Геология Западно-Ноябрьского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика района работ

В административном отношении Западно - Ноябрьское месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Окружной центр - г. Салехард, районный поселок - Тарко - Сале. Ближайшими населенными пунктами являются: поселок Холмогорский в 35 км юго-западнее; город Ноябрьск- в 26 км юго-восточнее; в 200 км северо-восточнее расположен районный центр Тарко-Сале.

Основные виды транспорта - автомобильный, железнодорожный, воздушный. Грунтовыми дорогами месторождение связано с городом Ноябрьском и ближайшими нефтяными месторождениями. Ближайшая железнодорожная станция и аэропорт расположены в городе Ноябрьске.

Ближайшие месторождения: Суторминское, Муравленковское, Холмогорское, Пограничное, расположенные, соответственно, в 6 км к западу, в 43 км к юго - западу, в 45 км к юго - западу и в 50 км к югу (рис. 1.1).

К востоку от Западно - Ноябрьского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и параллельно ей железная дорога Сургут-Уренгой. К западу от рассматриваемого месторождения, через Муравленковское, Суторминское, Карамовское, Холмогорское, Федоровское, на Сургут и Омск проходят магистральные нефте- и газопроводы. Транспортировка нефти и растворенного газа производится по ветке нефтегазопроводов на Холмогорский ЦПС (до Карамовского месторождения) и далее по магистральным нефте- и газопроводам на Сургут. Судоходных рек на территории непосредственно нет. Основной водной артерией района является река Пяку-Пур, протекающая северо - западнее в широтном направлении. Западно-Ноябрьское месторождение находится на правобережной части верховьев реки Пяку-Пур, занимая междуречье правых притоков Иту-Яха и Хана-Яха. Один из притоков реки Пяку-Пура - Кага-Яха, пересекает площадь месторождения.

Электроснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС.

Коренное население состоит, в основном, из народности ханты, манси, зыряне, ненцы.

Географически территория месторождения тяготеет к северному склону Сибирских Увалов и представляет собой плоско-холмистую равнину с постепенным выполаживанием в северо-восточном направлении. Наибольшие отметки рельефа, до +120 м, приурочены к юго-западной части площади, наименьшие, до +81 м, к северовосточной. Средняя высота над уровнем моря -101м. Основная особенность рельефа - слабая изрезанность, бессточность, болотообразование. Болота занимают 40% территории, преимущественно торфяного типа. Основные типы растительности следующие: лесная, болотная, луговая. Лесная растительность представлена сосновыми, лиственничными борами, кустарниками, кедровниками. Болотная низкорослая растительность представлена мховым сообществом, кустарниковой растительностью. В травостое лугов преобладает разнотравье.

Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной морозной зимой. Многолетняя средняя температура самого теплого месяца июля +15.5°С, наиболее холодного месяца - января, минус 23.3°С. Средняя влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, в течение года в районе изменяется от 68 до 86 %.

По количеству выпадаемых атмосферных осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. За год выпадает 475-500 мм осадков. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе - 78 мм, наименьшее в феврале - 24 мм. Снежный покров образуется во второй половине октября. К марту его высота достигает 80-90 см, образуется крепкий наст. В период весеннего снеготаяния почвы могут смачиваться до грунтовых вод. Таким образом, водный режим почв промывной.

Рисунок 2.1 Обзорная схема района месторождения

2.2 Геологическая характеристика Западно - Ноябрьского месторождения

2.2.1 Литолого - стратиграфическая характеристика района

Геологический разрез Сургутского свода представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента.

Доюрские образования на Западно-Ноябрьском месторождении не вскрыты, но на ближайших к югу от исследуемой территории площадях: Савуйской скважиной N 103 и Конитлорской - N 15 вскрыта верхняя часть фундамента на глубинах соответственно 3223 и 2994 м, представлена она базальными темно-зелеными и темно-серыми породами, почти черными, миндалекаменными. Возраст пород триасовый.

