Нефтеносность - Геологическое обоснование доразведки Южно-Узеньского месторождения

Промышленная нефтеносностьв пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3].

Залежи нефти на Южно-Узеньской структуре Узеньской площади выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.

Промышленная нефтеносность аптского песчаного пласта установлена по результатам испытаний в процессе бурения в скважине и подтверждена притоком нефти после перфорации колонны. Продуктивный пласт представлен песками местами слабо уплотненными, темно-зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми, неравномерно слабоглинистыми, нечетко-линзовидно-слоистыми. Песок пропитан УВ, издает сильный запах. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и 4 Узеньской. В скважине 3 проведена перфорация в интервале -913,5 -921,9 м. Получен приток пластовой нефти, дебит при пластовом давлении 10 MПa составил 72 м3/сут через 6 мм штуцер.

В процессе бурения скважины 4 проведено испытание пласта K1a в открытом стволе. В интервале -957 -967м получен приток нефти. При пластовом давлении 10,8 МПа расчетный дебит по двум циклам составил 645,12 м3/сут.

ВНК принят условно по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м по спаду удельного электрического сопротивления на кривых электрических методов ГИС. Залежь, приуроченная к пласту К1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована глинами, с севера ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением. Размеры залежи составляют 2,1км х 0,8 по контуру ВНК с отметкой -807м при высоте 75 м.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта равна 9,1 м в скважине № 3 Узеньской и 10,8 м в скважине № 4 Узеньской. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составила 10,3 м.

Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками неравномерно глинистыми (5-10%), местами уплотненными до слабосцементированного песчаника, с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.

Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. Опробование в открытом стволе было проведено двумя интервалами. В интервале -690 728 м при пластовом давлении 8,1 МПа получен приток слабогазированной нефти с расчетным дебитом по первому циклу 31,935 м3/сут. В интервале -753-789.6м получен приток пластовой воды 344,4 м3/сут. ВНК условно принимается по нижней границе опробования, давшего приток нефти, на абсолютной отметке -728 м.

Залежь пласта K1al1 пластовая, сводовая. Размеры ее составляют 1,9кмх0,83 км по контуру ВНК -725,8м, высота составляет 18 м. Отложения нижнеальбского яруса вскрыты всеми скважинами, пробуренными на данной площади. Общая толщина продуктивного пласта в пределах Южно-Узеньской структуры меняется от 8,2 (скважина 3 Узеньская) до 9,6 м (скважина 9 Питерская). Нефтенасыщенная толщина меняется от 8,1 (скважина 9 Питерская) до 8,4м (скважина 4 Узеньская).

Границы продуктивных пластов коллекторов представлены в таблице 1

Табл.1 Параметры продуктивных пластов

№ скв.

Возраст

А. О. кровли

Пласта, м

А. О. подошвы пласта, м

А. О. кровли

Коллектора, м

А. О. подошвы коллектора, м

Эффективная толщина, м

1

K1al1

-345

-472

-346

-

2

K1al1

-343

-459

-344

-

3

K1al1

-713

-807

-713

-721

8,2

3

K1a

-806

-922

-913

-922

9,1

4

K1al1

-717

-835

-717

-725

8,4

4

K1a

-835

-972

-955

-972

10,8

9

K1al1

-718

-827

-720

-979

8,1

По данным исследования керна из скважины 4 проницаемые пропластки нижнеальбского возраста представлены кварцевыми, глинистыми песчаниками и алевролитами слабосцементированными глинистым материалом, пиритизированными, с примесью слюдистого материала и глауконита; коллекторы аптского возраста представлены слабосцементированными песчаниками и песками кварцевыми глинистыми, с примесью глауконита и вкраплениями пирита. Коллекторы относятся к поровому типу. Содержание примесей в рассматриваемых отложениях в среднем изменяется от 5% до 40%[3].

Для подсчета запасов Южно-Узеньского месторождения был принят коэффициент пористости, рассчитанный по НГК[3].

По нефтенасыщенной части по скважинам 3,4 Узеньским значения пористости составляют: Кп(K1al2)=29,8%, Kп(K1a)=28,7%.

По нефтенасыщенной части аптского яруса по скважинам 3, 4 Узеньским значение Кн=85,9%.

Породы-коллекторы продуктивного нижнеальбского подъяруса относятся к межзерновым и представлены песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники темно-серого цвета с буроватым оттенком, кварцевые, мелкозернистые, равномерно глинистые (5-20 %), глауконитовые (10-30 %). Зерна кварца угловато-окатанные, размером до 0.25 мм. По результатам гранулометрического анализа 74 % зерен породы приходится на крупнозернистую, детритовую и мелкозернистую псаммитовую фракции[3].

Фракционный состав и физико-химические свойства нефти и растворенного газа Узеньского месторождения изучались по глубинным пробам, отобранным из скважины 3 Узеньской, а также по трем пробам сепарированной нефти по скважинам 3 и 4 Узеньским.

В целом можно отметить, что по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: плотность в пластовых условиях составляет 0,7784 г/см3, в поверхностных условиях меняется от 0,7995 (скв.3 Узеньская) до 0,8035 г/см3 (скв.1 Узеньская); маловязкая динамическая и кинематическая вязкость сепарированной нефти при 20 °С составляют соответственно 3,07 мПа.С; малосернистая содержание серы в составляет 0,31-0,36%; парафинистая - содержание парафина составляет 1.52-3,85 %, малосмолистая содержание смол составляет 1-2,86 %.

По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб получены удовлетворяющие параметры, предлагаемые для подсчета запасов: плотность нефти в стандартных условиях 0.8028 г/см, газовый фактор 98,28 м3/т.

Концентрация метана составляет 70,668 %, этана 10,643 %, пропана 4,368 %, азота 3,539 %, содержание гелия 0,035 %. Плотность газа при условиях сепарации составила 1,081кг/м3,относительная плотность по воздуху 0,897.

Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым ее плотность в поверхностных условиях составляет 0,8873 г/см3, высоковязким, парафинистым с содержанием парафина 4,36 %, малосмолистым с содержанием смол 4,72 %. Температура начала кипения составила 140 ОС, что гораздо выше по сравнению с данными по аптским отложениям (53-60 °С).

Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.

Похожие статьи




Нефтеносность - Геологическое обоснование доразведки Южно-Узеньского месторождения

Предыдущая | Следующая