Характеристика Вахского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

Томский политехнический техникум

Курсовая работа

Выполнил: студент гр. 130р

Акшев М.И.

Проверил: преподаватель

Валевский В.В

Томск 2013 г.

Содержание

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.6 Физические свойства нефти, газа и воды

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Вахское месторождение нефти открыто в 1965г, введено в эксплуатацию в 1976г.

Вахское месторождение в административном отношении расположено в Нижневартовском районе Тюменской области. В 113 км. восточнее от города Нижневартовска и в 80 км. от города Стрежевого. В пределах северной части месторождения находится вахтовый посёлок Вах. Разработку месторождения осуществляет УДНГ ОАО «Томскнефть» ВНК.

Большая часть месторождения характеризуется спокойным рельефом и сильной заболоченностью. Болота занимают 70% территории. Поймы рек изобилуют озёрами, протоками, старицами.

Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская. Климат резко континентальный. Ледостав на реках и озёрах проходит в ноябре. Толщина снежного покрова колеблется в пределах от 1 до 1.5м, толщина льда на озёрах и реках от 0.5 до 1.0 м. Реки вскрываются ото льда во второй половине мая.

Рисунок 1.1 Обзорная карта Вахского месторождения

1.2 Тектоника

нефтяной месторождение пласт

Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала.

По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном - слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.

Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10 м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения представлен терригенными отложениями мезо-кайнозойского чехла, несогласно залегающего на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента.

Вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. № 11) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.

Восточнее, в скважинах вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещеноватости, интенсивно брекчиированные и вторично карбонатизированные.

На палеозойской поверхности нижнего девона прослеживается полоса шириной 4 км известняков с прослоями органогенных, которые рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов.

Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю3 и Ю2.

Регионально выдержанный горизонт Ю3 батского возраста общей толщиной 46-96 м расчленен на четыре пласта: Ю13 , Ю23 , Ю33 , Ю43 . В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные, представленные песчаниками, алевролитами, аргиллитами, переслаивающиеся с углями. В периоды формирования пластов Ю23 и Ю43 площадь испытывала наибольший подъем, что сопровождалось развитием эрозионной обстановки, и как следствие, образованием мощной песчаной толщи, последняя распространена на большей части Северо-Вахской площади.

В подошве пласта Ю22 отмечается хорошо выраженный контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, сменяющейся вверх по разрезу песчаником с линзочками угля и углисто-глинистой породой.

В подошве вышележащего песчаного пласта Ю12 отмечается конгломератовидная порода в виде окатышей песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Предположительно определено, что формирование пласта Ю22 происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, Ю12 - в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность в пределах Александровского свода, к которому приурочено Вахское месторождение, установлена в отложениях мелового, юрского и палеозойского возрастов.

Нефтеносность на Вахском месторождении установлена в пластах Ю1А1 , Ю1Б1 , Ю21 и Ю31 верхней юры (васюганская свита) и Ю12 , Ю22 , Ю13 , Ю23 , Ю33 и Ю 43 средней юры (тюменская свита).

Залежи нефти пласта Ю1А1 обнаружены на всех структурах, входящих в Вахскую приподнятую зону. На большей части месторождения, где промышленная нефтеносность доказана результатами ГИС и опробования, пласт Ю1А1 развит хорошо, его эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 12,0 м, составляя в среднем по месторождению 2,4 м.

Наибольшая средняя величина (4,5 м) нефтенасыщенной толщины соответствует Северо - Вахской, наименьшая (2,5 м) - Вахской залежи.).

На Северо - Вахской площади, пласт Ю1А1 выдержан на большей части площади, участками замещен непроницаемыми породами.

ВНК принят на абсолютных отметках 2168-2201-2207-2216 м.

Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры ее 7.5 х 6.8 км, высота 93м. Водонефтяная зона шириной 100 м занимает 2189 тыс м2 , что составляет 6.4% от залежи.

На Северо-Вахской площади пласт получил развитие только на южной ее части, в центральной и северной частях заглинизирован. При этом эффективные толщины изменяются от 1 до 7,2 м. Залежи пластовые, сводовые , литологически ограниченные. Размеры залежи 5.8 х 3.3 км, высота 18 м.

