие горно-геологические особенности
строения разреза.
В разрезе присутствуют многолетнемерзлые породы.
Верхний слой ММП залегает в интервале глубин 0 - 10 м,
местами до 50 м. Температура - до -1,2оС, льдистость - до 0,40.
Второй слой ММП залегает в интервале 180 - 340 м. Температура
- до -0,5оС, льдистость - до 0,25.
Люлинворская свита залегает в интервале 260 - 400 м.
Нефтеносные горизонты залегают в интервалах: 2718 - 2730 м
(БП222), 2765 - 2774 м (Ю1а).
газонасыщенных горизонтов нет.
коэффициент аномальности пластовых давлений - Ка=1,0;
скважина вертикальная;
глубина скважины - 2830 м (по вертикали);
забойная температура - 92оС.
По совмещенному графику давлений (рис. 4.1), который строится
в соответствии с п.2.2.6.4 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности», выбираются зоны совместимости условий бурения и с
учетом конкретных горно-геологических условий и требований задания на
проектирование, с целью снижения вероятности возникновения осложнений и
аварийных ситуаций в процессе строительства принимается следующая конструкция
скважин:
Накопленный опыт бурения как поисково-разведочных, так и
эксплуатационных скважин в данном регионе и непосредственно на месторождении
позволяет с большой долей уверенности прогнозировать процесс проводки скважины
и в случае получения положительных результатов, дальнейшую ее эксплуатацию.
Диаметр долота для бурения под
эксплуатационную колонну (ЭК) с наружным диаметром 168 мм:
Dд=dм+2Dн, где dм - диаметр муфты ЭК, равный 168 мм;
Dн - радиальный зазор между
муфтой ЭК и стенкой ствола скважины (10-20 мм).
Dд=168+2×15=198 мм.
По ГОСТ 20692-75 выбираем Dд=215,9 мм.
Внутренний диаметр кондуктора:
dк= Dд+2Dв, где Dв - радиальный зазор между долотом и внутренней
поверхностью кондуктора (³ 3-5 мм).
Dк=215,9+2×3=221,9 мм.
Наружный диаметр таких труб по ГОСТ 632-80
равен 245 мм, диаметр муфт 270 мм, а толщина стенки 9 мм.
Диаметр долот для бурения ствола под такую
колонну:
Dд=270+2×15=300 мм.
Принимаем по ГОСТ 20692-75 Dд=295,3 мм.
Внутренний диаметр направления:
Dк=295,3+2×5=305,3 мм.
Наружный диаметр таких труб по ГОСТ 632-80
равен 324 мм, диаметр муфт 351 мм, а толщина стенки 10 мм.
Диаметр долот для бурения ствола под эту
колонну:
Dд=351+2×20=391 мм.
Принимаем по гост 20692-75 Dд = 490 мм.
Расчетные данные представлены в табл. 4.2.1
Направление диаметром 324 мм. Спускается на глубину
360 м с целью перекрытия зон поглощений и не устойчивых пород четвертичных
отложений, предупреждения размыва устья и связанных с ним осложнений.
Заколонное пространство направления цементируется до устья цементом нормальной
плотности (1,83-1,85 г/см2). Независимо от назначения скважины
установка направления является обязательным для сохранности поверхностного слоя
и исключения размыва устья скважины.
Кондуктор диаметром 245 мм. также независимо от
назначения скважины спускается на глубину 945 м с целью обеспечения надежного
перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения и не
менее, чем на 50 м ниже подошвы пластичных глин люлинворской свиты. Кондуктор
цементируется до устья цементным тампонажным раствором плотностью 1,83-1,86
г/см3.
После спуска и цементирования кондуктора на устье скважины
устанавливается колонная головка и противовыбросовое оборудование ввиду
возможных нефтепроявлений при дальнейшем углублении скважины. Испытание
кондуктора на герметичность проводится опрессовкой с заполнением его водой от
устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором.
Эксплуатационная
колонна диаметром 168 мм. Диаметр колонны выбран с учетом рассчитанного диаметра
бурильного долота (Dд = 215,9), и дебитов нетфти в скважинах, на основе рекомендуемых соотношений
по правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности (п.2.3.
