Введение - Усинское нефтяное

Усинское нефтяное месторождение расположено к северо-востоку от г. Печоры в нижнем течении реки Колвы и находится в зоне развитой инфраструктурой.

Залежь нефти в пермо-карбоновых отложениях Усинского месторождения массивная и расположена на глубинах от 1280 до 1950 м. Пермо-карбоновая залежь приурочена к порово-кавернозно-трещинным коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона. Залежь массивная сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от отметки минус 1288 и до минус 1342 и. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры.

С учетом особенностей геологического строения различных частей разреза и условий их формирования принята следующая схема выделения эксплуатационных объектов: нижний объект - от ВНК до репера Р3, содержит 19% балансовых запасов; средний объект - между реперами Р3 и Р4, содержит 46% балансовых запасов и верхний объект - между реперами Р4 и кровлей продуктивной толщи, содержит 35% балансовых запасов.

Разработка пермо-карбоновой залежи осложнена ее законтурным заводнением, а также тем, что эксплуатационный объект представляет собой аномально тяжелую нефть, плотностью при 20°С от 0,954 до 0,968 г/см3, высокосмолистая (17-21%), сернистая (1,89-2,11%), беспарафинистая (0,08-0,6%), с низким содержанием легких фракций (до 200°С выкипает 5,5-8%, до 300°С-23-26,5%).

Поэтому для эффективности добычи нефти возможно использование термлифта, с помощью паронагнетательных скважин.

На территории месторождения протекает одна из крупнейших рек Севера - Колва, в бассейне которой выделена природоохранная зона, шириной в 1 километр. Поэтому запасы нефти под этой зоной остаются неохваченными разработкой. Для расширения зоны охвата пласта и его добычи предполагается бурить горизонтальные скважины.

1. Геологическая часть

Месторождения Колвинского мегавала

Колвинский мегавал ограничивает с востока Денисовскую впадину и протягивается с юго-востока на северо-запад более чем на 350 км при ширине до 25--30 км. На востоке по системе февних разломов в фундаменте он сочленяется с пологой Хорейерской впадиной.

Колвинский мегавал состоит из нескольких крупных блоков, неположенных кулисообразно и осложненных рядом локальных структур и куполов (Усинская, Возейская, Харьягинская, Ярейюская, Хыльчуюская), из которых наиболее приподнятой по фундаменту является Возейская. Возейское и Ярейюское поднятия расположены над выступами фундамента и являются унаследованными (возрожденными), а остальные поднятия имеют ярко выраженные черты инверсионного развития.

Осадочный чехол сложен ордовикскими, силурийскими, нижне-, средне - и верхнедевонскими, каменноугольными, нижне - и верхнепермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями. Нефтегазопроявления при бурении и опробовании скважин отмечены практически почти во всех отложениях от силурийских до триасовых, а промышленные залежи нефти выявлены в среднедевонских, фаменских, окско-серпуховских и нежнепермско-каменноугольных отложениях.

В пределах Колвинского мегавала завершается разведка Усинского и начинается разведка Возейского нефтяных месторождений. Кроме того, получены притоки высокопарафинистой нефти из среднедевонских песчаников на Харьягинской площади.

Усинское нефтяное месторождение.

Месторождение расположено к северо-востоку от г. Печоры в нижнем течении Колвы и приурочено к одноименному поднятию южной части Колвинского мегавала. По подошве доманиковых слоев (изогипса минус 3200 м) амплитуда наиболее приподнятой части поднятия 400 м.

Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м, причем Усинское поднятие имеет общие оконтуривающие изогипсы с Возейским поднятием. Западное крыло более пологое, восточное переходит во флексуру над одним из системы разломов в фундаменте, ограничивающих Колвинский мегавал с северо-востока.

Основные промышленные залежи нефти на Усинском месторождении приурочены к песчаникам среднедевонского возраста и пормско-среднекаменноугольным карбонатным отложениям. Кроме того, нефтепроявления и небольшие (от 0,5 до 6,0 т/сут) притоки нефти получены из карбонатных отложений нижнего девона, доманиковых слоев, известняков и доломитов фаменского и визейского ярусов. Отмечено также интенсивное пропитывание тяжелой окислившейся практически не текучей нефтью песчаников нижней части верхнепермских отложений.

