Курсовая №4064 Залежи нефти пласта Ю13-4 на Майском месторождении
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 3
I. Общая часть 5
1.1. Географо-экономический очерк района работ 5
1.2. Геолого-геофизическая изученность Майского месторождения 8
1.2.1. Основные этапы геологоразведочных работ 8
1.2.2. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение 10
II. Геологическая часть 13
2.1. Литолого-стратиграфический разрез 13
2.2. Тектоника 26
2.3 Сейсмогеологическая характеристика 28
2.4. Нефтегазоносность 31
2.4.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ 34
2.4.2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА 35
2.5. Гидрогеология 41
III СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 45
3.1. Краткая характеристика модели залежи нефти пласта Ю13-4 на Майском месторождении 45
3.2 Литолого-фациальный анализ формирования песчаников пласта Ю13-4 на Майском нефтяном месторождении 48
3.3. Фильтрационно-емкостные свойства песчаников пласта Ю13-4 51
3.3.1 Фильтрационно-емкостные свойства по керну 51
3.3.2. Фильтрационно-емкостные свойства по ГИС 54
3.3.2.1. Определение коэффициента пористости 55
3.3.2.2. Определение коэффициента проницаемости 56
3.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства по ГДИС 60
3.4 Режим залежи 64
3.5 Режим разработки залежи пласта 64
Работа № 4064. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время вероятность открытия новых крупных месторождений очень невелика, а большинство месторождений, открытых раннее, находятся, как правило, на поздней стадии разработки, и приоритет малых месторождений неуклонно возрастает. Запасы нефти в мелких месторождениях составляют достаточно весомую часть от открытых к настоящему времени запасов. И особенно значительна их роль для нефтедобывающих районов с уже развитой инфраструктурой.
Западная Сибирь является крупнейшим регионом, обеспечивающим устойчивое наращивание ресурсной базы страны, в котором разведанные неэксплуатируемые запасы составляют 22 % от общих запасов региона, эксплуатируемые – 15 %, неразведанный «резерв» достигает 53 %. На территории Западной Сибири перспективными продолжают оставаться мезозойские отложения, в которых, помимо высокопродуктивного верхнеюрского нефтегазоносного комплекса, также выделяется нижнесреднеюрский, в последние годы рассматриваемый в качестве нового объекта поисково-разведочных работ для прироста запасов углеводородов.
Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного участка 70.
В настоящее время лицензия на право пользоваться недрами с целью
Advertisement
Месторождение открыто в 1971 г. бурением скважины номер 390, расположенной на южном крыле Майского локального поднятия, по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти непромышленного значения.
Объектом настоящей курсовой работы является продуктивный песчаный пласт Ю13-4.
Целью настоящей работы является: исследование влияния литолого-гидродинамических особенностей залежи нефти пласта Ю13-4 на режим разработки и коэффициент извлечения нефти Майского нефтяного месторождения.
I. Общая часть
1.1. Географо-экономический очерк района работ
Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье, в бассейне реки Васюган – левого притока Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от + 120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50–60 % территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является река Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2–3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3оС.
Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1–1,5 м, на залесенных участках составляет 0,3–0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемерзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400–500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4–0,5 м на открытых участках, до 2 м — на залесенных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая, ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.
В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного участка 70. Расстояния до ближайших городов области следующие: до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения – 125 км, до Томска – 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший населенный пункт – п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге.
Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по «зимнику». Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолетах.
Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.
Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Нюрольском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нижне-Табаганское, Калиновое, Урманское. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Игольское -Герасимовское – Лугинецкое — с. Парабель» (рисунок 1.1.1).
Рисунок 1.1.1 Обзорная карта района
Майского нефтяного месторождения
1.2. Геолого-геофизическая изученность Майского месторождения
1.2.1. Основные этапы геологоразведочных работ
Майское локальное поднятие расположено в Нюрольском нефтегазоносном районе Васюганской нефтегазоносной области. В тектоническом плане оно приурочено к северной периклинали Лавровского наклонного вала.