На Комсомольской площади, расположенной к северу от Западно-Ноябрьского месторождения, вскрыты породы фундамента на глубинах 3550 и 3650 м (скв. 198, 199).

В скважине N 199 фундамент представлен сланцами разнообразного состава (углисто-кремнистые, глинистые). В скважине N 98 породы фундамента в верхней части представлены известняками серыми, микрокристаллическими, плотными, местами доломитизированными, переходящими в доломит.

Ниже по разрезу встречены аргиллиты темно серые, иногда зеленовато-серые, плитчатые, с зеркалами скольжения и следами скольжения. По составу и облику пород вскрытый разрез можно условно отнести к верхнему девону. По данным Бочкарева B.C. фундамент в районе Западно-Ноябрьского месторождения сложен терригенно-карбонатными образованиями.

Предполагаемая глубина залегания фундамента по данным геофизических исследований достигает 3700-3800 м.

Западно-Ноябрьское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты, где вскрыты максимальные толщины платформенных отложений.

Наиболее полно, до глубины 3291 м, мезозойско-кайназойские отложения вскрыты на месторождении поисковой скважиной 752.

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах фундамента и перекрываются отложениями нижнего мела. Представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту. Верхний отдел подразделяется на васюганскую, георгиевскую, баженовскую свиты.

Нижне-юрский отдел (тюменская свита). Отложения свиты залегают в основании платформенного чехла с резким перерывом и угловым несогласием на доюрских образованиях и объединяют континентальные отложения нижней, средней, и, частично, верхней юры. Литологически свита сложена ритмично чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов, с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. В кровле свиты залегает пласт ЮС₂.

На Западно-Ноябрьском месторождении пласт вскрыт в скважинах 706р, 712п и 752п и залегает на глубине 3202-3254.8 м. Пласт водонасыщен. Толщина свиты на Западно-Ноябрьском месторождении изменяется в пределах 500-600 метров.

Верхнеюрский отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты). В основании васюганской свиты залегают аргиллиты темные, тонкоотмученные, местами битуминозные, содержат обломки мелких тонкостенных пелиципод, с прослоями сидерита.

Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. К отложениям верхней части васюганской свиты приурочен горизонт ЮС^.

На Западно-Ноябрьском месторождении из пласта ЮС1 в скважине 752п при испытании интервала 3184 - 3192 м получен приток нефти (0.7 м³/сут) с водой (0.7 м³/сут) при СДУ 1113 м. В скважинах 706р и 712п пласт водонасыщен и вскрыт в интервале 3143.2-3148 м. Толщина васюганской свиты изменяется от 61 до 104 м.

Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами черными с многочисленными остатками рыб. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Толщина свиты составляет 3-27 м.

Породы баженовской свиты являются одним из самых выдержанных литоло-гических и стратиграфических реперов и представлены битуминозными аргиллитами от слабоалевритистых до алевритистых, пелитизированных, с алевро-пелитовой и фито-пелитовой структурой. Текстура, в основном, тонкая сланцевая, обусловленная тонким послойным распределением всех компонентов (пирита, битумной органики, ихтиофауны). Отмечаются редкие прослои глинисто-карбонатных пород, вплоть до известняка.

На ряде месторождений с кровлей баженовской свиты связан продуктивный пласт ЮС₀. В нефтеносном отношении на Западно-Ноябрьском месторождении пласт интереса не представляет. При испытании интервала 3130-3137 м в скважине 712п притока не получено.

К кровле баженовской свиты приурочен регионально выдержанный сейсмический горизонт "Б". Толщина свиты составляет 8-33 м.

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижнемеловой отдел представлен осадками мегионской, вартовской, алымской и нижней частью покурской свит.

Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи, главным образом, в основании и в верхней части свиты, с частым фациальным замещением песчаных пластов по простиранию алевролитами и глинами.