Требования к проектированию конструкции скважин).
Колонна спускается на проектную глубину 2830, цементируется
(тампонажный раствор) до 795 м, заполненяя пустоты, трещин и поры массива пород
материалом, способным со временем затвердевать, и препятствовать тем самым
движению по ним подземных вод, тем самым это дает возможность проходить горные
выработки в относительно благоприятных гидрогеологических условиях.
После крепления скважины эксплуатационной колонной
противовыбросовое оборудование демонтируется, на устье скважины устанавливается
фонтанная арматура. На герметичность эксплуатационная колонна испытывается
опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду.
При испытании колонн на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы
должно превышать не менее, чем на 10% возможное пластовое давление. Колонна
считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не
более чем 0,5 МПа.
Рис. 4.1 Совмещенный график давлений при строительстве
эксплуатационных скважин на Южно-Удмуртском месторождении
Рис.4.2 Конструкция наклонно-направленных добывающих и
нагнетательных скважин
Определенные, с учетом вышеперечисленного, конструкции
проектных скважин приведены в табл. 3.5.
Таблица 4.2.1. Сводные данные по типовой конструкции скважин
|
№ п/п
|
Наименование колонны
|
Диаметр колонны, мм
|
Dдолота мм
|
Глубина спуска, м
|
Высота подъема цемента за ко лонной, м
|
|
1
|
Направление
|
324
|
490
|
360
|
до устья
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Кондуктор
|
245
|
295,3
|
945
|
до устья
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
Эксплуатационная
|
168
|
212,7
|
2830
|
До 795
|
|
|
|
|
|
|
.2 Выбор вида промывочных агентов
На данной площади Южно-Удмуртского
месторождения было пробурено три разведочных и одна эксплуатационная скважины.
Данные скважины бурились на глинистом растворе, что позволило довести
предыдущие скважины до проектной глубины безаварийно. Проектируя новые
скважины, логично будет применять аналогичный промывочный раствор.
Для обеспечения эффективной проводки скважин необходимо
применять качественный раствор промывочной жидкости. Основным средством для
предотвращения осложнений в процессе проводки скважин является применение
промывочных жидкостей соответствующего качества, способных создавать
необходимое противодавление на продуктивный пласт, предупреждая выбросы и
открытое фонтанирование. Свойства и состав промывочной жидкости должны
способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, обеспечивать создание минимальной
зоны проникновения фильтрата в продуктивные пласты, способствовать качественной
промывке ствола скважины и выносу шлама.
При подборе типов буровых растворов необходимо
руководствоваться следующими требованиями:
· для приготовления растворов использовать
экологически безопасные компоненты;
· максимально снизить отрицательное
воздействие раствора на продуктивный пласт;
· обеспечить возможность получения
максимальной геолого-технологической информации от скважины;
· обеспечить качественную промывку ствола
скважины и работу забойных двигателей;
· уменьшить эрозию ствола скважины;
· максимально сократить общий объем
отработанного бурового раствора.
Параметры промывочной жидкости определяются в первую очередь
необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины,
препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических
формаций. Кроме этого, состав и свойства промывочной жидкости должны
способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, слагающих разрез
скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в
продуктивные поровые и трещинно-поровые коллектора и своими реологическими
свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик
забойных двигателей и наземного оборудования, качественной промывки ствола
скважины и выносу шлама.
При проектировании типов буровых растворов и их свойств
необходимо руководствоваться следующими требованиями:
§ для приготовления растворов использовать
экологически безопасные, официально зарегистрированные компоненты;
§ максимально снизить отрицательное воздействие
раствора на продуктивные пласты путем создания депрессии до 1,5-3,5 МПа;
§ обеспечить возможность получения максимальной
геолого-технологической информации от скважины;
§ обеспечить качественную промывку ствола скважины
и работу забойных двигателей;
§ уменьшить эрозию ствола
скважины;
§ максимально сократить общий объем отработанного
бурового раствора;
§ получить оптимальную стоимость бурового раствора.
Параметры промывочной жидкости, определенные согласно п. п.
2.7.3.3.-2.7.3.5- «Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности»:
2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового
раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического
давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего
проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200
м);
5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая
плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно
превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до
1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.
