Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Геолого-физическая характеристика месторождения




Вынгапуровское нефтегазовое месторождение открыто в 1968 году как газовое, а в ходе дальнейших разведочных работ переведено в разряд газо­нефтяных. С 1982 года месторождение находится в промышленной разра­ботке. За эти годы из его недр добыто более 23000 млн.тонн нефти.

Промышленно-нефтеносными на Вынгапуровском месторождении яв­ляются отложения юры и нижнего мела, основными объектами для разра­ботки являются залежи горизонтов БВ5, БВ6, БВ8(основной), БВ8 (юг), ЮВ1, ЮВ2. На сегодняшний день в разработке находятся залежи пластов БВ1, БВ8(юг), БВ8 (основной), единичные скважины (разведочные и оце­ночные) эксплуатируют горизонт ЮВ1, объект БВ5 является возвратным (после отработки скважин по горизонту БВ6) и эксплуатируются также еди­ничными скважинами (в основном совместно с БВ6).

Пласт БВ8 (основной). Продуктивный горизонт БВ8 является основным объектом разработки. Основная залежь пласта БВ8 расположена в север­ной части месторождения. Отмечается уменьшение нефтенасыщенных толщин пласта БВ8 (осн.) в северо-западном и восточном на­правлениях вплоть до пол­ного замещения пород-коллекторов глинами.

Пласт БВ8 имеет линзовидно-локальный харак­тер распространения кол­лекторов, что было выявле­но в результате геолого-раз­ведочных работ, а также данных эксплуатационного бурения. Однако установ­лено расширение площади нефтеносности в северо­восточном направлении. Особенностью строения основной залежи горизонта БВ8 (осн.) является высокая расчле­нённость пород коллекторов, линзовидность, невыдержан­ность песчано-глинистых тел. Еще одной особенностью объек­та БВ8 (осн.) является наличие газовой шапки в сводовой части поднятия, экранированной на за­паде зоной замещения коллекто­ров глинистыми породами, ГНК, принятый для подсчета запасов на а. о. минус 2520 м. Положение ВНК принято по отметке минус 2811 (скв.187р) в северо-восточной части залежи. Среднее значение пористости оценивается в 19,6%, проницаемости - 0,085 кв.мкм.

Пласт БВ6 разрабатывается с использованием девятиточечной системы с плотностью сетки 25 га/скв. Для пласта БВ8 (юг) при­менена обращенная семиточеч­ная система, с уплотнителем до12,5 га/скв. в пределах семи- и пятиметровойизопахиты.

Пласт БВ8 (осн.) разделен согласно геологическим особенностям строения и кондиционности запасов условно на пять участков: центральный, северный, южный, западный и район 50 р. Северный участок разрабатывается по блочной трехрядной системе, до­полнительно разбуривается стягивающим рядом. Плотность сетки составляет 14,3 га/скв.; центральный участок разрабатывается по девятиточечной системе, с уплотнением сетки скважин до 12,5 га/скв., с постепенным переходом к пятиточечной, западный и южный участки разрабатываются по девятиточечной системе с плотностью 25 га/скв. , залежь в

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ    
районе скважины 50р разрабатывается с использованием приконтурного и очагового за­воднения, плотность сетки 12,5 га/скв .

Пласты БВ5, ЮВ1 находятся в опытно-промышленной эксплуатации и разрабатываются единичными скважинами, поэтому система разработ­ки на этих объектах еще не сформирована. С начала разработки на место­рождении добыто 23,380 млн. тонн нефти, что составило 44% от утвержден­ных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,21%.

Закачка воды в пласт на месторождении ведется с 1984 года. Всего закачано 56249,9 тыс. куб. м воды, накопленная компенсация составила 112,6% при средней приёмистости 108 куб. м/сут. Средневзвешенное плас­товое давление по пластам составило БВ6 - 244,4 атм., БВ8 (юг) - 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно - 247 атм., 270 атм., 280 атм.

За счет проведения современных методов повышения нефтеотдачи до­быто 4937,8 тыс. тонн нефти.