Нижняя часть свиты преимущественно глинистая, сложенная аргиллитами темно-серыми, серыми, слабо известковистыми, иногда с голубоватым или слабо зеленоватым оттенком. К этой части относится ачимовская толща, имеющая локальное развитие и сложенная аргиллитами и алевролитами, переслаивающимися песчаниками. Песчаник серый, светлосерый, тонкозернистый, алевритовый. Алевролиты серые разнозернистые, однородные. Глины буровато-серые, участками пиритизированные, обогащенные органическими остатками.

Прослои песчаников и алевролитов на Западно-Ноябрьском месторождении имеют подчиненное значение. Отложения ачимовской толщи испытаны в скважинах 111п, 706р, 712п. Притока не получено. Толщина этих отложении составляет от 8 до 127 м.

Верхняя часть мегионской свиты представляет собой переслаивание пачек аргиллитов, песчаников и алевролитов. Аргиллиты серые, темно-серые, до черных, плотные, слюдистые, алевролиты серые, темно-серые, плотные, от средне- до креп-косцементированных, глинистых, редко известковистых. Песчаники серые и светло-серые, иногда с коричневатым оттенком, мелко-, среднезернистые, средне- и крепко-сцементированные, участками с обильными обугленными растительными остатками, иногда известковистые.

В Ноябрьском районе верхняя часть мегионской свиты содержит продуктивные пласты БС₁₂, БС₁₁ и БС₁₀. На Западно-Ноябрьском месторождении данные пласты имеют хорошее распространение и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Пласты БС₁₀ и БС₁₁ - водонасыщены. Основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в пласте БС₁₂.

В кровле мегионской свиты прослеживается глинистая чеускинская пачка, залегающая над пластом БС₁₀ и являющаяся одним из основных сейсмических отражающих горизонтов в Ноябрьском нефтегазовом районе. Общая толщина свиты изменяется от 271 до 371 м.

Вартовская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится на две части: нижнюю, включающую пласты группы БС₁ - БС₉, и верхнюю - с пластами АС₄ -АС₁₂. Разделом между верхней и нижней частью является пимская пачка темно-серых, однородных, аргиллитоподобных глин, толщиной от 22 до 42 м.

На Западно-Ноябрьском месторождении нефтеносность свиты связана только с пластом БС₈. Коллектор представлен чередованием песчаников мелко-и средне-зернистых, реже крупнозернистых, полевошпатово-кварцевых, с плотными и глинистыми прослоями.

Пласты верхней части свиты хорошо выражены, но являются водонасыщенными. Общая толщина свиты изменяется от 292 до 484 м.

Алымская свита представлена аргиллитами темно-серыми, в средней части почти черными, плотными, крепкими, слюдистыми, местами известковистыми, с тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Толщина алымской свиты 124-166 м.

Покурская свита представлена переслаиванием алеврито-песчаных и глинистых пластов и пачек различной толщины, и объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В покурской свите выделяется две подсвиты. Нижняя - наиболее глинистая, и верхняя - с преобладанием песчано-алевритовых пород. В верхней части, относящейся к альб-сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Толщина покурской свиты 793-846 м.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными, туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Толщина свиты 13-37 м.

Березовская свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоками, местами переходящими в глины опоковидные, светло-серые, с аморфной структурой. Верхняя подсвита несколько более однородная по составу. Сложена глинами серыми, в нижней части с голубоватым оттенком, с мелкораковистым изломом. Толщина березовской свиты 140-149 м.

Ганъкинская свита по литологии отложений довольно однообразна, нижняя часть представлена глинами темно-серыми, почти черными, однородными, верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком Толщина ганькинской свиты 41-76 м.