На основе слияния пластов Ю1А1 и Ю1Б1 в некоторых скважинах, а также небольшой толщины глинистого раздела (1,2-3,0 м) между ними, считается, что указанные пласты гидродинамически связаны. Поэтому ВНК принят таким же, как и для вышерассмотренной залежи Ю1А1.

Пласт Ю21 имеет сложное морфологическое строение по разрезу, однако по площади распределен относительно равномерно. Вскрыт на глубине 2193-2323м. Литологически представлен чередованием песчано-алевритовых прослоев с глинистыми и карбонатно-глинистыми разностями пород

По Северо-Вахской площади пласт Ю21 распространен не повсеместно, вскрыт на глубине 221б-2272м. Эффективные толщины изменяются в пределах 1-21.4 м, участками пласт глинизируется. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная.

Нефтенасыщенные толщины по территории месторождения колеблются в широком диапазоне от 0,4 до 29,2 м, при этом максимальные значения достигаются в зонах слияния с пластом Ю1. По залежам максимальное среднее значение нефтенасыщенной толщины, равное 8,9 м.

1.5 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность тюменской свиты связана с пластами Ю1+22, Ю1+23 и Ю3+43 на Северо - Вахской, Восточно - Вахской и Кошильской площадях. Границы залежей в полной мере не контролируются структурными планами, а, в основном, зависят от распространения песчаных тел и их морфологии.

Залежи Ю1+22 выявлены на Северо-Вахской и Восточно - Вахской площадях. На Северо-Вахской площади продуктивные отложения вскрыты на глубинах 2260-2300 м. Водонефтяной раздел вскрыт двумя наклонно- направленными скважинами №№ 1028, 2039, контакт установлен условно, полагаясь на гипсометрическую отметку подошвы нефтенасыщенной и кровли водонасыщенной частей пласта на абс.отметках -2205-2232-2263 м; по этим данным ВНК понижается в восточном направлении.

Геометризованная залежь имеет сложную конфигурацию, в значительной мере осложненную зонами глинизации пласта, в связи с этим юго-восточная граница залежи литологическая. При опробовании фонтанные притоки нефти составили 4,7-9,1 т/сут, при эксплуатации мехспособом: 4,4-33,6 т/сут. Указанная изменчивость дебитов, прежде всего, обусловлена различием вскрытых нефтенасыщенных толщин (0,6-18,8 м, в среднем 5,1 м), минимальные толщины больше тяготеют к юго-восточной и северо-западной частям залежи, максимальные - к центральной.

Ширина водонефтяной зоны колеблется в пределах 100-350 м, ее доля составляет 31,7% от площади всей залежи. По типу залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная, ее размеры в плане составляют 4,0 х 3,0 км, высота 49 м.

На Восточно - Вахской площади продуктивный пласт Ю1+22 вскрыт на глубинах 2314-2369 м. В связи с зональным характером развития пласта около 25-30% периметра залежи определилось по литологической границе. Помимо рассмотренных основных залежей Ю1+22 , также в районе скважин №№ 1242, 816 и 825, выделяются локальные небольших размеров 0,5 х 1,125 км2 , вскрытые единичными скважинами эксплуатационной сетки, положение их контуров нефтеносности условное.

В разрезе тюменских отложений пласт Ю1+23 является основным объектом разработки тюменских отложений на Северо-Вахской, Восточно- Вахской и Кошильской площадях.

На Северо - Вахской площади залежь Ю1+23 вскрыта на глубине 2282-2365 м, она достаточно хорошо прослеживается в пределах площади, форма близка к изометричной. Примечательными являются невысокие дебиты нефти как фонтанных (3,3- 12,6 т/сут), так и механизированных скважин (10,1-31,8 т/сут) при сравнительно больших нефтенасыщенных толщинах (до 36,6 м), в среднем 16м. Это несоответствие связывается с пониженными коллекторскими свойствами пласта. Положение ВНК установлено по материалам ГИС и опробования скважин, он погружается в восточном направлении; на западной части залежи на абс. отметке минус 2266 м, восточной - на -2276-2288 м, по югу контур нефтеносности совмещается с границей повышенной глинизации пласта.

