|
Читайте также: |
Пермо-карбоновая залежь является одним из наиболее сложных объектов разработки. Залежь сводовая, массивная, структурного типа, приурочена к карбонатным отложениям трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего-среднего карбона и залегает в интервале глубин 1100 - 1500 м (приложения 8,9,10).
Глинистой покрышкой для залежи углеводородов служит толща верхнепермских алевролитов, аргиллитов и монтмориллонит - каолинитовых глин, пропитанные окисленной нефтью. Каолинитовые породы не обладают хорошими изолирующими свойствами, что и могло привести к потере легких фракций и утяжелению нефти. Нефть залежи тяжелая, плотностью – 0,952 – 0,980 г/см3 при 20˚С, высокосмолистая – 18-27 %, сернистая, с низким содержанием легких фракций (до 200˚С выкипает 5,5-8 %, до 300˚С – 23–26,5 %), аномально вязкая - 699 мПа· с при средней газонасыщености - 23 м3/сут.
Положение водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловой геофизики колеблется в широких пределах - от (- 1265) м до (- 1350) м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к центральной и западной частям залежи. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке (- 1310) м. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15,0 ´ 9,5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре до 156,4 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части залежи.
По материалам детальных петрографических исследований среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые; доломиты.
Всего выделено 13 промысловых пачек (снизу вверх 1-13), но в результате предассельского размыва во многих скважинах происходит выпадение некоторых пачек из разреза вплоть до 8 пачки - на восточном крыле и северной периклинали структуры.
В разрезе залежи выделено 3 эксплуатационных объекта. Ниже дана их краткая характеристика.
Размеры I объекта (пачки 0-5) в пределах контура нефтеносности составляют 7,6 ´ 5,3 км. (приложение 8). Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,4 до 2,6 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов представлены в диапазоне от 0 до 70,8 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части объекта и локализуются вдоль восточного крыла объекта. Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины по I объекту составляют 28,73 м, при коэффициенте пористости 0,21. В разрезе скважин продуктивная толща представлена переслаиванием известняков с прослоями вторичных доломитов толщиной 8-12 метров, аргиллито-подобных глин толщиной 0,5-15 метров, а также органогенных и органогенно – детритовых известняков, в разной степени доломитизированных
Размеры II объекта (пачки 6-8) составляют 14,2 ´ 7,2 км (приложение 9). Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов варьируют от 0 до 74 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие - в центральной части. В скв. 8206, 1038, 1044, 6222 выявлены зоны замещения плотными породами. Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют 28,05 м, водонефтяной -9,1 м., коэффициент пористости -0,19. Доля чисто нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,1 %, водонефтяной – 12,9 %. Продуктивная толща представлена известняками органогенными, органогенно-детритовыми, неслоистыми, массивными и известня-ками сгустковато-комковатыми.
Размеры III объекта (пачки 9-13) составляют 15 ´ 9,5 км (приложение 10). Ширина водонефтяной зоны меняется от 0,2 до 1,5 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в юго-западной части объекта. В юго-западной части встречаются зоны замещения коллекторов, в скважинах 3208, 3209, 3210 отложения верхнего объекта размыты полностью. С юго-запада к северо-востоку наблюдается поочередный размыв пачек 13,12,11. Средние нефтенасыщенные толщины равны по нефтяной зоне 18,07 м, по водонефтяной зоне – 10,5 м. Доля нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,6 %, водонефтяной – 12,4 %. В разрезе скважин продуктивная толща представлена слоистыми детритовыми криноидно-мшанковыми известняками с глинистыми прослоями и органогенными известняками массивными реже тонкослоистыми[5].