.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом
гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или
поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий
бурения.
.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами,
глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести,
плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из
необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не
должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых
условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15%
эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением
пород).
Для бурения в верхней части разреза применяется
полимерглинистый буровой раствор для обеспечения устойчивости стенок скважины.
С той же целью в процессе бурения под направление и кондуктор необходимо
поддерживать температуру раствора до 5-100С для предотвращения
интенсивного растепления пород в зоне ММП. При бурении нижележащих интервалов
необходимо дополнительно обрабатывать раствор химреагентами, снижать водоотдачу
с 8-9 до 4-5 см3/30 мин. по мере углубления скважины.
Расчет относительной плотности раствора в проекте
производится по формуле:
, где
со - относительная плотность бурового раствора.
Ка - коэффициент аномальности пластового давления
Кб - коэффициент безопасности, берется по правилам
безопасности п. п. 2.7.3.3.-2.7.3.5 для скважины с проектной глубиной 2830 м.
Расчетная плотность проверяется по формуле:
∆P=сgH-P_пл, где
∆P - допустимая репрессия пл - пластовое давление
с - плотность бурового раствора, кг/м3- ускорение силы
тяжести, м/с2;
Н - глубина скважины, м.
Полученные результаты нормируются исходя из правил
безопасности п. п. 2.7.3.3, т.е. коэффициент безопасности входит в интервалы
1,04-1,07 для интервалов от 1200 м и до проектной глубины скважины, допустимая
репрессия не более 3,5 МПа.
.3.Выборы техники и технологии для отбора
образцов пород
Отбор керна из отложений мела и юры в большинстве случаев
успешно осуществляется роторным способом колонковыми снарядами КД11-М 164/80
«Недра» и четырехшарошечными бурголовками К-212,7/80 СЗ. Для повышения выноса и
качества керна возможно применение керноотборника изолирующего КИМ2-172/80,
выпускаемого НПП СибБурМаш, и бурильных головок с поликристаллическими
алмазно-твердосплавными пластинами типа У-АТП 212,7/80 МС-Л, разработанных СП
ЗАО «Удол» (г. Ижевск) или аналогичных НПП «Азимут» (г. Уфа). При отборе керна
из отложений юры и палеозоя применяются СКУ 122/67 и К-139,7/67 ТКЗ (или
РСА-138/67).
4.4 Выбор техники и технологии испытания
продуктивных (перспективных) горизонтов
Конструкция скважин позволяет осуществить проведение полного
комплекса геолого-геофизических исследований (ГИС, испытание пластов в открытом
стволе и в колонне, отбор керна, гидродинамические исследования, отбор
глубинных проб воды, нефти и газа), использовать современное оборудование и
инструмент для бурения и испытания скважин, а также применять в обязательном
порядке станцию геолого-технологических исследований.
Объекты опробования в процессе бурения выбираются геологической
службой на основе данных геофизических исследований и кернового материала. В
открытом стволе опробуются объекты с неоднозначной характеристикой по каротажу
(коллектор-неколлектор, неясное насыщение). Испытание проводится с помощью
пластоиспытателя на трубах или опробователя на каротажном кабеле по методике ²сверху-вниз² по мере углубления
скважины. Перед проведением работ пластоиспытателем устье скважины должно быть
оборудовано в соответствии с существующими техническими требованиями. Схема оборудования
устья скважины должна приводиться в рабочих проектах на строительство скважин.
При необходимости проводятся исследования по системе каротаж - ИП - каротаж в
нижне-среднеюрских отложениях.
Опробование в процессе испытания с помощью испытателя пластов
на трубах (ИПТ) дает возможность проследить за изменением забойного давления и
температуры, оценить интенсивность притока во времени, отобрать пробы
пластового флюида в глубинных или поверхностных условиях.
При применении трубных пластоиспытателей решаются следующие
задачи:
·
оценка
характера насыщения объектов опробования и определение их физических
параметров;
·
определение
гидродинамических параметров пласта, состояние прискважинной зоны и
эксплуатационных возможностей объекта;
·
определение
положения ВНК, ГНК или ГВК.