Ширина западной водонефтяной зоны наиболее узкая 125-375м, на остальной части увеличивается до 1375 м, доля ВНЗ составляет 34,3% от всей площади нефтеносности.

По типу залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры в плане составляют 5,5 х 5,0 км, высота 83 м. Восточно-Вахская залежь Ю1+23 имеет более сложное строение, контуром нефтеносности нередко является граница распространения песчаных тел. По скважинам №№ 799, 782, 903 поверхность ВНК изменяется в значительных пределах: -2252-2319 м, либо контур нефтеносности проведен на середине расстояния между скважинами, вскрывшими, соответственно, нефтеносную и водоносную части пласта. Геометризованная залежь имеет сложные очертания, общее простирание северо-западное. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,6-20,2 м, в среднем 6,9 м. Выраженной закономерности в их изменении пока не установлено. В целом дебиты нефти ниже, чем по скважинам Северо-Вахской площади и составляют по фонтанным скважинам 2,6-4,0 т/сут (штуцер 4 мм), по механизированным 3,9-10,1 т/сут.

Ширина водонефтяной зоны изменяется от 125 до 1750 м и составляет 41,8% от площади всей залежи.

Тип залежи пластовая, сводовая, участками литологически ограниченная, ее размеры в плане составляют 5,0 х 2,5 км, высота 87-132 м.

Помимо основных залежей, в районе скважин №№ 1064, 2031, 1242 и 842, 72 выявлены локализованные участки нефтенасыщения небольших размеров 0,7-0,5 км, высота 2,6-13,2 м.

На Кошильской площади залежь Ю23 выявлена в единственной разведочной скважине № 347р, где нефтенасыщенная толщина равна 14,0 м; при динамическом уровне 850 м дебит нефти составил 7,5 м3/сут. Залежь пластовая, сводовая, ее границы условно определены двумя размерами эксплуатационной сетки (1,0 х 1,0 км, высота 27 м).

С пластом Ю3+43 связаны залежи нефти Северо-Вахской, Восточно -Вахской и Кошильской площадей. По отношению к выше рассмотренным они характеризуются наименьшей суммарной площадью распространения.

На Северо-Вахской площади продуктивная часть пласта вскрыта на глубинах 2334-2377 м. Пласты имеют линзовидное и полулинзовидное строение, характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Четырнадцатью скважинами ( №№ 2006, 1226, 2017, 1212, 2035, 1024, 2038, 1009, 2082, 1016, 2045, 2046, 1017, 2096) обнаружено пять разобщенных литологически ограниченных залежей нефти, причем пласт в этих скважинах не опробован, характер насыщения определен только по материалам промыслово-геофизических исследований.

На Восточно - Вахской площади пласт Ю3+43 вскрыт на глубинах 2319- 2376 м, с ним связаны три нефтяные залежи.

По основной залежи ВНК условно принят на абс.отметке минус 2269 м (по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине № 921), большая часть периметра залежи связана с границами замещения песчаных тел.

В соответствии с особенностями геометризации залежей такого размера их форма близка к изометричной.

На Кошильской площади пласт Ю3+43 продуктивен в скважине №№ 347 и вскрыт в интервале глубин 2410-2419 м, нефтенасыщенная толщина равна 11,6м. В пределах условного контура нефтеносности, проведенного в радиусе двойной эксплуатационной сетки, размеры залежи составили 1,0 х 1,0 км.

Помимо продуктивных пластов васюганской и тюменской свит также выявлена нефтеносность палеозойских и меловых отложений.

При опробовании песчаных отложений ачимовской толщи в скважине № 326бис (присводовая часть Вахской структуры) из интервала 2168-2172 м получен приток нефти дебитом 15 т/сут. Признаки нефтенасыщения в виде запаха нефти в керне (пленка нефти) при опробовании отмечены в скважинах №№ 321 и 20р, расположенных на западном крыле Вахской структуры, а также в зоне ее сочленения с Северо-Вахским локальным поднятием.