Западно-Сибирская плита имеет гетерогенный фундамент, перекрытый чехлом платформенных мезозойско-кайнозойских отложений. Мощность платформенных отложений достигает 3,5 – 4 км в центральной части, и 8 – 10 км – на севере плиты.

Вынгапуровское газонефтяное месторождение расположено к северу от Нижневартовского свода в пределах южной части Верхне-Пурпейскогомегавала.

Разрез платформенного чехла месторождения изучен, начиная с полиозоя и завершая четвертичным отложениями. Палеозойские отложения вскрыты скважиной №141, пробуренной объединением “Ноябрьскнефтегаз” в 1983 г.

Максимальная вскрытая мощность осадочных пород составляет 3422 м (скв.№32).

Стратиграфическое расчленение разреза производилось с учетом унифицированной стратиграфической схемы.

Палеозой – отложения палеозойского возраста на Вынгапуровском месторождении вскрыты разведочной скважиной №141. Кровля палеозойских отложений находится на глубине 3550 м.

Юрская система на Вынгапуровском месторождении имеет двучленное строение. Породы нижнего и среднего отделов юры представлены континентальными отложениями тюменской свиты, верхняя юра представлена отложениями морского генезиса.

Тюменская свита имеет повсеместное распространение и представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых массивных, плотных алевролитов и песчаников кварцевых, мелко- и среднезернистых, низко пористых, с включением слюды, растительных остатков и конкрециями пирита.

Васюганская свита – подразделяется на две части: нижнюю – существенно глинистую, и верхнюю – глинисто-песчаную. К песчаникам верхней части Васюганской свиты, приурочены нефтеносный пласт ЮВ1 представленный чередованием песчаников серых, мелко- и среднезернистых и аргиллитов. В породах встречаются обуглившиеся растительные остатки фауна аммонитов и фораминифер, включения пирита. Мощность отложения 60 - 80 м.

Георгиевская свита, – представлена темно-коричневыми битуминозными аргиллитами. Толщина от 2 до 5 м.

Баженовская свита. Отложения этой свиты, представлены аргиллитами битуминозными, черного и темно-коричневого цвета, хорошо отмученными с ровным изломом, местами встречаются примеси карбонатного материала пирит в рассеянном виде, отпечатки аммонитов. Мощность этих отложений коле блица от 17 до 40 м.

Меловая система. Отложения этой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижний отдел – на изучаемой территории нижнемеловые отложения развиты повсеместно и представлены осадками верхней части баженовской свиты, породами мегионской и вартовской свит, а также низов покурской свиты.

Мегионская свита, представлена толщей, согласно залегающей на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, и аргиллитов. Песчаники серые, полимиктовые, среднезернистые с глинистым пигментом. Ачимовская толща характеризуется невыдержанностью. Мощность ее на Вынгапуровском месторождении изменяется от 0 до 90 м.

К песчаникам мегионской свиты, приурочены нефтеносные пласты группы БВ.

БВ6 повсеместное распространение по всей изучаемой территории. Продуктивный основной горизонт БВ8 распространен по восточному склону Вынгапуровского поднятия и восточной части Южной Вынгапуровской площади. Пласт БВ9 имеет ограниченное распространение с преимущественным развитием в восточном направлении.

Верхний мел представлен континентальными породами верхней части покурской свиты и морскими образованьями кузнеповской, березовской и ганькинской свит.

Четвертичная система – район характеризуется наличием мощной толщи осадков четвертичного возраста, представленной аллювиальными, озерно-аллювиальными, ледниковыми, а также современными отложениями.

Нефтеносность пласта ЮВ5 выявлена скважиной 2894 Северо-Вынгапуровского участка месторождения. Общая толщина пласта – 42,4м, эффективная нефтенасыщенная – 4,8м.

Залежь пластовая, структурно-литологическая, приурочена к юго-восточному крылу куполовидной структуры, в своде которой пробурена скважина 179Р. Размеры залежи незначительны: 2,3 * 0,8 км, высота – 20м. С севера залежь ограничена замещением коллектора, с юга – ВНК, принятым на абсолютной глубине – 3063м (ГеоНАЦ).

