Геологическое строение месторождения

Аганское нефтяное месторождение

Аганское нефтяное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты – Мансийского автономного округа Тюменской области, в 40 км к северо-западу от Самотлорского месторождения.

Поисково – разведочное бурение на Аганской структуре было начато Главтюменьгеологией в 1965 г. Открыто месторождение в 1965 г., промышленные нефтеносные горизонты в его разрезе связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями.

В промышленную разработку месторождение введено в 1973 году.

Геологическое строение месторождения

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту "Б" Аганская площадь расположена на северном склоне Нижневартовского свода и в восточной части одноименного куполовидного поднятия, ослож­няющего этот свод.

Свод имеет слегка вытянутую в мериди­анальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части свод достигает ширины 160 км, к югу он резко сужается. Дли­на свода 250 км.

Аганское поднятие - структура второ­го порядка, амплитуда поднятия составляет 135 м, углы наклона крыльев до 70.

По кровле продуктивного пласта ЮВ₁ Аганское поднятие представлено четырьмя ку­половидными поднятиями, имеющими разме­ры 8,8х7 км, 4,4х1,6 км, 2,8х1,6 км.

Структурные планы по горизонтам БВ_18-21 повторяют юрский структурный план Аган­ского поднятия и в основном соответствуют сейсмическому горизонту "Б". Структура име­ет амплитуду 90 м, размеры 22 х 25 км.

Вверх по разрезу происходит выполажива­ние структурного плана. По кровле алымской свиты по сравнению с горизонтом БВ8 ампли­туда уменьшилась на 35 м, по кровле сеномана и верхнему мелу - на 40 м, по кровле эоцена ­на 25 м.

Сопоставление материалов сейсморазведки и бурения (по отражающему горизонту "Б") показало хорошую сопоставимость этих дан­ных.

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межве­домственном совещании в 1968 г. в г. Сургуте.

В геологическом строении Нижневартов­ского свода, где расположено Аганское место­рождение, принимают участие породы доюр­ского фундамента, мезокайнозойских терри­генных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, мело­вые, палеогеновые и четвертичные образова­ния.

В разрезе месторождения в нижнемеловых отложениях выделено 13 продуктивных гори­зонтов (сверху вниз): AB₁³ нижнеалымской сви­ты аптского яруса; АВ₃, АВ₄, AB₅, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₆, вартовской свиты; БВ₈, БВ₉, БВ₉¹, БВ_18-19, БВ_20-21 мегионской свиты барремско­го, готеривского, валанжинского и бериасского ярусов. В отложениях верхней юры продукти­вен горизонт ЮВ₁ (см. рис. 1.2).

Залежи нефти пластов AB_4-5 и БВ_1-3 от­крыты в процессе эксплуатационного разбури­вания.

Пласт A₁³ представлен переслаиванием пес­чаников, алевролитов и аргиллитов. Среднее значение пористости, рассчитанное по иссле­дованиям керна и материалам ГИС, равно 23%. Проницаемость высокая - в среднем 242.10-3 мкм². Высокие коллекторские параме­тры пласта обусловлены тем, что он предста­влен преимущественно песчаниками хорошо отсортированными и малоглинистыми. Глуби­на залегания пласта составляет 1851-1856 м. Залежь пластово-сводового типа, небольших размеров.

Залежь пласта АВ₃ приурочена к своду под­нятия. Пласт представлен переслаиванием пес­чаников с аргиллито-алевролитовыми порода­ми. Участками песчаники замещаются плот­ными породами. Размеры залежи пласта АВ₃ в целом 5,5 х 3,25 км, высота залежи с учетом средних уровней ВНК - 35 м. Тип залежи структурно-литологический.

Залежь пласта АВ₄ приурочена к своду Аганского поднятия и установлена в период доразведки и эксплуатационного разбуривания месторождения. Размер залежи 4,25х4,62 км, высота - 24 м. Тип залежи пластово­сводовый.