Крупная по размерам залежь легкой нефти в песчаниках среднего девона открыта на Усинском месторождении в начале 1968 г., когда в скв. 7 из интервала 3080--3144 м был получен фонтан нефти дебитом 650 т/сут через штуцер диаметром 20 мм. Среднедевонская залежь нефти вскрыта на Усинском месторождении 15 разведочными скважинами. В пяти скважинах, расположенных в юго-западной части структуры, установлено полное отсутствие среднедевонских отложений. Это объясняется их размывом в позд-неживетское и раннефранское время, поскольку здесь маломощные кыновско-саргаевские глинисто-карбонатные отложения залегают непосредственно на размытой поверхности различных литологических пачек нижнего девона. Возможно, зона отсутствия отложений среднего девона отражает положение свода Усинского поднятия к началу кыновского времени или является частью более обширной области размыва, связанного с региональным подъемом территории центральной части Денисовской впадины к началу франского времени. Среднедевонские отложения на своде, северо-восточном крыле и северной периклинали Усинского поднятия представлены в основном чередованием слоев и пачек кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В верхней части наиболее полных разрезов среднего девона, характерных для северной периклинали структуры, залегают прослои глинистых известняков с характерным комплексом остракод афонинского горизонта. Общая мощность среднедевонских отложений меняется от нуля в зоне их размыва до 167 м в скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Визейского поднятий. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность песчаников меняется также от ноля до 44 м, причем максимальные суммарные мощности пластов песчаников установлены на северном погружении Усинского поднятия, тогда как в присводовой и юго-восточной частях структуры они не превышают 10--20 м. Отдельные пласты и пачки продуктивных песчаников разделены прослоями более плотных алевролитов и аргиллитов.

Средняя пористость песчаников по анализам керна составляет несколько более 12%, достигая иногда 16--18%, проницаемость 75--200 мД, мощность отдельных пластов песчаника меняется от 1,8 до 8--10 м и в отдельных случаях достигает 25 м и более. Высокие (до 500--650 т/сут через 20-мм штуцер) дебиты нефти, получаемые при опробовании песчаников в скважинах, вскрывших среднедевонскую нефтяную залежь Усинского месторождения, свидетельствуют о более высоких коллекторских свойствах песчаников, чем об этом можно судить по керну. Вероятно, наиболее рыхлые разности песчаников разрушаются при бурении и не участвуют при определении средних значений пористости и проницаемости по керну. По промыслово-геофизическим данным, пористость отдельных пластов достигает 19,2%. Высота нефтяной залежи Усинского месторождения составляет 488 м и является самой большой из всех нефтяных залежей, разведанных в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Плоскость водонефтяного контакта в среднедевонской залежи наклонена с юго-востока, где она вскрыта в скв. 4 на отметке минус 3165 м, на северо-запад, где скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Возейского поднятий она фиксируется на отметке минус 3341 м, т. е. на 176 м ниже. Угол наклона плоскости ВНК составляет около 20'.

Нефть среднедевонской залежи легкая (0,830--0,850 г/см3), малосернистая (0,60%), парафинистая (4,21% по Гольде), с содержанием фракций, выкипающих до 300° С, 43% и газовым фактором 56--73 м3/т.

Пластовое давление в сводовой скв. 33 на глубине 2920 м составляет 336,5 кгс/см2, температура 67,2° С, в скв. 8 на отметке минус 3210 м пластовое давление равно 363 кгс/см2, температура 70° С. В приконтурной скв. 30 в интервале 3456--3450 м, из которого получен приток минерализованной воды, пластовое давление составляет 379 кгс/см2, температура 76° С.

Анализ глубинных проб показывает, что нефть в среднедевонской залежи резко недонасыщена газом: давление насыщения колеблется в разных участках залежи от 70 до 89 кгс/см2, а разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом составляет 243--266 кгс/см2, что позволяет сделать заключение о преимущественной нефтеносности среднедевонских отложений не только на Усинской, но и на других структурах Колвинского вала и прилегающих к нему площадях, имеющих сходную историю геологического развития.

Выделенный при однократном разгазировании глубинных проб нефти среднедевонской залежи растворенный газ характеризуется следующим содержанием компонентов: метан 50,1%, этан 15,2%, пропан 16,5%, бутан 9,5%, пентан 4,1%, гексан 1,5, азот + редкие 2,5%, углекислый газ 0,6%. Плотность газа составляет 1,229 г/см3.

