Нефтегазоводоносность

Ключевое месторождение является весьма сложным по строению выделенных залежей нефти. Изученность месторождения крайне низкая. Керн во многих случаях из продуктивных пластов не отобран, коллекторские свойства пластов изучены недостаточно.

По имеющимся данным породы-коллекторы Васюганской свиты представлены линзами песчаных тел и алевролитов с высоким содержанием глинистого цемента. Открытая пористость изученных образцов керна изменяется в пределах от 11 до 21%. Проницаемость по результатам анализов керна скважин находится в пределах 6 – 23 мД, по данным ГИС значение проницаемости принято 12,0 мД.

Ачимовский комплекс пород-коллекторов представлен невыдержанными по площади распространения песчаниками и алевролитами. Значения открытой пористости по данным анализов керна находится в пределах 13 – 22%; по данным ГИС она составляет 12,4 – 22%. При подсчете запасов пористость принята равной 19%. Изученные образцы керна характеризуются низкими значениями проница- емости от 0,4 до 11,1 мД. По данным гидродинамических исследований скважины 1 проницаемость составила 25,9 мД, по данным ГИС она изменяется от 2 до 180 мД. При подсчете запасов нефти величина проницаемости принята равной 9 мД.

Емкостные свойства пород-коллекторов БВ₆, БВ₅, БВ₄ более высокие. Значения проницаемости по данным ГИС достигают 107 мД, в среднем составляют 21 мД; открытой пористости 19 – 22%.

Характер насыщения пластов и их промышленная нефтегазоносность определены по результатам испытания скважин, данным комплексной интерпретации ГИС и редким данным анализов кернового материала.

При испытании ряда разведочных скважин на участке первоочередного бурения были отобраны глубинные и поверхностные пробы нефти. На основании анализа полученных результатов, а также пластовых давлений и газовых факторов, замеренных при относительно непродолжительном по времени опробовании пластов, установлено, что в пластовых условиях нефти месторождения имеют низкую вязкость. На основании обобщения данных по замерам газового фактора, замерявшегося на всех фонтанирующих объектах в процессе испытания скважин, выявлен его широкий диапазон изменения от 40 до 400 м³/м³; в интервале пласта Ю_1-2 в скважине 28 и БВ₁ скважине 2 значения газового фактора достигают до 800 м³/м³ и более. Все исследованные нефти по газосодержанию подразделяются на три типа:

- Нефти с относительно невысоким газовым фактором до 120 м³/м³;

- Нефти с газовым фактором 400-550 м³/м³;

-­ Объекты, где газ, возможно, находится не только в растворенном, но и в свободном состоянии; в нефтях этого типа значения газового факторов увеличиваются до 800-1000 м³/м³.

К объектам первого типа относятся пласты БВ₆ и БВ_5. Нефти, отобранные глубинными пробоотборниками, имеют плотность 705-756 кг/м³. Для первого типа нефтей газосодержание, определенные при дегазации на устье, варьируется в диапазоне 82,9-123,5 м³/м³. Для пласта БВ₆ газовый фактор принят равным 124 м³/т, для пласта БВ₅ – 120 м³/т.

Второй тип нефтей характерен для пласта ЮВ₁ (скв. 1) и пласта БВ₁ (скв. №21). Нефти по данным глубинных проб характеризуются как очень легкие (плотность составляет 545-595 кг/м³), газосодержание по глубинным пробам 311-428 м³/м³, давление насыщения 20,6-24,5 МПа. Сравнение забойного давления и давления насыщения по конкретным объектам показывает, что газ в пробах и на забоях скважин находится в растворенном состоянии. Следует отметить, что для некоторых из этих залежей нефтей характерно снижение газовых факторов от меньших депрессий на пласт к большим. На отдельных объектах в процессе отработки скважин с целью очищения ее ствола от технической воды создавались депрессии около 30 МПа (Р_заб до 10 МПа). Это привело к резкой дегазации нефти в начальный период освоения скважины, что обусловило при последующем исследовании на штуцере 4 мм очень высокие значения газового фактора, составившие 2130 м³/м³; при последующем исследовании на штуцере 8 мм газовый фактор уменьшился до 422 м³/м³. Аналогичное явление отмечено при испытании скважины № 21 в интервале пласта БВ₁ , в который значение газового фактора сократилось с 964 м³/м³ на 4 мм штуцере до 590 м³/м³ на 8 мм штуцере.

При подсчете запасов газовый фактор в пласте ЮВ₁ принят равным 590 м³/т, в пласте БВ₁ – 85 м³/т.