Залежь пласта AB₅ приурочена к централь­ной части Аганского поднятия. В песчаной фракции пласт развит повсеместно. Размер за­лежи 3,0 х 2,75 км, высота 19 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Залежь пласта БВ₁ установлена в процес­се эксплуатационного бурения. Залежь пласто­вая, сводовая, по всей площади подстилается водой. Размеры ее 1,0 х 1,5 км, высота - 6,8 м.

В результате эксплуатационного бурения установлена промышленная нефтеносность пласта БВ₂. Залежь нефтяная, пластовая, сво­довая. Размеры ее 2,3 х 2,5 км, высота 16,7 м.

Залежь пласта БВ₃ выявлена в процес­се эксплуатационного бурения по материа­лам промысловой геофизики и приурочена к своду Аганского поднятия. Залежь нефтяная, полностью подстилается водой, размеры ее 2,0 х 2,75 км, высота-17,2 м. Залежь пласто­вая, сводовая.

Продуктивный пласт БВ₆ по литологиче­скому составу неоднороден. В некоторых сква­жинах пласт полностью замещен плотными породами. Толщина эффективной части пла­ста колеблется от 0,4 до 5,5 м и увеличи­вается к крыльям структуры. Проницаемая часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевроли­тами. Значение пористости равно 24%. Высо­кая проницаемость, 0,43 мкм², предопределена благоприятным гранулометрическим составом коллекторов и, прежде всего, высоким содер­жанием песчаных фракций, хорошей отсорти­рованностью и низкой глинистостью. Нефте­носность пласта подтверждается материалами ГИС и результатами испытаний скважин. Де­биты нефти колеблются от 1,1 до 65,9 т/сут.

Водонефтяная зона оконтуривает нефтяную часть залежи узкой полосой. Залежь пласто­вая, сводовая, нефтяная, размером 10 х 12 км, высотой - 44,5 м.

Горизонт БВ₈ на Аганском месторожде­нии является основным объектом разработки.

Проницаемая часть горизонта сложена мелко­среднезернистыми песчаниками и крупнозер­нистым алевролитами полимиктового соста­ва. Породы-коллекторы имеют значительный диапазон пористости по образцам: от 14,6 до 31,4%. Наиболее характерной является по­ристость 20-24%. В среднем для горизонта она составляет 23,0%, для нефтеносной ча­сти - 22,8%. Средняя проницаемость равна 0,353 мкм². Высокие значения коллекторских свойств предопределяются доминирующими в разрезе мелкозернистыми хорошо отсортиро­ванными песчаниками. Эффективная толщина горизонта изменяется в значительных преде­лах и увеличивается к крыльям структуры, особенно в южной части залежи, преобладаю­щая эффективная толщина по скважинам рав­на 18-19 м. Максимальные дебиты получены в сводовых скважинах (до 300 м³ /сут и более). Размеры залежи 15,5 х 16,75 км, высота- 83 м, тип залежи пластово-сводовый.

Горизонт БВ₉ подразделен на два пласта: БВ₉¹ и основной БВ₉. Пласт БВ₉¹ представлен линзовидно- прерывистыми прослоями песча­ников и алевролитов, чередующихся с плот­ными разностями аргиллитовых пород. Пласт распространен в центральной части месторо­ждения, по периферии замещен плотными раз­ностями пород. Залежь пласта БВ₉¹ относит­ся к структурно-литологическому типу, имеет размеры 2,5х1,3 км, высоту - 23,4 м.

Пласт БВ₉, как и вышезалегающий пласт БВ₈, является основным объектом разработки. Он представлен песчаниками в верхней части более монолитными и однородными, в ниж­ней части - тонкими линзовидными просло­ями, чередующимися с плотными разностями аргиллитовых пород. Нефтенасыщенная часть пласта опробована в 32-х скважинах, дебиты нефти колеблются 1,0-261,1 т/сут. Пласт БВ₉ имеет широкую водонефтяную зону. Открытая пористость изменяется, 18,1-26,3%, при сред­нем значении 22,2%. Проницаемость по образ­цам изменяется от 0,002 до 1,79 мкм², в сред­нем она равна 1,72 мкм². Размеры нефтяной за­лежи составляют 13,5 х 10 км, высота - 58,4 м. Залежь пластовая, сводовая, нефтяная.