Выполнение указанных выше задач в комплексе с ГИС позволяет
получать необходимые сведения о продуктивности пластов и контурах залежей уже
во время бурения. При применении пластоиспытателей достигается относительно
точная привязка объекта опробования по глубине.
Работы по опробованию в процессе бурения производятся сразу
же после вскрытия пласта по плану. В плане в обязательном порядке указывается
цель, основная технология процесса и обвязка устья.
Интервал испытания обычно ограничивают наличием одного
проницаемого пласта, но если возникает необходимость испытать объект с
несколькими проницаемыми пластами, то испытание каждого пласта целесообразно
проводить с использованием двухпакерной компоновки трубного пластоиспытателя
для изоляции испытуемого пласта снизу и сверху. Для контроля состояния ствола
скважины перед спуском ИПТ вместе с промежуточным стандартным каротажем в
обязательном порядке проводится кавернометрия. Непосредственно перед
опробованием ведется проработка ствола скважины. Интервал и скорость проработки
указываются в плане работ. Компоновка ИПТ выбирается таким образом, чтобы пакер
устанавливался непосредственно над пластом.
В целом же определение объектов опробования и количества
спусков ИПТ проводится в зависимости от степени изученности объекта и
технического состояния ствола скважины.
Безопасное время стояния ИПТ на забое скважины в
песчано-глинистом разрезе месторождений Западной Сибири составляет 60-80 минут.
Многоцикловое испытание позволяет изучать состояние ПЗП в процессе опробования.
При двухцикловом испытании время каждого периода будет следующим: первый
открытый период (кривая притока) - 10 минут, первый закрытый период (КВД) - 20
минут; второй открытый период - 25 минут, второй закрытый период - 35 минут.
Максимальная депрессия на пласт не должна превышать 50% от
величины пластового давления.
При получении уверенных отрицательных результатов испытания в
открытом стволе повторное испытание объекта в колонне не производится.
В случае получения положительных результатов при испытании
объектов в открытом стволе, продуктивные интервалы следует испытать в
эксплуатационной колонне.
Объекты, интерпретируемые по комплексу ГИС однозначно как
продуктивные, испытываются, как правило, в обсаженном стволе скважин, так как
только в этих условиях возможна наиболее надежная изоляция испытываемых
объектов от влияния соседних пластов и осуществляется свободный доступ
пластовых флюидов в систему труб и движение их к устью скважины.
При испытании устье скважины оборудуется колонной головкой и
фонтанной арматурой, которые испытывают на герметичность опрессовкой водой на
давление, превышающее в 1,1 раза ожидаемое давление на устье скважины.
Вскрытие пластов и испытание ведется по методике ²снизу-вверх² в соответствии с
существующими техническими правилами и методическими указаниями. Тип
перфоратора и плотность перфорации должны выбираться в соответствии с
вышеназванными рекомендациями, учитывающими глубину залегания пласта, его
возраст, вещественный состав, количество перекрывающих его колонн. Кроме того,
необходимо учитывать толщины вскрываемых пластов, пластовое давление и
пластовую температуру.
Строго обязательными являются рекомендации по точности
установки перфораторов в интервалах вскрываемых объектов. При вскрытии объектов
на глубинах более 3000 м привязка интервалов испытания производится только по
радиоактивному каротажу или другому методу ГИС.
Перфорацию следует производить на глинистом растворе, который
применялся при проходке данного объекта в процессе бурения. При этом интервал перфорации
с превышением на 100 м заполняется растворами электролитов, ПАВ, специальными
перфорационными жидкостями или 10% раствором HCl. Производиться она
должна с выполнением ²Правил безопасности в
нефтяной и газовой промышленности².
Изоляция испытанных объектов должна осуществляться путем
установки цементных мостов или взрывных пакеров с заливкой цементного раствора
не менее 3 м над пакером. Мосты испытываются на герметичность согласно ²Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности².
Вызов притока пластового флюида производится путем смены
глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня в стволе
скважины свабированием, пенными системами, аэрацией.
