Геолого-физическая характеристика месторождения - Расчет материального баланса дожимной насосной станции Мамонтовского нефтяного месторождения

Стратиграфия: геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента [8].

Палеозойский фундамент вскрыт скважиной 1р на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262,0 - 3294,0 м, представлен андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами (рисунок 1.2).

сводный геологический разрез меловых отложений

Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез меловых отложений

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Юрская система на Сургутском своде подразделяется на два отдела: нижний-среднеюрский отдел (аален-батский ярус) и верхний отдел (киммеридж-оксфорд-келловейский и волжский ярусы).

Аален-батский ярус представлен отложениями тюменской свиты и сложен аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента. В скважине 1р Мамонтовского месторождения толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10р, 11р, 1141р, 1142р, 1143р, 1146р, 1147р Мамонтовского месторождения получены притоки воды с нефтью дебитом от 0,2 до 12,9 м3/сут.

Меловая система, представленная всеми отделами и ярусами, делится на нижне - и верхне-меловой отделы.

Нижне-меловой отдел включает берриас - валанжинский, готтерив - барремский, аптский и альбский ярусы.

К берриас-валанжинскому ярусу относится сортымская свита, в основании которой выделяется аргиллитистаяподачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 м.

Пласт БС10 перекрывается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой. Мощность чеускинской пачки составляет 53 м.

Основные продуктивные пласты БС11 и БС10 приурочены к верхней половине сортымской свиты и отделены друг от друга аргиллито-глинистой куломзинской пачкой. Толщина пачки составляет 13м.

Усть-балыкская свита, относящаяся, своей нижней частью к верхам берриас-валанжинского яруса, а верхней частью, к низам готерив-барремского яруса сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелко и среднезернистые, иногда известковистые. Алевролиты серые и светло-серые, аркозовые и полимиктовые, наблюдается глауконит. Аргиллиты гидрослюдистого и хлористо-гидрослюдистого состава, преимущественно алевритистые. В разрезе усть-балыкской свиты выделяются песчаные пласты БС8 - БС1. На Мамонтовском месторождении продуктивны пласты БС8 и БС6. Пласт БС8 отделен от пластов БС6 глинами сармановской пачки. Мощность сармановской пачки 20 м. Мощность усть-балыкской свиты 170 - 190м

Тектоника: в тектоническом отношении Мамонтовское месторождение расположено в южной части Сургутского свода - структуры I порядка (рисунок 1.3). Формирование Сургутского свода в целом, как тектонической единицы І порядка, произошло в валанжинский век. В это время появилось крупное пологое поднятие амплитудой до 100 м на месте северной части Пимского вала. Полностью сформирован свод был уже к началу аптского времени и в неоген-четвертичный этап развития приобрел современные очертания. В южной части Пимского вала в этот период происходит обособление Южно-Балыкского поднятия от Мамонтовского незначительным прогибом глубиной 25 - 30 м по отражающему горизонту "Б".

Структура Мамонтовского месторождения по кровле продуктивной пачки пластов БС10 (в пределах изогипсы -2400 м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, ось которой направлена в северо-северо-западном направлении. Структура осложнена рядом небольших куполовидных поднятий. Размеры залежи 20 х 44.5 км.

Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 92 м. (наивысшая отметка кровли пласта -2308 м, оконтуривающая изогипса -2400 м). Основное поднятие выделяется изогипсой с отметкой -2360 м. Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и изменяются от 40' до 1°20'.

тектоническая карта центральной части западно-сибирской плиты 1998 г

Рисунок 1.3 - Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты 1998 г

На Мамонтовском месторождении установлена промышленная нефтеносность в пластах ЮС2, БС11, БС10, БС10тсп,БС8, БС6,АС5-6, АС4. Несмотря на ограниченность бурения после последнего пересчета запасов, использование современного программного обеспечения позволило несколько уточнено геологическое строение основных эксплуатационных объектов. Ниже представлены результаты изучения геологического строения месторождения [8].

Пласт ЮС2: На Мамонтовском месторождении горизонт ЮС2 имеет площадное распространение не только в пределах Мамонтовского лицензионного участка, но и на сопредельных месторождениях: Восточно-Сургутском, Омбинском, Западно-Асомкинском и Северо-Асомкинском и др.