Пласты ачимовской толщи БВ_18-21 харак­теризуются значительной неоднородностью по площади и разрезу.

Для пластов БВ_20-21 характерно уменьше­ние размеров песчаных тел в направлении с севера на юг, вплоть до полного исчезнове­ния коллекторов на юге структуры. На восто­ке коллекторы пластов полностью замещают­ся плотными породами. Открытая пористость по образцам варьирует в большом диапазоне: от 9,6 до 24,5% с максимумом в интервале от 16 до 22% при среднем значении 18,2%. Сред­нее значение пористости - 18,0%, проницае­мость - 0,006 мкм². Залежь структурно-лито­логического типа, размеры ее - 16,7 х 8,5 км, высота - 116 м.

Пласты БВ_18-19 вскрыты скважинами в сводовой части поднятия и на западном кры­ле структуры. В южной и восточной частях коллекторы полностью замещаются плотными породами. В разрезе соседствуют мелкозерни­стые песчаники и крупнозернистые алевроли­ты. Открытая пористость равна 17,0%, про­ницаемость 0,003 мкм². Залежь структурно­ литологического типа. Размеры ее 1,3 х3,2 км, высота 33 м.

Пласт ЮВ₁ в песчаной фракции развит повсеместно и вскрыт на глубинах 2476 - ­2672 м. Проницаемая часть пласта предста­влена неравномерным переслаиванием мелко­зернистых песчаников и среднекрупнозерни­стых алевролитов. Пласт слагается породами со средней пористостью 18,2%. Проницаемость по образцам изменяется в большом диапазо­не от 0,0001 до 1,53 мкм², в среднем по пла­сту в пределах контура - равна 0,006 мкм². В пласте выделены 3 нефтяные залежи: Цен­тральная, Южная, Западная. Центральная за­лежь - нефтяная, пластовая, сводовая. Разме­ры ее 3,5х3,3 км, высота 30 м. Значение по­ристости по Центральной залежи составляет 17,1%, проницаемости - 0,02 мкм², в пределах контура нефтеносности - 0,006 мкм². Южная залежь также нефтяная, пластовая, сводовая, небольших размеров. Западная залежь пласто­вая, сводовая, нефтяная, размером 4,3х3,5 м, высотой - 15 м. Пористость по Западной за­лежи составляет 18,2%, проницаемость в пре­делах контура нефтеносности - 0,007 мкм².

Характеристика продуктивных горизонтов месторождения приведена в табл. 1.7.

Физические свойства пластовых нефтей ис­следованы методом однократного разгазирова­ния. Средние значения свойств нефтей при­ведены в табл. 1.8. Из выполненных исследо­ваний следует, что характер изменения фи­зических свойств нефтей Аганского месторо­ждения является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружен­ных краевой водой. Нефти всех пластов недо­насыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и изменяется в диапазоне 9­-14 МПа. Наблюдается закономерность в изме­нении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтя­ного контакта закономерно уменьшаются, со­ответственно увеличиваются плотность и вяз­кость нефти. Данные закономерности объясня­ются адсорбционными процессами, гравитаци­онными эффектами, обменом компонентами с водой и фазовыми превращениями.

Данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов Аганского место­рождения свидетельствуют о том, что неодно­родность нефти в пределах залежей значитель­ная. Так, газосодержание изменяется в диапа­зоне 50-150 м³/т, плотность пластовой нефти 688-815 кг /м³, вязкость 0,6-3,3 мПа*с.

Для нефтей всех пластов характерно пре­обладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Количество легких углеводородов СН₄ – С₅Н₁₂, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 11,4 – 12,6%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, коэффициент жирности 57 – 68, молярная доля метана в газе 62,74% (БВ₉), 58,23% (ЮВ₁). Отношения содержания этана к пропану (0,5 – 0,6) характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ и высшее – 1,45 – 2,10% (табл. 1.9).

таблица 1.7

Дата добавления: 2015-08-09