Покрышкой для среднедевонской залежи служат кыновско-саргаевские глины и мергели, однако из-за их малой мощности (20--40 м, на востоке до 66 м) основным нефтегазоупором следует считать мощную (до 600--700 м) глинисто-мергелистую толщу верхнефранского подъяруса, залегающую под пачкой карбонатных пород мендымско-доманикового возраста, при проходке которых в ряде скважин отмечались интенсивные нефтепроявления, а при опробовании получены слабые притоки нефти по свойствам близкой к среднедевонской.

В отличие от месторождений Печорской впадины и Печоро-Кожвинского мегавала пластовая вода в песчаниках среднего девона на Усинском месторождении имеет относительно небольшую плотность (1,035--1,05 г/см3), минерализацию 48--85 г/л, соленость 4--6° Be' и относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе и натриево-калиевой подгруппе.

В сводовой части структуры на плотных непроницаемых глинисто-карбонатно-сульфатных отложениях нижнего девона залегает крупная линза водоносных песчаников, перекрытых 10--15-м пачкой плотных глинистых алевролитов и аргиллитов. Кровля обводненных песчаников этой линзы вскрыта в скв. 35, 32 и 100 соответственно на отметках минус 2940--2929 м и минус 3006 м. Мощность песчаников этой линзы достигает 8--10 м. Поскольку эта линза песчаников залегает на плотных породах нижнего девона (при опробовании последних в скв. 32 и 100 не получено притока жидкости), выклинивается во всех направлениях и перекрыта пачкой плотных алевролитов и аргиллитов, насыщающая эти пачки вода оказалась как бы захороненной и не вытиснилась нефтью при формировании среднедевонской нефтяной залежи, несмотря на высокое гипсометрическое положение этой линзы в присводовой части структуры.

В северной части Усинского месторождения на первом этапе его изучения были получены высокодебитные фонтанные притоки нефти при опробовании интервалов, сложенных нижнедевонскими отложениями в скв. 7, 5 и 8, хотя явных коллекторов в разрезе нижнего девона не выделялось. Последующий анализ данных и результаты дополнительного опробования в скв. 32, 28 и 100, а так же закачка изотопов в скв. 5 позволяют прийти к выводу, что притоки нефти в скв. 7, 5 и 8 из нижнедевонских отложений получены в результате негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной и прорыва нефти из вышележащих среднедевонских песчаников при создании значительных депрессий на призабойную зону скважин. Однако очень высокая битуминозность мощной толщи нижнедевонских глинисто-мергелистых и доломитово-ангидритовых отложений свидетельствует о том, что они могли генерировать большие количества углеводородов, и при наличии коллекторов с поровой и трещинной емкостью не исключено, что они промышленно продуктивны.

Выше по разрезу в карбонатных отложениях фаменского яруса на Усинском месторождении выделяется несколько пластов-коллекторов которых при опробовании получены притоки минерализованной воды дебитом до 40 м3/сут, а в скв. 1 и 11 притоки нефти дебитом 0,5--0,8 м3/сут. После однократной солянокислотной обработки дебиты увеличились до 1,4--1,5 м3/сут. Плотность нефти колеблется от 0,832 г/см3 в сводовой скв. 11 до 0,878 г/см3 В скв. 1 на северном погружении структуры. Содержание в нефти парафина 2%, серы 0,93%, смол силикагелевых 12,4%, до 300° С выкипает 36%. Залежи нефти в фаменских отложениях Усинского месторождения непромышленные, однако они подтверждают региональную нефтеносность фаменского яруса.

Приток нефти из доломитов серпуховского горизонта впервые был получен в присводовой скв. 32 при опробовании интервала 1618,5--1694,1 м испытателем пластов в процессе бурения, причем за 30 мин при депрессии на пласт в 155 кгс/см2 приток составил 2,2 м3 (около 100 м3/сут).

Позднее наклонные скв. 21 и 31 подтвердили промышленную нефтеносность пористых и трещиноватых доломитов серпуховского горизонта, чередующихся с пластами плотных ангидритов. Мощность основной межангидритовой пачки нефтеносных доломитов в скв. 21 и 31 20--25 м. Нефть имеет плотность 0,868 г/см3, а залежь серпуховского горизонта относится к средним по своим размерам. Дебит нефти при опробовании в скв. 21 интервала 1668-- 1693 м составил 6 т/сут при работе через штуцер диаметром 5мм.