Особенностью этого горизонта является то, что в пределах Сургутского НГР (Сургутского свода и его восточного погружения) установлено практически повсеместное площадное присутствие нефтесодержащих пород (по ГИС или испытанию) в пробуренных скважинах, особенно в верхней части горизонта (пласт ЮС21).

Зональность в распределении коллекторов можно отметить только в общем геологическом плане из-за довольно редкой сетки разведочных скважин (12-15 и более км2/скв.): в присводовых частях эффективные толщины уменьшаются, а на погружениях структур - начинается увеличение песчано-алевролитовых разностей горизонта.

Другая особенность данного горизонта заключается в том, что нижний слой (пласта ЮС22 и ЮС23) нередко оказывается слабонефтепроницаемыми или водоносными (по ГИС и данным испытания) независимо от гипсометрического положения.

Покрышкой горизонта ЮС2 является достаточно мощная пачка глин (до 30м), залегающая в нижней части васюганской свиты.

При совместном испытании юрских отложений (пласты ЮС0, ЮС1, ЮС2) открытым забоем была получена вода с пленкой нефти дебитом 0,76 м3/сут при НДин-617м. В 14 скважинах пластов ЮС21 и ЮС22, ЮС23 всех скважинах получены притоки нефти от 4 т/сут (скважина 170) до 34,2 т/сут после ГРП (скважина 30033).

Пласт БС11 является самым нижним объектом разработки пластов группы БС. По пласту в целом, эффективная толщина изменяется от 3,2 м, до 44,6 м, в среднем составляя 17.8 м. Общая толщина пласта, в среднем равная 36,1 м на 69 % представлена породами-коллекторами. Нефтенасышенность (по данным ГИС) по пласту меняется в пределах от 0,30 до 0,90, составляя в среднем 0,61. Пористость изменяется от 15 до 23%, средняя - 20%. По разрезу она чаще изменяется до 20-22% (частность 63%), реже от 18 до 20% (25%). Проницаемость варьируется от 1 до 200.10-3 мкм2, средняя 46.10-3 мкм2.

Пласт БС10: Залегает горизонт на глубинах от 2358 до 2536 м, что в среднем соответствует глубине 2425 м.

Проницаемая часть пласта БС10 представлена неравномернымпереслаиванием мелкозернистых песчаников крупно-среднезернистых алевролитов полимиктового состава. В целом, по пласту было сделано 1837 определений открытой пористости. Среднее значение Кп составляет 21,4%. В нефтеносной части пористость несколько выше, чем в водоносной (22 и 21%). Проницаемость изменяется в очень широких пределах: от 0,2.10-3 до 1128.10-3 мкм2 при среднем значении 197.10-3 мкм2.

Пласт БС10Тсп: Тонкослоистые песчаники пласта БС10Тсп оконтурены по западному склону Мамонтовской структуры на глубинах 2404 - 2475 м, что в среднем составляет 2452 м. С востока пласт ограничен условной зоной глинизации.

Анализ изменения пористости по площади показывает, что в большинстве случаев средние по скважинам значения пористости составляют около 22%. Проницаемость по пласту БС10Тсп изменяется в широких пределах: от 1,7.10-3 до 636.10-3 мкм2 и в среднем равна 135,2.10-3 мкм2. Средние значения Кпр по нефтенасыщенной части пласта составляют 171,2.10-3 мкм2.

Пласт БС8: Горизонт БС8 Залегает непосредственно под сармановскими глинами, которые прослеживаются во всех скважинах месторождения. Глубина залегания горизонта в среднем принимается равной 2290 м. Кровля пласта четко выделяется по подошве сармановских глин и легко определяется на каротажных диаграммах. Подошва пласта менее выдержана.

Общая толщина пласта в среднем составляет 35,1 м. Эффективная толщина изменяется от 2,0 до 35,8 м, в среднем - 14,5 м. Нефтенасыщенная часть коллектора изменяется от 1,0 до 14,8 м, средневзвешенное по пласту - 4,8 м.

Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,67, расчлененности - 2,5.

По нефтенасыщенности пласт БС8 на Мамонтовском месторождении разделился на семь залежей, которые приурочены к локальным поднятиям Мамонтовской структуры, в центральной и северной частях месторождения.

ВНК по залежам изменяется от -2253 до -2297 м.