Перспективы неокомского разреза не ограничиваются ачимовскими отложениями. В результате испытания песчаных пластов куломзинской и тарской свит в сводовой части Вахской структуры были получены притоки нефти, газа и пластовой воды с пленкой нефти. Так в скважине № 10р из интервала 1869-1876 м (пл. А11) через 20 мм штуцер получен приток воды и нефти дебитами, соответственно, 53,6 и 2,8 м3/сут. В скважине № 16р при опробовании интервала 1864-1872 м (пл. Б10) получен приток газа дебитом 534,8тыс.м3/сут и воды с пленкой нефти - 374 м3/сут.

При опробовании палеозойских отложений в скважине № 347р Кошильской площади, представленных светло-серыми известняками (прослои органогенных известняков) из интервала 2644-2656 м получен приток жидкости дебитом 11,6 м3/сут, из них 4,8 м3/сут (40%) нефти. Однако, количественных оценок запасов нефти не проведено из-за сложности строения слабоизученных палеозойских отложений и клиноформной ачимовской толщи, а также отсутствия надежных критериев выделения перспективных зон.

1.6 Физические свойства нефти, газа и воды

По результатам дифференциального разгазирования плотность пластовой нефти в среднем составляет 743 кгс/м3, газосодержание - 93 м3/т, объемный коэффициент 1,231.

Давление насыщения нефти газом определено в опытах однократного разгазирования в 13,3 мПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 0,70 мПа*с.

Залежь нефти пласта ЮВ2 глубинными пробами нефти не охарактеризована. Основные характеристики пластовой нефти приняты по аналогии с пластом ЮВ11 Вахского месторождения.

Состав растворенного в нефти газа определен для пласта ЮВ11 Вахского месторождения для основных компонентов по данным дифференциального разгазирования как: метан - 68,8 %, этан -11,4 %, пропан -11,5 %. Плотность газа по воздуху 1,000 кгс/м3.

Разгазированная нефть по данным исследования поверхностных проб содержит в среднем 0,77 % весовых серы, парафина 1,53 %, смол силикагелевых 5,67 %, асфальтенов 1,29 %.

Для нефтей залежей пласта ЮВ11Вахского месторождения эти параметры близки, за исключением более высокого содержания силикагелевых смол (до 10,2 %) и асфальтенов (до 7,4 %)

Данные анализа поверхностных проб нефти из пласта ЮВ2 (скв. 285 и 288) говорят о низком содержании серы - 0,08 %, более высоком, по сравнению с пластом , процентом парафина - 2,67. Смол силикагелевых и асфальтенов также зафиксировано относительно низкое количество: 2,18 % и 0,12 %.

Товарные свойства нефтей Вахского месторождений специально не изучались. Идентичность их состава с нефтями соседних месторождений района позволяет предварительно относить их, в соответствии с технологической классификацией, к классу П сернистых нефтей, группе М2 (суммарное потенциальное содержание базовых смесей составляет порядка 21 %, считая на нефть), к подгруппе И1 (индекс вязкости масел выше 85) и к виду П2. Бензиновые дистилляты характеризуются низкими октановыми числами в связи с преобладанием парафиновых углеводородов.

Фракция 120-240 °С отвечает требованиям ГОСТа на топливо TC-I. Дизельные дистилляты обладают высокими цетановыми числами.

Химический состав и физические свойства пластовых вод изучены только по пласту ЮВ11 (скважины 71, 281, 287, 289 и 292). Общая минерализация по данным анализа проб воды изменяется от 13,0 до 33,8 г/л, удельный вес в поверхностных условиях 1,009 - 1,024 г/см3. В пластовых водах преобладают ионы хлора (среднее содержание 13,2 г/л), натрия и кальция (6,2 г/л). Отмечается присутствие брома (29,1 - 76,6 мг/л), йода (1,75 - 4,38 мг/л). Кислотное число в среднем составляет 7-8 единиц.

Размещено на Allbest.ru