Залежь ЮВ2 вскрыта в районе скв.114-Р, скв.2885 Северо-Вынгапуровского участка и в районе скв. 96-Р.

Залежь пласта ЮВ2, выявленная в среднеюрских отложениях по результатам бурения скв.114-Р, приурочена к локальному поднятию в пределах замкнутой изогипсы минус 2850м. Общая толщина пласта – 17,5м, эффективная – 5,6м, эффективная нефтенасыщенная – 4м. Пласт представлен песчаниками в кровле, глинами и алевролитами - в подошвенной части.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ  
Коллектор поровый (Кпор. принят 0,17, Кпр.=0,017, Кнг=0,57). Залежь пластовая, сводовая размерами 8,3 х 7 км и высотой 10м. ВНК принят на абс.отметке минус 2826,2м. Пласт охарактеризован керном. В керновом материале - алевролит серый, мелкозернистый, средне сцементированный без признаков нефти и песчаник серый, мелкозернистый, слабосцементированный со слабым запахом углеводородов на свежем сколе. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости невысоки: пористость в пределах 14-16%, проницаемость 0,5-2,6мД. Общая толщина пласта – 16м, эффективная – 10,2м. Залежь пластово-сводовая, ограничена ВНК, принятым на абсолютной глубине -2920м.

Пласт ЮВ1 представлен несколькими верхнеюрскими залежами. Наиболее изучены и находятся в разработке западная и восточная залежи. Западная залежь выявлена в 1974г. скважиной 41-Р на абс.глубине минус 2784м.

Залежь пластовая, сводовая в пределах замкнутой изогипсы минус 2790м. ВНК принят на абс.отметке минус 2785м. Коллектор поровый.

Восточная залежь открыта в 1988г. по результатам бурения и испытания разведочных скважин 115Р, 115бисР, 116Р и приурочена к локальному суб - меридиональному поднятию, оконтуренному изогипсой минус 2970м. Абсолютные отметки изменяются от минус 2923м в скв.2041 до минус 2968,6м в скв.128Р. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1м (скв.128Р) до 4,6м (скв.121Р). Скважиной 131Р, к северу от зоны развития залежи ЮВ2, так же выявлена залежь пласта ЮВ112, вскрывшая нефтенасыщенный коллектор толщиной 4,4м. Залежь приурочена к небольшой по площади линзе песчаников.

Одним пропластком ЮВ11 представлены залежи пласта в районах скважин 300 и 249, при испытании которых получены незначительные притоки нефти. Залежь представляет собой литологически ограниченную линзу, вытянутую в субмеридиональном направлении и погружающуюся к югу от отметки минус 2870м до отметки минус 2930м. Ожидаемые эффективные нефтенасыщенные толщины – 2…4м.

В северной части Вынгапуровского месторождения разведочной скважиной 178Р вскрыта нефтяная залежь пласта ЮВ11, подтвержденная затем скважинами 177Р и 179Р. Вскрытая залежь пласта ЮВ11 относится к пластово – сводовому типу, имеет размеры в плане 2,5 –9 * 11 км, высоту 27м и вскрыта разведочными скважинами на абсолютных глубинах от минус 2921 (скв.179Р) до минус 2946м (скв.177Р). Эффективная толщина пласта не превышает 7м, нефтенасыщенная – 2,6…5,8м. Скважиной 177Р вскрыт водонефтяной контакт на абс.отметке минус 2949м. Залежь пласта ЮВ11 приурочена к зоне аномально – высоких пластовых давлений и по характеру насыщения является переходной от ефтяныхк газоконденсатным, что подтверждают данные испытания разведочных скважин 178Р и 179Р.

Нефтеносность пласта ЮВ11 выявлена так же скважиной 96Р. Залежь пластово-сводовая, литологически ограничена с юга. ВНК принят на абсолютной глубине –2846м.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ  
Пласт ЮВ12 в районе Сев.-Вынгапуровского участка вскрыт на глубинах 3026-3084,4м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4…3,8м. В скв.179Р, по ГИС, пласт нефтенасыщен.

В районе разведочной скважины 245р выделены нефтеносные пласты в ачимовской толще – Ачll и Ачlll.