При получении притока в виде перелива технической воды, а
затем и фонтанирования, дальнейшее освоение ведется путем отработки скважины,
обеспечивающей полный вынос с забоя на поверхность технической воды и
поступающего из призабойной зоны фильтрата бурового раствора. Освоение ведется
до стабилизации устьевых (буферного и затрубного) и забойного давлений и
дебитов отбираемого из скважины флюида. В конце освоения скважина
останавливается для замера в ней величины пластового давления (запись КВД).
Вызов притока из объектов, вскрываемых гидропескоструйной
перфорацией, осуществляется методом плавного запуска скважины в работу - путем
замены глинистого раствора на техническую воду или путем аэризации с
противодавлением на устье. При получении переливающего притока в этом случае
без предварительной обработки сразу же проводится исследование объекта на одном
из минимальных штуцеров (обычно 2 мм), обеспечивающем устойчивое
фонтанирование. Работа производится до полной замены сырой нефти на пластовый
флюид по всему стволу. За все время исследования необходимо получить полную
карту изменения забойного и устьевого давлений и дебита флюида.
В конце работы на данном режиме путем поинтервальных замеров
давления и температуры необходимо построить эпюру по стволу и убедиться в
отсутствии технической воды на забое, а затем отобрать глубинные и поверхностные
пробы нефти и попутного газа. Только после выполнения такой минимальной
программы исследований можно перейти к более форсированным режимам
исследований, постепенно увеличивая диаметр штуцера.
Исследование фонтанирующих нефтяных объектов ведется методом
установившихся отборов на 3-4 разных режимах со снятием кривой восстановления
давления на одном из режимов и замеров пластового давления. При работе на
минимальном штуцере в скважине отбирается глубинная проба нефти в количестве не
менее 4-х пробоотборников, на поверхности (после трапа) - пробы сепарированной
нефти и газа. При отборе глубинных проб необходимо руководствоваться
существующей инструкцией по отбору глубинных проб. На всех режимах после трапа
отбираются пробы нефти для определения содержания механических примесей и воды
в пробе. Величина газового фактора измеряется глубинными приборами
непосредственно в скважине.
Для оценки стабилизации режима постоянства величины дебита не
достаточно. Дополнительным критерием является величина забойного давления. Если
дебит и забойное давление практически не меняются (разница до 10%), то режим
можно считать установившимся.
Исследование на стационарных режимах фильтрации необходимо
проводить только от меньшего диаметра штуцера к большему во избежание работы на
неоправданно высоких депрессиях, что может привести к выделению растворенного
газа в призабойной зоне пласта и стволе скважины.
Нефтяные не переливающие объекты исследуются методом
прослеживания уровня или давления, а периодически фонтанирующие - путем пуска в
работу на одном из монотонных режимов с фиксированием через 0,5-1 час точного
объема извлеченной нефти (изохронный метод). При очень малых пульсирующих
притоках исследование проводится методом накопленного притока, т.е. после
выброса скважиной некоторого объема нефти ее закрывают на сутки и наблюдают за
ростом давления на устье, а с помощью глубинного манометра снимают кривую
восстановления давления. Ровно через сутки скважину открывают, замеряют точный
объем выброшенной ею нефти. По окончанию выброса скважина вновь закрывается на
сутки, замеряется рост давления т.д. Исследования данным методом продолжаются
4-5 суток. В конце прослеживания при не переливающем объекте или перед пуском
скважины при периодически фонтанирующем объекте глубинными манометрами и
термографами снимается эпюра давления по всему стволу с интервалами замеров
через 200 м и производится контрольный отбор проб с забоя. При наличии
значительных объемов технической воды или фильтрата бурового раствора на забое
производится промывка нефтью и дополнительная отработка скважины, после чего
исследования повторяются.
Переливающие водяные объекты исследуются методом
установившихся отборов на 2-х различных режимах, а не переливающие - методом
прослеживания уровня или давления.
Целью исследования водяных объектов является определение
физических параметров пласта (положения статического уровня или величины
статического давления и т.д). Отбираются также пробы пластовой воды и
замеряется ее газонасыщенность после достижения постоянства состава воды по
хлору. При замере газонасыщенности четко соблюдаются и фиксируются условия
отбора (глубина отбора пробы должна быть максимально возможной, положение
уровня должно быть близким к статическому, отмечается температура пласта, объем
и номер пробоотборника, объем жидкой и газообразной фаз и т.д.).