История геологоразведочных работ, исключая предшествующие исследования рекогносцировочно-региональной стадии, на рассматриваемой площади насчитывает около 37 лет (таблица 1.2.1.1). Локальное поднятие было выявлено и подготовлено к глубокому бурению в 1970 г. сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1:100000 (с/п 24/69-70, Дугова А.Ф., СОКГЭ).
Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 г. бурением скважины 390, расположенной на южном крыле Майского локального поднятия, по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти непромышленного значения в горизонте Ю-I (келловей-оксфорд).
В 1976-77 гг. в районе Майского поднятия были проведены сейсмические исследования МОГТ, КМПВ (с/п 7,4/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ) масштаба 1:100000, в результате которых были более детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.
В 1978-79 гг. после проведения дополнительных работ МОГТ масштаба 1:100000 (с/п 4,5,7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ) было уточнено глубинное геологическое строение Майского поднятия, выполнены новые структурные построения по отражающим горизонтам II-а (подошва баженовской свиты) и Ф2 (кровля доюрских образований). По новому структурному плану Майская площадь включает в себя три локальных поднятия: Северо-Майское, Майское и Южно-Майское.
В пределах Южно-Майского локального поднятия в период 1979-1980 гг. в 10 км на юго-восток от скважины 390 была пробурена параметрическая скважина 1. Вскрытый комплекс палеозойских, юрских и меловых отложений в нефтегазоносном отношении интереса не представляет [2].
В 2004-2005 гг. по заказу недропользователя ООО «Альянснефтегаз» были проведены площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1:50000 на лицензионных участках 70, 86 (с/п 6/04-05, Забуга Т.В., ЗАО «ТГТ»), позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии было возобновлено глубокое бурение. В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390 была пробурена оценочная скважина 392 [2]. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю14-15 (тюменская свита) и пласте Ю13-4 (васюганская свита).
На основе структурных построений, выполненных по результатам проведенных работ в 2005 г., был впервые выполнен подсчет запасов Майского месторождения.
В 2005-2006 гг. на месторождении были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1:50000 (с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО «ТГТ»), а также пробурены оценочные скважины 393 и 394 в куполе (северо-западная часть) Майского локального поднятия. Работы, выполненные в период 2005-2006 гг., позволили уточнить структурные планы продуктивных пластов месторождения, а также за счет дополнительных данных, полученных в результате исследования керна и геофизических исследований, вновь пробуренных скважин, провести переинтерпретацию ГИС по скважине 392 и в целом повысить достоверность определения петрофизических параметров коллекторов месторождения.
В 2008 г. были проведены работы по обработке и интерпретации сейсморазведочных материалов 3D съемки. Полевая сейсмическая съемка МОГТ 3D проведена сейсморазведочной партией 4/2006-2008 гг. ОАО «Самаранефтегеофизика» в зимние полевые периоды 2006-2007 гг. и 2007-2008 гг. Общая площадь съемки составила 130 км2, площадь полнократного прослеживания (номинальная кратность–30) — 88 км2. Проведенные исследования позволили уточнить геологическое строение Майского месторождения, детально изучить строения верхней части палеозойских образований, юрских и нижнемеловых отложений. По результатам работ построены карты изохрон и структурные карты по отражающим горизонтам Ф2, II-а, U16, U14, I-а, Y6, I-b, U13, U12, B, II-б, карты сейсмофаций по типам волновой картины для пластов Ю13-4, Ю14 и Б10 в масштабе 1:50 000.
В 2009 г. в рамках договора № Ang-DCS-0309-01 компанией SIS Schlumberger были проведены работы по уточнению интерпретации сейсморазведочного материала, полученного в зимние полевые периоды 2006-2007 гг. и 2007-2008 гг. по результатам эксплуатационного и разведочного бурения.
1.2.2. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение
Майское месторождение было введено в поисковое бурение в 1971 г. заложением первой скважины 390. Забой скважины находится на глубине 3093 м (а.о. -2965,3 м). Во вскрытом разрезе по геолого-геофизическим данным нефтеносной характеристикой обладает пласт Ю13-4 горизонта Ю-I васюганской свиты. При его испытании в колонне получен приток воды с нефтью. При испытании в открытом стволе тюменской свиты совместно с палеозоем был получен приток пластовой воды.