Продуктивный горизонт БВ8 является основным объектом разработки, в его составе можно выделить продуктивные пласты БВ81,БВ82, БВ83, имеющие дискретное развитие. В качестве эксплуатационного объекта пласт БВ8 принят в целом.

Залежь моноклинально погружается с ЮЗ на СВ от абс.отметки минус 2500 до абс.отм. минус 2900 и приурочена к северо – восточной переклиналиВынгапуровского поднятия.

Литологически пласт неоднороден и невыдержан, как по площади, так и в разрезе. Нефтенасыщенные толщины уменьшаются в северо – западном и восточном направлениях вплоть до полного замещения коллекторов непроницаемыми породами. Линзовидно – локальный характер распространения коллекторов подтверждает большой накопленный фактический материал и опыт разработки месторождения. Площадь нефтеносности расширяется в северо – восточном направлении. Северной части характерны большие нефтенасыщенные толщины (до 26,2м), чем южной (до 13,5м).

Особенностью объекта является наличие газовой шапки в верхней части поднятия, экранированной на западе зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Первооткрывательницей газовой залежи явилась скв.34Р.

В отдельную залежь выделена и южная часть развития пласта БВ8. Южная залежь приурочена к пластам БВ81 и БВ82, имеет сложное структурно – литологическое строение и невысокие коллекторские свойства. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 4,3м..

В процессе бурения и освоения скв.114Р открыта залежь пласта БВ7. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 4,6м. Залежь пластовая, сводовая, субмеридионального простирания размерами 10 х 3км и высотой 22м. ВНК принят на абс.отметке минус 2402м. Залежь в разработку не вовлечена.

Промышленная нефтегазоносностьпласта БВ6 установлена в процессе испытания скв.34Р в 1974 г.. Выявленная залежь пласта определялась как пластовая, сводовая размерами 22 х 14 км при высоте 40м с ВНК на абс. отметке минус 2368м.

Анализ сейсмических материалов, результатов бурения и ГИС дают основание заключить, что залежь пласта БВ6 приурочена к системе гидродинамически не связанных, выклинивающихся линз с низкими коллекторскими свойствами, являющимися результатом унаследованного блочно – разломного строения, что и обусловило наличие обширных водонефтяных зон с различными уровнями ВНК.

Залежь пласта БВ5 выявлена по результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин и приурочена к моноклинальному склону, погружающемуся в восточном направлении от абс. отметки минус 2330м. Залежь литологически экранированная. Пласт разрабатывается совместно с пластом БВ6.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ
В скв.138Р выделен пласт БВ20 в районе развития пласта БВ6 в виде разобщенных непроницаемыми породами линз значительно различающихся по площади в плане, высоте залежей и уровня ВНК. Абсолютные отметки кровли в пределах минус 2190 до минус 2241м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – от 1,2 до 7,0 м. Скважиной 138Р вскрыта наибольшая в плане линза с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами. В указанной скважине эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5,8м.

Пласт БВ22 по ГИС интерпретировался как водонасыщенный, однако, отмечающиеся повышенные показания индукционного каротажа в интервале 2508-2513 м, дали основания для проведения испытания.

В результате исследований скважины 114Р выявленанефтегазоносностьпластов группы АВ.

В результате исследований эксплуатационной скважины 4457 выявлена газоконденсатная залежь пласта АВ112. Залежь пластово-сводовая, размерами в контуре газоносности 2,5х3км, высота – 13м. ГВК принят на абсолютной глубине – 2123м.. Эффективные газонасыщенные толщины – порядка 8-10м.

По результатам испытания скв.114Р выявлена газовая залежь пласта АВ72. Залежь пластово-сводовая, размерами в пределах контура ГВК 2,3х2,5км. ГВК принят на абсолютной глубине –1872м.

Залежьпласта АВ51 приурочена к своду небольшой линзовидной структуры размерами 4х2,5км в пределах изогипсы минус 1800. Залежь пластово-сводовая, с севера ограничена литологически, с остальных сторон – ВНК, принятым на абс. глубине минус 1801,3м, высота – около 10м. Над залежью присутствует газовая шапка, ГНК - на абсолютной глубине –1798,5м.