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. В верхней части присутствуют тонкие примеси кварцево-глауконитового алеврита. Толщина свиты 91-119 м. Люлинворская свита сложена глинами серыми и темно-серыми, аргиллитоподобными, местами с гнездами глауконита. В верхней части глины имеют зеленоватый оттенок, который ближе к кровле исчезает. В нижней части разреза глины опоковидные, с прослоями алевролита и сидерита, с включениями глауконита и пирита. Толщина отложений свиты 192-233 м.

Тавдинская свита сложена глинами зелеными, вязкими, с присыпками и гнездами алевролита, с прослоями и линзами глинистого сидерита и известняка. Встречаются одиночные прослои глин, обогащенные лигнитизированными растительными остатками. Толщина свиты до 120-150 м.

Атлымская свита представлена в нижней части песками серыми, мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми. Верхняя часть свиты по своему литологическому составу приближается к породам вышележащей новомихайловской свиты и представлена чередованием серых, вязких глин и песков, с прослоями бурых углей.Толщина свиты 60-100 м.

Новомихайловская свита представлена глинами серыми с буроватым и коричневатым оттенком и песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, с включениями желтого алеврита. Встречаются прослои углей бурых, лигнитовых, глинистых. Толщина отложений свиты 65-110 м.

Туртасская свита, сложена глинами зеленовато-серыми, алевритистыми. плотными, с редкими прослоями алевролита светло-серого, микрослоистого. Толщина свиты 35-45 м.

Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений до 100 м.

2.2.2 Тектоника

Согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (под редакцией И.И.Нестерова, 1983 г.), Западно-Ноябрьское месторождение отвечает одноименному локальному поднятию III порядка, приуроченному к западному борту Западно-Ноябрьского прогиба - структурно-тектонического элемента II порядка, осложняющего восточную часть Северо - Сургутской моноклинали - крупнейшей структуры I порядка.

По кровле отражающего горизонта "Б" (верхняя юра) структурный план Западно-Ноябрьского месторождения представляет собой моноклинальное повышение в сторону Коллективного куполовидного поднятия, осложненное небольшими по размерам малоамплитудными поднятиями, и по оконтуривающей сейсмоизогипсе -3050 м представляет собой брахиантиклинальную складку, ориентированную в северо-западном направлении с наклонами крыльев под углом от 3' до 1° 30'.

Сейсмический горизонт Дбс₁₂ (валанжин) сохраняет все элементы, выделяемые по отражающему горизонту "Б", хотя форма поднятий имеет более расплывчатый характер, чем по юрским отложениям.

Сейсмический горизонт Дбс₁₂ стратиграфически приурочен к продуктивному интервалу разреза и структурные планы по пластам БС₁₂ и БС₈ практически повторяют план по горизонту Дбс₁₂.

Облик Западно-Ноябрьской структуры определяется небольшими поднятиями, осложняющими северную и южную ее части. Более крупное северное поднятие вытянуто в широтном направлении. Контур структуры на востоке осложнен заливо-образным прогибом.

В пределах изогипсы - 2660м размеры структуры, построенной по кровле продуктивного пласта БС₁₂ составляют 10.8х11.2х6.6 км, амплитуда около 35 м.

Структурный план пласта БС₈ практически полностью повторяет структурный план пласта БС_]2 и имеет размеры по замыкающей изогипсе - 2440 м 7.2 хЗ.7 км, амплитуда поднятия 40 м.

2.3 Характеристика продуктивных пластов

В разрезе продуктивных отложений Западно-Ноябрьского месторождения выделено 2 подсчетных объекта (пласты БС₈', BC₁₂°), по которым производилось построение цифровых геологических, гидродинамических моделей и оценка запасов углеводородов. Эти пласты являются самостоятельными объектами разработки.

2.3.1 Пласт БС₈¹

Пласт представлен песчано-алевролитовыми породами. Толщины пласта колеблются от 25.2 до 41 метра. Эффективная толщина пласта составляет в среднем 25.2 м, изменяется по ГИС от 5.8 до 27.2 метров, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 3.7 м, коэффициент песчанистости составляет 0.74, расчлененности - 13.6. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС 0.20, нефтенасыщенности 0.59, проницаемости 106 мД по керну, 109 мД по ГИС и 47-62 мД по результатам гидродинамических исследований скважин.