В 1972 г. закончена строительством скважина 391 (забой на глубине 2860 м, а.о. -2756,4 м). Скважина вскрыла пласт Ю13-4, однако в ходе испытаний пласта как в открытом, так и в закрытом стволе был получен приток воды без признаков нефти.
В 2005 г. на Майском локальном поднятии в районе ранее пробуренной поисковой скважины 390 была пробурена поисковая скважина 392. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи по пластам Ю14-16 (тюменская свита) и Ю13-4 (васюганская свита), которые в дальнейшем выделены как два эксплуатационных объекта разработки.
C 2007 г. на Майском месторождении начинается эксплуатационное бурение. Объектами разработки являются отложения васюганской (пласт Ю13-4) и тюменской свит (пласт Ю14-16). За период с 2007 по 2009 гг. было пробурено 53 скважины.
По состоянию 01.10.09 г. общий фонд скважин по объекту Ю13-4 составил 33 скважины, в том числе 1 разведочная, 6 поисковых и поисково-оценочных скважин и 26 эксплуатационных скважин [15].
Скважина 529 эксплуатируется на двух объектах, 2 поисковых скважины – 390 и 391 ликвидированы по 1 категории, а так же 2 скважины специального назначения (водозаборные).
Данные о функциональном назначении скважин приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Геолого-геофизическая изученность района работ
II. Геологическая часть
2.1. Литолого-стратиграфический разрез
Геологический разрез Майского нефтяного месторождения представлен отложениями палеозойского фундамента и перекрывающими их со стратиграфическим несогласием отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. При расчленении разреза использованы реперные геолого-геофизические горизонты регионального и зонального уровня [8]. Литологическое описание разреза выполнено по результатам бурения скважин 390, 392, 393, 394 и других скважин на Майском месторождении (приложение 2), а также с использованием данных по соседним площадям.
Скважины 395, 396 – наклонно-направленные, по ним рекомендуется провести гидродинамические исследования [15].
Ниже приводится краткая стратиграфическая характеристика отложений, вскрытых в пределах месторождения (снизу вверх).
Стратиграфическое расчленение разреза проведено по данным глубокого бурения на месторождении на основании корреляционных схем, утвержденных МСК в 1968 году (г. Тюмень), уточнявшихся и дополнявшихся в последующие годы, включая стратиграфические схемы, утвержденные МСК в г. Тюмени в 1991 году и в г. Новосибирске 9 апреля 2004 года.
Палеозойская эратема — PZ
(образования доюрского фундамента)
Палеозойский фундамент представлен комплексом переслаивания карбонатных и глинисто-сланцевых пород и по возрасту охватывает временной интервал от раннего девона до раннего карбона.
Возраст пород фундамента достоверно (палеонтологически) доказан в разрезе скважины 392, где установлены остатки мелководной фауны (остракоды, строматопораты). Как по остракодам, так и по строматопоратам, встреченными в керне этой скважины, определяются низы девона, лохковский ярус. Глубины (абсолютные) залегания кровли палеозойских отложений колеблются от -2869,8 м до -2917 м.
К кровле доюрских образований приурочен отражающий сейсмический горизонт Ф2.
По категории буримости отложения доюрского комплекса относятся к IV нормативной пачке (крепкие) и II категории отбора керна.
Мезозойская эратема – MZ
Мезозойско-кайнозойский осадочный комплекс представлен отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.
Юрская система — J
Юрская толща подразделяется на следующие свиты (снизу-вверх) – урманскую, тогурскую, салатскую, тюменскую, васюганскую, георгиевскую и баженовскую.
Нижний-средний отдел — J1-2
Урманская свита — (геттанг + синемюр + плинсбах) — J1 urm
Осадки урманской свиты с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают образования доюрского комплекса.
Урманская свита выделена Л.И. Егоровой в 1992 г. в объеме подтогурских отложений нижней юры со стратотипом на Урманской площади в скважине 4 и распространена по всей территории Томской области.