Залежь пласта АВ21 пластово-сводовая, в пределах контура ВНК имеет размеры 3,8х6км. Высота залежи – 20м. В кровле присутствует небольшая газовая шапка.

Исследования скважины 114Р выявили так же залежи нефти с сопутствующими газовыми шапками в пластах группы ПК, в плане соответствующие нижележащим залежам пластов АВ.

Залежь пласта ПК222 приурочена к сводовой части структуры размерами в контуре ВНК 6х4км. На небольшом участке с юго-запада залежь имеет литологическое ограничение. ВНК принят на абсолютной глубине –1520м.

Пласты группы ПКшироко представлены геофизическими исследованиями вскважинах 410р , 119бис и 114р. Керном охарактеризованы пласты ПК21, ПК22, ПК23 (скв.410р).. Керн представлен стандартным терригенным комплексом пород без признаков насыщения.

Залежь пласта ПК21 так же относится к пластово-сводовому типу, в пределах контура ВНК имеет размеры 3,8х5,9м, высота – около 20м.

 

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ    
2.2Состав и свойства пластовых флюидов

 

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин, исследование их проводилось методом газожидкостной хроматографии на приборах типа ХРОМ-5. Отбор нефти производился из пластов БВ6, БВ8 и БВ9.

На основании выполненных исследований следует, что характер изменения физических свойств нефти является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежи возрастает пластовое давление и температура. Нефть всех пластов недонасыщенных газом, давление насыщения их ниже пластового и в среднем по пластам, изменяется в диапазоне от 11 до 30 МПа.

Из разрабатываемых пластов наиболее легкие газонасыщенные нефти в залежи БВ6, газосодержащие высокое: в среднем 328 м3/т, давление насыщения по пласту меняется от 9 до 21 МПа. Нефти всех пластов легкие (молекулярная масса 77-108), молярная доля метана в них составляет 3,8-35%.

Для нефти пластов БВ6 и БВ8 характерно преобладание нормального бутана и пентана над изомерами, в нефти пласта БВ9 их соотношение близки к единице. Газированной нефти составляет 8,6-18,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, молярная доля метана составляет всего 48,76-58,2%, плотность 1,366-1,267 кг/м3, отношение этана к пропану меньше 1 (0,4-0,8), что типично для газовых нефтяных залежей. Содержание двуокиси углерода незначительно, азот не превышает 1,2%.

Нефти всех исследованных пластов малосернистые, с содержанием фракций до 350С, больше 55%, парафинистые, температура насыщения нефти парафином – 15-46 оС, мало сернистые, маловязкие, легкие. Значительное содержание парафина в нефти Вынгапуровского месторождения создает определенные трудности в процессе эксплуатации скважин (образование пробок).

Интенсивнаяпарафинизация оборудования обусловлена одновременным влиянием нескольких факторов, способствующих отложения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО):

- обширной толщей залегания многолетнемерзлых пород;

- невысокими дебитами по нефти;

- физико-химическими свойствами нефти.

Образование АСПО на промысловом оборудовании приводит к снижению производительности и нарушению нормальной работы скважин. Интенсивное образование АСПО наблюдается в интервале 800 м – устье. Однако отложения наблюдаются и на глубинах 1100-100 м. анализ температурного режима по стволу скважины совместно с данными физико-химической характеристики АСПО показывает, что температурные условия в скважинах благоприятны для образования отложений и на больших глубинах.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ  
Пластовые воды месторождения аналогичны водам других месторождений Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Общая минерализация увеличивается сверху вниз от 10-13 г/л (Покурская свита) до 50-60 г/л (юрские отложения). Отмечается несколько повышенное содержание гидрокарбонатов в водах продуктивных пластов (10-13 мг экв/л), что несет потенциальную возможность выпадения карбонатных осадков при эксплуатации обводненных скважин.







Дата добавления: 2015-08-12; просмотров: 831. Нарушение авторских прав

codlug.info - Студопедия - 2014-2017 год . (0.008 сек.) русская версия | украинская версия