Исследование газонефтяных объектов проводится по методу
установившихся отборов на 4-х различных уровнях (от меньшего к большему),
обеспечивающих полный и равномерный вынос жидкости с забоя на поверхность. В
работающей скважине при депрессии в МПа, а в конце исследования и в
остановленной скважине при помощи глубинного самопишущего термографа и
глубинного дифференциального манометра против опробуемого интервала (замеры
через 1-2 м) целесообразно записать термограммы и градиент давления, которые
используются для определения его плотности и производятся замеры (поинтервально
через 150-200 м по стволу скважины) давления и температуры. Эти данные
используются для выделения из трапной жидкости отдельно нефти и отдельно конденсата.
При отработке скважины и на каждом режиме исследований значения устьевых
давлений снимаются по показаниям образцовых манометров через 1-2 часа, значения
дебитов (отдельно жидкости и отдельно газа) - через 3-4 часа. Забойные давления
записываются глубинными самопишущими манометрами после стабилизации устьевых
давлений и дебитов в течении 4-5 часов.
В связи с тем, что нижне-, среднеюрские пласты часто обладают
невысокими коллекторскими свойствами, в результате чего притоки бывают
малодебитными или непромышленными, необходимо предусматривать применение
методов интенсификации притоков при испытании скважин.
Для повышения продуктивности скважин следует применять
повторные перфорации ПГД-БК в кислотных ваннах, гидропескоструйную перфорацию,
соляно-глинокислотные обработки ПЗП, метод переменных давлений.
Комплекс ГИС предназначен для оценки качества испытаний,
контроля процесса испытания, контроля кислотных обработок и других методов
воздействия по интенсификации притока.
Комплекс ГИС и технология его выполнения в скважине должны
обеспечивать решение следующих задач:
·
определение
местоположения интервала перфорации в колонне;
·
оценку
качества разобщения объектов испытаний;
·
определение
интервалов притока в скважину пластовых флюидов;
·
определение
интервалов поступления интенсификаторов в объект и заколонное пространство;
·
определение
поглощающих и работающих толщин в объекте;
·
определение
состава пластовых флюидов в стволе скважины.
Технология проведения ГИС в процессе испытания в колонне
предусматривает несколько циклов измерений. Первый цикл выполняется с целью
контроля качества перфорации и цементирования колонны и получения контрольных
(фоновых) замеров методами ГИС. Последующие циклы измерения выполняются после
каждой технологической операции, приводящей к изменению свойств жидкости в
скважине и состояния призабойной зоны изучаемого объекта (после вызова притока,
после закачки интенсификатора в объект, после прекращения испытания и др.).
.5 Буровое оборудование
Бурение скважин будет осуществляться на глубину порядка 2830
метров. В виду отдаленности объектов от источников электроснабжения
целесообразно производить на буровых установках с дизельным приводом, способ
бурения - роторно-турбинный.
Буровая установка должна доукомплектовывается блоком очистки
бурового раствора, обеспечивающим замкнутую систему циркуляции бурового
раствора, состоящим из:
двух вибросит производства;
центрифуги производства;
блока гидроциклонов;
блока ФСУ (блок флокулянтной очистки).
Замкнутая система циркуляции с использованием системы очистки
раствора (вибросито, центрифуги и брикетировочного оборудования) позволит
исключить загрязняющее влияние бурового производства на окружающую среду и
обеспечит наиболее полный контроль за количественным и качественным состоянием
бурового раствора.
Основными параметрами буровых установок являются: предельная
нагрузка на крюке и условная глубина бурения. Таким образом для проведения
проектируемых работ нам потребуется установка 5 класса.
Допускаемая нагрузка на крюке 2000 кН. Скорость подъема крюка
при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий 0,15 м/c. Мощность на приводном
валу подьемного агрегата 750 кВТ. Проходной диаметр стола ротора 560 мм.
Мощность на приводном валу ротора не более 370 кВТ. Число основных буровых
насосов 2. Мощность привода бурового насоса 600 кВТ. Номинальная длина свечи 25
метров. Высота основания не менее 5 метров.