Пласт БС6: Выявленные залежи в пласте БС6 расположены в северо-западной части Мамонтовского месторождения.

Общая толщина пласта в среднем составляет 24,7 м, эффективная толщина изменяется от 2,8 м до 24,0 м, в среднем - 6,0 м. Мощность нефтенасыщенной части коллектора по пробуренным скважинам колеблется от 0,5 м до 7,5 м, в среднем по пласту составляя 3,0 м.

Продуктивность залежи установлена по данным ГИС и подтверждена данными опробования пласта в скважинах 348Б, 8145А, 8146А, 8152, 8157, 5003 и др.

Песчанистость пласта равна 0,75. Расчлененность по пласту изменяется от 2 до 12 прослоев, в среднем - 5,7.

Пласт АС5-6: Глубина залегания пласта 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5-6 развит по всей площади месторождения. Пласт АС5-6 состоит из нескольких литологических ритмов. Нижняя половина пласта представлена мощными (8-15 м), выдержанными песчаными слоями и имеет площадное развитие.

Нефтенасыщенность пласта по данным ГИС изменяется от 0,26 до 0,89, составляя в среднем 0,51. Среднее значение открытой пористости составляет 23,4%. По проницаемости пласт АС5-6 резко отличается от других. В среднем Кпр равен 297.10-3 мкм2, при этом третья часть пород имеет проницаемость от 300.10-3 до 2460.10-3 мкм2.

Пласт АС4: Продуктивный пласт АС4 вскрыт скважинами по всей площади Мамонтовского месторождения, средняя глубина составляет 1935 м.

Общая толщина пласта по площади месторождения меняется в пределах от 10 до 34 м, в среднем составляя 21,2 м. ВНК по залежам установлен в интервале отметок от -1900 до - 1905 м. Открытая пористость изменяется от 13,4% до 27,4%, а средняя ее величина составила по 84 анализам - 22,3%.

Свойства и состав нефти, газа и воды Мамонтовского месторождения определены по нефтеносным пластам АС4, АС5-6, БС6, БС8, БС10, БС11 и ЮС2. Мольный состав нефти представлен в таблице 1.2.

Как видно из таблицы 1.1, наилучшим образом изучен пласт БС10. По пласту БС6 информация об отборе проб нефтей отсутствует. По этой причине обоснование свойств и состава его флюидов приводится по результатам исследований проб соответствующего пласта Тепловского месторождения. Критериями выбора аналога явились географическая близость залежей и сходство геологического возраста вмещающих пород. Для дополнения и уточнения параметров пластовых флюидов по всем пластам, кроме БС10 необходимо предусмотреть отбор и комплексное исследование продукции скважин в соответствии с существующими требованиями и рекомендациями.

Таблица 1.1 - Сведения об отобранных пробах нефти

Пласт

Анализ физико-химической характеристики пластовой нефти на образцах глубинных проб

Анализ физико-химической характеристики и фракционного состава дегазированной нефти на образцах поверхностных проб

Анализ компонентного состава нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Количество скважин

Количество проб

Количество скважин

Количество проб

Количество скважин

Количество проб

АС4

11

22

13

16

7

12

АС5-6

5

15

3

3

5

7

БС6

По аналогии с Тепловским месторождением

БС8

11

22

8

8

9

10

БС10

45

66

59

79

25

31

БС11

5

13

7

7

4

5

ЮС2

5

20

5

8

3

8

Итого

82

158

95

121

53

73

Таблица 1.2 - Мольный состав нефти Мамонтовского месторождения

Компонент смеси

Мольная доля компонента в нефти

CO2

0,33

N2

0,67

CH4

15,78

С2Н6

1,11

С3Н8

1,86

Изо-С4Н10

1,16

Н-С4Н10

2,22

Изо-С5Н12

1,52

Н-С5Н12

3,12

С6Н14+

72,23

У

У zi = 100

Пласт АС4: Свойства нефти пласта АС4 исследованы по данным 22 глубинных проб нефти из 11 скважин 5 из которых отобраны после Проекта разработки 2000 года. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 830,8 кг/м3, вязкость - 4,14 мПа-с, давление насыщения значительно ниже пластового 7,1 МПа, газосодержание однократного разгазирования 37,1м3/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 879,5кг/м3. Значение давления насыщения и вязкости нефти в пластовых условиях несколько отличаются от принятых вследствии учета новых проб.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 16 устьевых проб из 13 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,2 кг/м3), высоковязким (36,7 мПа-с), сернистым (1,23 %), малосмолистым (8,68 %). Технологический шифр нефти пласта АС4 - IIТ2П2.