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов по объектам разработки приведена в таблице 7.
| Таблица 7. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи | ||||||
| п/п | Параметры | Объекты разработки | в целом | |||
| I (1-5) | II (6-8) | III (9-13) | ||||
| по залежи в целом | ||||||
| Средняя глубина залегания, м | 1382,1 | 1197,7 | ||||
| Тип залежи | пластово-массивная сводовая | |||||
| Тип коллектора | трещинно-кавернозно-поровый | |||||
| Площадь нефтеносности, тыс. м2 | ||||||
| Средняя общая толщина, м | 167,14 | 77,09 | 47,45 | 285,2 | ||
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 28,73 | 28,05 | 18,07 | 51,32 | ||
| Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м | 9,11 | 10,53 | 41,99 | |||
| Коэффициент пористости, доли ед | 0,21 | 0,19 | 0,20 | 0,198 | ||
| Коэффициент нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. | 0,75 | 0,79 | 0,78 | 0,77 | ||
| Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. | ||||||
| Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед. | 0,75 | 0,79 | 0,78 | 0,77 | ||
| Проницаемость (по керну), 10-3мкм2 | 0,044 | 0,032 | 0,027 | 0,034 | ||
| Коэффициент гранулярности, доли ед. | 0,312 | 0,452 | 0,464 | 0,358 | ||
| Расчлененность | 16,75 | 12,44 | 51,06 | |||
| Начальная пластовая температура, оС | 23,2 | 23,0 | 23,0 | 23,1 | ||
| Начальное пластовое давление, МПа | 13,5 | 12,4 | 11,9 | 12,4 | ||
| Вязкость нефти в пластовых условиях, µПа·с | ||||||
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,934 | 0,935 | 0,923 | 0,933 | ||
| Плотность нефти в поверхн. условиях, т/м3 | 0,962 | 0,962 | 0,962 | 0,962 | ||
| Абсолютная отметка ВНК, м | -1310 | |||||
| Объемный коэффициент нефти, доли ед | 1,047 | 1,047 | 1,047 | 1,047 | ||
| Содержание серы в нефти, % | 1,496 | 1,71 | 1,54 | 1,582 | ||
| Содержание парафина в нефти, % | 0,33 | 0,39 | 0,30 | 0,339 | ||
| Содержание сероводорода в нефти, % | 0,53 | |||||
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 7,35 | 7,8 | 7,5 | 7,550 | ||
| Газосодержание нефти, м3/т | 24,0 | |||||
| Вязкость воды в пластовых условиях, µПа·с | 0,950 | 0,950 | 0,950 | 0,950 | ||
| Вязкость воды в поверхностых условиях, µПа·с | - | |||||
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,055 | |||||
| Плотность воды в поверхностых условиях, т/м4 | 1,066 | 1,066 | 1,066 | 1,066 | ||
| Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | ||
| Сжимаемость воды, 1/МПа·10-5 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | ||
| Сжимаемость породы, 1/МПа·10-6 | 5,5 | 5,5 | 5,5 | 5,5 |
Запасы нефти и растворенного газа по залежи приведены в таблице 8 по трем объектам разработки, утверждены ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24) и приняты на баланс в 1998 г.
По сложности геологического строения залежь отнесена к группе сложных. Водонефтяной контакт по залежи для подсчета запасов принят на отметке минус 1310 м.
Таблица 8. Состояние запасов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи
| Объекты, месторождение в целом | Начальные запасы нефти, тыс. т | Текущие запасы нефти, тыс. т | ||||||||||||||
| утвержденные ГКЗ МПР России | На государственном балансе | |||||||||||||||
| геологические | извлекаемые | КИН | геологические | извлекаемые | КИН | геологические | извлекаемые | Текущий КИН | ||||||||
| С1, доли ед. | С1, доли ед. | |||||||||||||||
| А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | доли ед. | ||||
| Р1аs+s +C2m+b | - | - | 0,150 | - | - | 0,330 | - | - | 0,07 |
Залежь является основной по запасам на данном месторождении. Извлекаемые запасы составляет около 242 млн. т (67% от извлекаемых запасов месторождения). Коэффициент извлечения 33%.
Дегазированные нефти всех объектов этой залежи - тяжелые (952 - 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5 % мас.), малопарафиновых (до 0,34 % мас.), высокосмолистых (23,64 % мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Нефть содержит попутные полезные ископаемые, такие как редкие металлы. Нефть I объекта недонасыщена газом. Температура застывания - ниже минус 12 оС. Нефти нижней толщи, в сравнении с нефтями вышележащих объектов, более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания.
Выделившийся из нефти газ - легкий, по всем объектам разработки, состоит, в основном, на 87 % мольного объема из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно[4].
Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 150 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Фаменская залежь | | | Верхнепермская залежь |