Корреляция пласта БС₈¹, сформировавшегося в условиях шельфа, затруднений не вызывает. Пласт разделяется на отдельные пропластки локальными глинистыми прослоями. Основной, наиболее выдержанный, глинистый пропласток делит пласт на две пачки и состоит из глины с алевролитовыми и уплотненными прослоями. Глинистый пропласток в некоторых частях залежи отсутствует, вследствие чего пачки гидродинамически связаны и имеют единый ВНК. Толщина верхней пачки составляет примерно 40 % от толщины пласта, в ней содержится более 95% запасов нефти.

Размеры пластово-сводовой, массивной залежи пласта БС₈¹ составляют 5.5 х 7.6 км, высота 15 м. Ориентирована залежь с юго-востока на северо-запад. По пласту БС₈¹ отметка ВНК принята на отметке минус 2444 м. Залежь водоплавающая с обширной законтурной областью, чисто нефтяных зон нет.

Из анализа карт эффективных толщин, пористости, песчанистости, расчлененности, гистограмм распределения ФЕС можно сделать вывод о достаточно однородном строении пласта БС₈¹ в пределах контура нефтеносности, без какой-либо ярко выраженной зональности.

Песчаные пласты хорошо выдержаны по площади, по высоте залежи наблюдается закономерное увеличение нефтенасыщенности к куполу структуры. Контур нефтеносности пласта БС₈¹ полностью перекрывается контуром нефтеносности пласта БС₁₂⁰, площадь залежи пласта БС₈¹ составляет примерно 30% от площади залежи залегающего примерно на 200 м ниже пласта БС₁₂⁰.

Таким образом, можно выделить следующие основные черты геологического строения пласта БС₈¹:

Высокая песчанистость, хорошая связность коллекторов, относительная однородность резервуара в пределах контура нефтеносности;

Наличие локальных глинистых прослоев, ухудшающих вертикальную сообщаемость коллекторов;

Средние коллекторские свойства;

Залежь полностью водоплавающая с обширной законтурной областью;

Пласт разделяется на две пачки, практически все запасы сосредоточены в верхней пачке;

Небольшая высота залежи, увеличение нефтенасыщенности в куполе структуры;

Нефть средней вязкости с невысоким газовым фактором, начальное пластовое давление близко к гидростатическому, значимая разница между пластовым давлением и давлением насыщения;

Контур нефтеносности пласта БС₈¹ целиком заключен внутри контура нефтеносности пласта БС₁₂⁰.

2.3.2 Пласт БС₁₂°

Пласт БC₁₂° представлен неравномерным переслаиванием песчано-алевролитовых пород с глинисто-алевритовыми. Верхняя граница пласта отбивается по подошве низкоомных глин, в пласте выделяется до 16 непроницаемых прослоев, из которых два прослеживаются в большинстве скважин и делят пласт на три пачки. Верхняя и средняя пачки имеют примерно одинаковую мощность, нижняя пачка примерно в 1.5 раза толще. Пачки имеют единый ВНК.

Общая толщина пласта значительна и изменяется от 22.8 до 37.4 метров, составляя в среднем 34 метра. Эффективная толщина изменяется от 5.8 до 27.2 м, средняя толщина - 16.4 м (в одной скважине на севере месторождения - №395, наблюдается полное замещение коллекторов). Нефтенасыщенная толщина достигает 21.7 м, составляя в среднем 8.5 м.

Коэффициент расчлененности пласта изменяется значительно: от 2-3 (на юго-востоке) до 20 (на северо-западе). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.48, также существенно изменяясь по площади. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС 0.18, нефтенасыщенности 0.60, проницаемости 35 мД по керну, 86 мД по ГИС, 43 мД по ГДИ. Данные параметры значимо изменчивы по площади и по разрезу.