Превенторные установки включают в себя: два плашечных и один
универсальный превентор, пульт управления превенторами СН-6-76, выкидные линии
МПБКЗ-80 на ожидаемое пластовое давление, блоки глушения и дросселирования,
сепаратор.
Оборудование устья скважин (превенторные установки совместно
с приустьевой частью обсадных колонн) опресовываются водой (и дополнительно
газом) на давление, превышающее ожидаемое на 10%.
Предлагается использовать буровые установки имеющиеся на
предприятии. К установкам отвечающим необходимым требованиям относятся: БУ 2500
ДГУ.
Список используемой литературы
1. В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Е.Е. Поляков, А.В.
Ахияров, В.Е. Ермолкин, Е.Н.Сысоева Седиментолого-фациальное моделирование при
поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов Москва, 2010 г.
. Вылцан И.А. «Фации и формации осадочных
пород» учебное пособие. Изд. 2-е, перераб. и доп. - Изд-во: Томский
государственный университет, 2002.- 484 с.
3. «Проект пробной эксплуатации
Южно-Удмуртского нефтяного месторождения», ГеоНАЦ ОАО «Сибнефть-ННГ», Ноябрьск,
2006 г.
4. «Проект пробной эксплуатации
Южно-Удмуртского нефтяного месторождения», ГеоНАЦ ОАО «Сибнефть-ННГ», Ноябрьск,
2006 г.
5. РД 153-39.0-109-01. Методические указания
по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и
геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Москва, 2002 г
. Регламент скважинных исследований компании.
Часть I. Гидродинамические исследования скважин. Часть II.
Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки
месторождений нефти и газа, Москва, 2004 г.
7. Регламент составления проектных
технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.
РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго РФ, ВНИИнефть, 1996 г.
. Геологические модели ловушек нефти и газа
осадочного чехла Западной Сибири, в сборнике статей «Гидродинамика в подсчете
запасов», Корсунь В.В., ЗапСибБурНИПИ, Тюмень 1992 г.
9. Неантиклинальные ловушки нефти в песчаных
телах нижней части неокома и верхней юры Ноябрьского региона в связи с
палеогеоморфологической моделью строения Западно-Сибирской плиты, материалы
конференции: Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО
«Ноябрьскнефтегаз», Корсунь В.В., ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998 г.
. Геолого-геофизические основы поисков и
разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири, сборник научных трудов
под ред. А.П. Соколовского, ЗапСибНИГНИ, Тюмень 1986 г.
11. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Эффективный
подход к описанию свойств пластовых углеводородных систем при планировании
разработки нефтяных и газонефтяных залежей // Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений, №7 (июль), 2005 г., с. 50 - 54.
. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г.
Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа
объемным методом. Москва-Тверь, 2003г.
13. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова
Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра,
1988 -303 с.
. Инструкция по предупреждению
газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в
нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98. Москва, Госгортехнадзор
России, 1998 г.
15. Ахияров В.Х. Методика выделения
продуктивных коллекторов по каротажу в глинистых полимиктовых отложениях // Сб.
«Геолого-промысловые методы изучения полимиктовых коллекторов Западной Сибири»,
Тюмень, 1980, 132с.
. Алексеев Ю.В. Совершенствование
технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками
погружных электроцентробежных насосов, Дисс. на соиск. учен. ст. канд. техн.
наук, Уфа, 2000.
17. Beggs, H. Dale. Production
optimization. Using NODAL Analysis. OGCI Publications, Tulsa, Ok., 1991.
18. Рагулин В.В., Волошин А.И., Михайлов А.Г.
Хлебников С.П. Исследование солеотложения в скважинах ОАО «НК
«Роснефть»-Ставропольнефтегаз» и ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз» и рекомендации
для его предупреждения. - М.: Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»,
№1, 2006, с. 38-41.
. Правила безопасности в нефтяной и
газовой промышленности (ПБ 08-624-03).
. Нормы технологического проектирования
объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных
месторождений (ВНТП 3-85).
. РД 153-39.0-109-01. Методические
указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических,
гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых
месторождений. Москва, 2002 г.
. Регламент скважинных исследований
компании. Часть I. Гидродинамические исследования скважин. Часть II.
Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки
месторождений нефти и газа, Москва, 2004 г.