Пласт АС5-6: Нефть пласта АС5-6 изучена по данным 15 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 834,7 кг/м3, вязкость - 5,16 мПа-с, давление насыщения значительно ниже пластового 6,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 38,34 м3/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 877,5 кг/м3.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 873, кг/м3, газосодержание - 32,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,064.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 3 устьевых проб из 3 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,7 кг/м3), высоковязким (33,5 мПа-с), сернистым (1,49 %), малосмолистым (8,31 %). Технологический шифр нефти пласта АС5-6 - IIТ2П2.

Пласт БС6 (по аналогии с Тепловским месторождением) и БС8: Свойства пласта БС6 были приняты по аналогии с Тепловским месторождением. Пластовое давление составляет 22,0 МПа, вязкость 5,14 мПа-с. Пластовое давление и вязкость пластовой нефти пласта БС8 и составляют 23,0 МПа и 5,14 мПа-с соответственно.

Нефть пласта БС8 изучена по данным 15 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 846,6 кг/м3, давление насыщения значительно ниже пластового 8,1 МПа, газосодержание однократного разгазирования 40,72 м3/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 889,1 кг/м3.

Подсчетные параметры для пластов БС6 и БС7-8, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 885,0 кг/м3, газосодержание - 34,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,075.

По своим физико-химическим свойствам нефть пласта БС6 - повышенной вязкости (20,6 мПа-с), сернистая (1,05 %), малосмолистым (6,51 %). Технологический шифр нефти пласта БС6 - IIТ2П2.

Пласт БС10: Нефть пласта БС10 изучена по данным 66 глубинных проб нефти из 45 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 812,95 кг/м3, вязкость - 2,9 мПа-с, давление насыщения значительно ниже пластового 9,7 МПа, газосодержание однократного разгазирования 52,9 м3/т.

Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 880,8 кг/м3.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 873,0 кг/м3, газосодержание - 44,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,124.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 79 устьевых проб из 59 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (878,5 кг/м3), высоковязким (30,71 мПа-с), сернистым (1,46 %), малосмолистым (9,12 %). Технологический шифр нефти пласта БС10 - IIТ2П2.

Пласт БС11: Нефть пласта БС11 изучена по данным 13 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 826,0 кг/м3, вязкость - 3 мПа-с, давление насыщения значительно ниже пластового 7,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 45,6 м3/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 875,1 кг/м3.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, приняте для разработки: плотность сепарированной нефти составляет 871,0 кг/м3, газосодержание - 37,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,085.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 7 устьевых проб из 7 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (875,2 кг/м3), повышенной вязкости (29,7 мПа-с), сернистым (1,51 %), малосмолистым (7,63 %). Технологический шифр нефти пласта БС11 - IIТ2П2.

Пласт ЮС2: Нефть пласта ЮС2 изучена по данным 20 глубинных проб нефти из 5 скважин. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 727,0 кг/м3, вязкость пластовой нефти -1,83 мПа-с, давление насыщения значительно ниже пластового 11,9 МПа, газосодержание однократного разгазирования 114,9 м3/т. Плотность нефти по данным однократной сепарации составляет 855,0 кг/м3.

Подсчетные параметры, по данным ступенчатого разгазирования, принятые для разработки:

Плотность сепарированной нефти составляет 842,0 кг/м3, газосодержание - 96,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,284.

Свойства нефти в поверхностных условиях определены по данным 8 устьевых проб из 5 скважин. По своим физико-химическим свойствам нефть относится к средним (856,7 кг/м3), повышенной вязкости (19,2 мПа-с), сернистым (0,96 %), малосмолистым (12,0 %). В связи стем, что объем фракций, выкипающих до 350 ОС не был определен ни в одной из проб технологический шифр нефти пласта ЮС2 - IIТП2.

Похожие статьи




Геолого-физическая характеристика месторождения - Расчет материального баланса дожимной насосной станции Мамонтовского нефтяного месторождения

Предыдущая | Следующая