Еще выше по разрезу в толще нижнепермско-среднекаменно-угольных карбонатных отложений в сводовой части Усинского поднятия выявлена самая крупная по своим размерам и геологическим запасам из известных в Коми АССР залежь тяжелой нефти. Нефтенасыщенными являются пористые и кавернозные известняки и доломиты, местами рыхлые и выщелоченные до известковой и доломитовой муки, при проходке которых наблюдаются провалы инструмента и полное поглощение промывочной жидкости. Наиболее рыхлые и выщелоченные зоны при бурении вымываются и образуют большие каверны. Пористость нефтенасыщенных карбонатных пород в керне изменяется от 10--12 до 30--32% при средних значениях по отдельным скважинам 16--22,8%, проницаемость до 1,8 Д.

Средние значения пористости, полученные при лабораторном исследовании более 500 образцов керна, 18%, проницаемость 38,5 мД. Эти данные не отражают истинной картины, поскольку даже из вынесенных на поверхность образцов керна около 23% оказалось настолько рыхлым, что рассыпались, и их пористости и проницаемости определить не удалось. Результаты исследования скважин, вскрывших пермско-каменноугольную залежь нефти, также свидетельствуют об очень высокой проницаемости нефтенасыщенных пород, достигающей нескольких десятков дарси. По-видимому, в продуктивной пермско-среднекаменноугольной толще имеются целые карстовые полости и крупные трещины, обеспечивающие высокую гидропроводность.

Залежь нефти в нижнепермско-среднекаменноугольных отложениях Усинского месторождения массивная и расположена на глубинах от 1106 до 1409 м в сводовой скв. 11. Этаж нефтеносности достигает 302,8 м, эффективная нефтенасыщенная мощность проницаемых известняков и доломитов меняется от ноля на контуре до 115--120 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт вскрыт скважинами на различных отметках от минус 1308 м к скв. 18 на южном участке залежи до минус 1349--1351 м в центральной (скв. 11) и северной (скв. 1) частях залежи. Притоки нефти при опробовании получены из всех интервалов, в которых породы характеризовались по промыслово-геофизическим данным как коллекторы. В зависимости от эффективной мощности коллекторов в опробованных интервалах дебиты нефти составляли до 17--20 т/сут при самопереливе на устье через насоснокомпрессорные трубы. Пластовое давление в скв. 3 на глубине 1200 м 123 кгс/см2 и температура 24,7° С, а в скв. 13 на глубине 1416 м пластовое давление 148 кгс/см2 и температура 24° С.

В процессе опытной эксплуатации скв. 3 с применением погруженного насоса и станка-качалки получен устойчивый дебит нефти в 34--38 т/сут, причем суммарный отбор нефти составил более 6000 т.

При исследовании скв. 11 дебит нефти составил около 17 т/сут при депрессии на пласт всего 1,5 кгс/см2. Такие высокие для вязкой нефти дебиты получены без солянокислотной обработки карбонатных пластов.

Нефть в пермско-среднекаменноугольной залежи тяжелая, плотностью при 20° С от 0,954 до 0,968 г/см3, высокосмолистая (17--21%), сернистая (1,89--2,11%), беспарафинистая (0,08--0,6%), низким содержанием легких фракций (до 200° С выкипает 5,5-8%, до 300° С -- 23--26,5%).

Газонасыщенность нефти меняется от 17,5 м3/т в приконтурной части залежи до 30 м3/т в ее центральной и присводовой частях. Вязкость нефти в пластовых условиях при средней газонасыщенности 24 м3/т составляет около 300 спз. Давление насыщения нефти газом составляет 71 кгс/см2 и меньше пластового на 52 кгс/см2.

Растворенный в нефти газ типичный для тяжелых нефтей и содержит метана 85,4%, этана 4,6%, пропана и более тяжелых углеводородов 4,0%, азота и редких 4,6%, углекислого газа 1,4%.

Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноугольной залежи служит верхнепермские терригенные красноцветные отложения, причем нижние пласты верхнепермских песчаников пропитаны загустевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. По-видимому, характер нефти нижнепермско-среднекаменноугольной залежи определяется низкими изолирующими свойствами покрышки и воздействием на нее гипергенных факторов.

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов нефти Усинского месторождения определяются возможностью выявления залежей в силурийских отложениях на глубинах около 5000 м.

2. Техническая часть

Похожие статьи




Введение - Усинское нефтяное

Предыдущая | Следующая