Антиклинальная залежь пласта БC₁₂° имеет размеры 13.5 х 11.5 км, высоту 40 м, небольшую (около 20%) чисто нефтяную зону и ограниченную зону замещения коллекторов в районе скв.№395. ВНК принят на абсолютной отметке минус 2663 м.

Залежь образована слиянием двух куполов: северного и южного. Северный купол на западе граничит со Средне-Итурским месторождением, залежь нефти пласта БC₁₂° которого имеет общий контур нефтеносности и гидродинамическую связь с залежью пласта БС₁₂⁰ Западно-Ноябрьского месторождения.

Характерной особенностью Западно-Ноябрьского месторождения является значимое различие в геологическом строении пласта на северном и на южном куполах.

Южный купол характеризуется большей амплитудой структуры и меньшими эффективными толщинами, поэтому доля ЧНЗ здесь существенно выше. Коллекторы приурочены, в основном, к первой и второй пачкам. Коллекторы на южном куполе имеют более высокие ФЕС и характеризуются строением, близким к монолитному, т.е. высоким коэффициентом песчанистости и низким коэффициентом расчлененности.

Северный купол имеет в целом более низкие ФЕС, при этом характеризуется неоднородностью строения резервуара, высокой расчлененностью и низкой песчанистостью. Коллекторы присутствуют во всех трех пачках.

По вертикали в строении пласта БС₁₂° отмечаются следующие закономерности: ухудшение ФЕС сверху вниз, т.е. лучшие ФЕС имеет первая пачка, худшие -- третья. Эта же закономерность отмечается и для каждой пачки в отдельности - наиболее высокие ФЕС имеют коллекторы в кровле каждой пачки.

Таким образом, можно выделить следующие основные черты геологического строения пласта БС₁₂°:

Различное геологическое строение южного и северного куполов. Южный купол характеризуется однородным строением и высокими ФЕС, северный - низкой печанистостью, высокой расчлененностью и более
низкими в целом фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов;

Наличие локальных глинистых прослоев, ухудшающих вертикальную сообщаемость коллекторов;

Залежь имеет незначительную чисто нефтяную зону, при этом доля запасов в ЧНЗ на южном куполе существенно выше;

Пласт разделяется на три пачки. Практически все запасы сосредоточены в первой и второй пачках;

По вертикали в строении пласта отмечается ухудшение ФЕС сверху вниз, т.е. лучшие ФЕС имеет первая пачка, худшие - третья. Эта же закономерность отмечается и для каждой пачки в отдельности - наиболее высокие ФЕС имеют коллекторы в кровле каждой пачки;

Небольшая высота залежи на северном куполе, более высокая амплитуда структуры южного купола;

Увеличение нефтенасыщенности в куполе структуры;

Нефть средней вязкости с невысоким газовым фактором, начальное пластовое давление близко к гидростатическому, значимая разница между пластовым давлением и давлением насыщения.

геологический месторождение пласт отложение

Таблица 2.1

Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов

2.4 Свойства пластовой жидкости и газа

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных по пласту БС₈¹ и БС₁₂?.

Компонентный состав углеводородов определён хроматографическим анализом проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе разгазирования пластового флюида, а также устьевых проб нефти.

Исследования выполнены в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии, в лабораториях ОАО "СибНИИНП" и "БелНИПИнефть".

Отбор глубинных проб проводился пробоотборниками ВПП-300 в режиме, обеспечивающем приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии.

Методическое обеспечение отбора и исследования проб нефти соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Физико-химические характеристики разгазированных нефтей изучались на поверхностных пробах нефтей. Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартным типовым методикам.

Более полно изучены свойства нефтей и газа пласта БС₁₂°. Объем исследованных проб составил 33 глубинных и 16 поверхностных проб, отобранных из 15 и 10 скважин соответственно.