По материалам ГИС и особенностям литологической характеристики, известным по керну многочисленных скважин, отчетливо делится на три подсвиты: нижнюю, соответствующую группе пластов Ю17, среднюю – средней глинистой пачке и верхнюю – группе пластов Ю16. Мощность урманской свиты колеблется от 0 в зоне выклинивания до 150 – 180 м в наиболее погруженных участках депрессий, закономерно увеличиваясь по мере погружения пород фундамента за счет наращивания разреза новыми стратиграфическими уровнями.
Урманская свита характерна широким развитием грубозернистых, плохо отсортированных и слабо окатанных песчаников и гравелитов, в нижней части ее часто встречаются конгломераты. Угли и глины развиты в меньшей степени.
Перекрывается урманская свита повсеместно в местах ее распространения породами тогурской свиты.
Тогурская свита — (нижняя половина нижнего тоара) — J1 tg
Тогурская свита выделена Ф.Г. Гурари в 1959 г. в керне Колпашевской опорной скважины 2. В 1960 г. на МРСС-60 (г. Новосибирск) включена в тюменскую свиту в ранге пачки.
Свита залегает не на породах фундамента, а с погружением фундамента на отложения шеркалинской свиты. Она прослежена во всех депрессионных зонах в пределах Томской области, а в восточных районах распространена даже на крупных положительных структурах. Мощность свиты колеблется от 10 до 40 м, чаще всего она составляет 25-30 м.
Литологически свита представлена темно-серыми, черными, нередко битуминозными аргиллитами с прослоями песчаников, сидеритом.
Тогурская свита формировалась одновременно по всей территории Западной Сибири и является региональным литолого-стратиграфические репером. Характерные черты ее строения отражают особенности геологических, климатических, фациальных условий ее формирования.
Салатская свита — J1 sl
Салатская свита представляет собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов (Шурыгин и др., 1995). В верхней части свиты имеется маломощная пачка аргиллитов и алевролитов с прослоями угля (У14) близ кровли. Нижняя часть свиты (горизонт Ю15) сложена средне- и крупнозернистыми песчаниками, представляющими собой группу сближенных пластов, разделенных аргиллитами, часто углистыми. Песчаники темно-серые, серые, часто с прослоями гравелитов, конгломератов и сидерита. Встречаются и линзы углей. Верхняя часть свиты имеет преимущественно глинисто-углистый состав и сложное строение в связи с расщеплением либо выклиниванием углей, появлением линзовидных прослоев аргиллитов и песчаников.
Салатская свита согласно залегает на глинах тогурской свиты и перекрывается песчаниками нижнетюменской подсвиты.
Тюменская свита — (тоар-аален-батский)- J1-2tm
Тюменская свита выделена Н.Н. Ростовцевым в 1955 г. со стратотипом в разрезе Тюменской опорной скважины.
Отложения тюменской свиты со стратиграфическим и резким угловым несогласием залегают на палеозойских отложениях или на коре выветривания. Отложения тюменской свиты имеют возраст от нижнеюрского до верхов позднего бата. Свита, в свою очередь, подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.
Нижняя подсвита рассматривается в объеме геттенг-синемюра (по сути дела, часть свиты может захватывать верхи триасовых отложений), плинсбаха, тоара, аалена – и до низов байоса, в качестве верхней границы подсвиты обычно рассматривается угольный пласт У10, особенно хорошо выраженный на изучаемой территории; средняя подсвита состоит из верхов нижнего и до неполного верхнего байоса; верхняя, в большей своей части, как соответствующая бату, нижняя граница подсвиты приурочена к верхам верхнего байоса, а верхняя – к нижней части верхнего бата. Перекрываются эти отложения васюганской свитой.
Тюменская свита литологически сложена неоднородной песчано-алевролито-аргиллитовой толщей с прослоями углей и углистых аргиллитов, формировавшимися в континентальном режиме осадконакопления, и, как следствие, характеризуется литологической невыдержанностью, непостоянством толщин выделяемых песчаных пластов, что затрудняет их корреляцию по площади. Толщина тюменской свиты на изученной бурением территории работ в среднем составляет 250-280 м. В низах свиты в сводовой части Майского поднятия выделяются песчаные пласты Ю14 и Ю15, часто неразделенные. В отдельных скважинах выделен песчаный пласт Ю16, однако однозначность индексации этого пласта, на наш взгляд, достаточно условна. Вместе с тем, даже в пределах куба сейсмических данных на склонах Майского поднятия по имеющейся информации происходит резкое наращивание толщины тюменской свиты за счет ее нижней части и вполне возможно появление пласта Ю16, а может быть и даже пласта Ю17.