Нефти третьего типа, судя по данным испытания, отличаются очень высоким газовым фактором, превышающим 800 м³/м³, как это имело место в скв. 21 при испытании интервала пласта Ю_1-2. Предполагается, что в скв. 21 газ может находиться в свободном состоянии. Однако, отсутствие качественных глубинных проб из этого объекта, а также тот факт, что при исследованиях не применялись газосепараторы, не позволяет однозначно утверждать, что замеры произведены достоверно и газовая шапка в этом районе существует. При подсчете запасов газовый фактор принят равным 590м³/т.

Для обеспечения достоверности данных во вновь пробуренных скважинах необходимо выполнить длительные (не менее 3-4 –х недель) исследования на штуцере 2 мм при забойном давлении не менее 25 МПа.

Наиболее полно в границах Ключевого месторождения изучены водоносные комплексы верхней части юры (васюганская свита). По площади имеются также анализы вод из валанжин-сеноманского комплекса; нет сведений о водоносности палеоген-четвертичных отложений.

Юрский водоносный комплекс включает в себя водоносные горизонты тюменской и васюганской свит. Водоносные отложения кровли Тюменской свиты (пласт ЮС₂) слабонапорные, с низким дебитом – 1,4 м³/сут. Пластовое давление несколько повышено по отношению к гидростатическому и составляет 317 атм., на глубине 3000 м. По химическому составу эти воды хлорнатриевые с минерализацией до 29 г/л. Микрокомпоненты присутствуют в пределах фоновых значений (йод – 8,7-2,62 мг/л; бром – 34,0-49,5 мг/л). В составе растворенных газов преобладает метан (78-79%). Тяжелые углеводороды составляют до 19,4%. Температура в пласте ЮС₂ на глубине 3000 м составляет 95^оС.

Верхние водоносные горизонты юрского комплекса, связанные с отложениями васюганской свиты, изучены наиболее полно в связи с приуроченностью к ним залежей нефти в пластах ЮВ_1-0, ЮВ_1-1, ЮВ_1-2, ЮВ_1-3. Дебиты пластовых вод изменяются от 0,8 м³/сут) до 30,6 м³/сут при депрессии 199 атм. Пластовые давления в комплексе аномально высокие и по данным замеров превышают гидростатическое в 1,2-1,4 раза. В химическом составе подземных вод преобладает хлорнатриевый тип с минерализацией от 38,9 г/л до 52 г/л, удельный вес 1,028-1,037 г/см³. Микрокомпоненты содержатся в пределах фоновых значений для верхнеюрского комплекса (йод – 3,44-4,16 мг/л; бром 98,8-113,0 мг/л). Температура вод в васюганской свите изменяется от 81^оС до 92^оС. В составе газов преобладает метан (61-78%). Повышенное содержание тяжелых углеводородов (до 27%) отмечается вблизи контуров залежей нефти. От вышележащих водоносных комплексов нижнего мела водоносные пласты верхней юры экранированы регионально выдержанными глинами и аргиллитами георгиевской и баженовской свит толщиной 65-67 м.

Валанжин-сеноманский водоносный комплекс выделяется в объеме мегионской, вартовской и покурской свит. В нижней части нижнемеловых отложений выделяются водосодержащие песчаные тела ачимовской толщи. Дебиты воды в скв. 25 из отложений этой толщи составил 5,86 м³/сут при динамическом уровне 966 м. По своему составу воды относятся к хлорнатриевому типу с минерализацией от 20,0 до 25,7 г/л. Содержание микрокомпонентов: йод 3,5-4,3 мг/л, бром 42,5-46,9 мг/л. Газонасыщенность, определенная соотношением газ-вода, составила 2,8:1. В составе газов преобладает метан (до 68%). Температура на глубине 2778 м – 84^оС (скв. 11). Пластовые давления в отложениях ачимовской толщи незначительны (в 1,04-1,05 раза превышают гидростатические). В скважине 1 в интервале 2786-2794 пластовое давление равно 289,8 атм.

Вышележащая часть комплекса, мощностью около 2000 м, характеризуется дебитами воды в скважинах от 4,4 м³/сут на динамическом уровне 887 м до 29,4 м³/сут. По химическому составу подземные воды этого комплекса относятся к хлорнатриевому типу и имеют минерализацию 12-19 г/л. Отмечаются повышенные содержания микрокомпонентов: йода 2-3 мг/л, брома до 63 мг/л. В газовом составе преобладает метан (86-89%). Увеличенные значения в содержании тяжелых углеводородов отмечаются вблизи контуров нефтяных залежей. Пластовые давления в отложениях неокома находятся в пределах нормального гидростатического ряда или имеют несколько повышенный (до 2-5%) фон в продуктивных горизонтах верхней его части.

Дата добавления: 2015-07-25