Исследования компонентного состава пластовой нефти проведены по 11 скважинам, в том числе по скв.702 и 712 исследования проводились дважды в разные годы.

Свойства нефти пласта БС₈¹ менее изучены. Качественными признаны исследования физико-химических свойств пластовой нефти по 5 скважинам, проведённые ОАО "СибНИИНП" и "БелНИПИнефть". Свойства дегазированной нефти пласта БС₈¹ исследованы по 9 пробам из 6 скважин. Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти и газа по 4 скважинам определён в процессе эксплуатации.

Основные физико-химические характеристики пластовых нефтей -давление насыщения нефти газом, плотность однофазной пластовой нефти при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д., - определялись по результатам однократного разгазирования от пластовых условий до стандартных (температура 20°С и давление 760 мм.рт.ст.).

Дифференциальное разгазирование глубинных проб при ступенчатой сепарации пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия отбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле.

Физико-химические свойства пластовых вод взяты по аналогии с пластовыми водами Сутурминского месторождения в связи с отсутствием прямых и экспериментальных данных исследования пластовых вод на начальной стадии разработки месторождения.

На основании выполненных исследований можно сделать вывод, что для нефтей Западно-Ноябрьского месторождения характер изменения их физических свойств является типичным для залежей куполообразного типа с малой разницей глубины положения кровли пласта на крыльях и куполе, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовое давление, температура и газосодержание нефти, снижается плотность дегазированной и пластовой нефти. Нефти обоих пластов недонасыщены газом, давление насыщения их заметно ниже пластового.

Изменение свойств нефтей по площади слабо выражено и связано преимущественно с качеством отбора и исследования глубинных и поверхностных проб.

Относительная однородность свойств нефти по площади залежей позволяет использовать среднеарифметические по исследованным пробам свойства нефтей с достаточной надёжностью для подсчёта запасов углеводородов и проектирования разработки.

Содержание метана в пластовой нефти изменяется от 19.8 до 41.2 и составляет в среднем 33.9 % мольных. Суммарное количество углеводородов состава С₂Н₂ -С₅Н₁₂ в среднем равно 6.8 % мольных. Отношение нормальных бутана и пентана к своим изомерам - характерное для большинства нефтей Западной Сибири, т.е. больше единицы.

Нефтяной газ стандартной сепарации полужирный, коэффициент жирности - 12.1. Молярная доля метана составляет в среднем 86.7 % мольных. Отношение этана к пропану - 1.3. Содержание диоксида углерода значительно, в среднем 0.59 % мольных, азота- 2.3 % моль.

Количество легких углеводородов состава СН₄-С₅Н₁₂, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 4.7 %.

Компонентные составы пластовых нефтей по залежи БС12 близки между собой.

Молярное содержание метана колеблется от 22 до 34 %. В составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

Растворённый газ стандартной сепарации - высокожирный. Отношение этана к пропану - меньше единицы, что характерно для растворённого газа нефтяных залежей. Содержание двуоксида углерода незначительно.

Нефти пласта БС₈¹ -сернистые: содержание серы 0.64-0.86%; малосмолистые: содержание смол силикагелевых- 3.14-6.84 %; парафинистые, с содержанием парафина 2.2-3.06 %.

Нефти пласта БС₈¹ - сравнительно легкие, средней плотности. Плотность при 20°С 860 кг/м³. Средняя вязкость при 20°С - 6.7-16.8 мм²/с.

Нефти, исследованные методом определения фракционного состава, имеют выход светлых фракций более 56 %.

Нефть пласта БC₁₂° легкая - плотность 842 кг/м³, маловязкая (кинематическая вязкость при 20°С составляет 8.85 мПа-с), малосернистая (0.46 %), малосмолистая (смол силикагелевых 5.23 %), парафинистая (2.60 %).

Выход фракций до 350°С - 60 объём %.

Размещено на Allbest.ru