К низам тюменской свиты, вблизи кровли аалена, приурочен сейсмический отражающий горизонт I-а.
К кровле тюменской свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт I-б.
По категории буримости породы относятся к III нормативной пачке (твердые) и I категории по трудности отбора керна.
Келловей-верхнеюрские отложения
Верхний отдел – J2-3
По общепринятой шкале юрской системы верхняя юра расчленена на три яруса и стратиграфически подразделяется на васюганский, георгиевский и баженовский горизонты, представленные одноименными свитами. По особенностям литофациального строения келловей-верхнеюрская толща представлена осадками преимущественно морского генезиса.
Васюганская свита — (келловей-оксфорд)– J2-3 vs
Васюганская свита выделена в 1961 году В.Я. Шерихора (в разрезе Нововасюганской скважины 1-Р) из состава тюменской свиты в обьёме келловей-оксфордских ярусов верхней юры. На стратиграфическом совещании в 1967 году (г. Тюмень) васюганская свита была включена в стратиграфическую схему.
Верхняя граница свиты определена как верхи верхнего оксфорда, нижняя датируется верхами верхнего бата.
Отложения васюганской свиты по особенностям литологического строения делятся на преимущественно глинистую нижневасюганскую и песчано-глинистую верхневасюганскую подсвиты.
Верхневасюганская подсвита
Верхневасюганская подсвита выделяется в горизонт Ю-I – основной продуктивный горизонт на месторождениях Томской области. С учетом регрессивно-трансгрессивного характера строения отложения данного горизонта, в его составе выделяют три пачки: подугольную (регрессивную), межугольную (континентальную по характеру осадконакопления) и надугольную (трансгрессивную).
Подугольная пачка, осадконакопление которой обусловлено регрессией келловей-оксфордского морского бассейна, включает песчаные пласты Ю14 и Ю13, объединенные на месторождении в единый резервуар, с которым связан промышленно нефтегазоносный объект на месторождении. На Майской площади подугольная песчаная пачка составляет 20-25 м и характеризуется высокими аномалиями кривой ПС.
Межугольная пачка, характеризующая переходный этап тектонического развития осадочного бассейна от регрессии к трансгрессии (континентальное стояние), ограничена угольным пластом У1. На значительной части территории континентальная толща пород представлена пачкой переслаивающихся аргиллитов, алевролитов и песчаников с большим количеством прослоев углей и углистых аргиллитов. Отложения межугольной пачки на Майской площади присутствуют в небольшом объеме и практически по всей территории полностью заглинизированы.
Надугольная пачка, образование которой было связано с начальным этапом трансгрессии, обычно представлена песчаными пластами Ю11 и Ю12, но на Майском месторождении представлена лишь незначительным по толщине песчаным пластом Ю12. Надугольная пачка имеет тенденции к увеличению толщины по направлению от присводовой части Майского поднятия. Общая толщина свиты составляет 58-65 м.
По категории буримости породы относятся к III нормативной пачке (тверые) и I категории по трудности отбора керна.
Георгиевская свита — (кимеридж) — J3gr
Название свита получила по пос. Георгиевка, Омская область (Западная Сибирь). Свита выделена коллективом авторов в 1969 г. в разрезе Большереченской скважины 1-Р.
Георгиевская свита – отложения самых верхов оксфорда, кимериджа и нижней части волжского яруса, перекрывает васюганскую свиту и сложена аргиллитами с включением глауконита. Толщина свиты 2-7 м.
По категории буримости породы относятся к III нормативной пачке (твердые) и I категории по трудности отбора керна.
Баженовская свита — (титон-берриас) – J3 bg
Породы баженовской свиты впервые выделены в 1959 г. Ф. Г. Гурари в разрезе Тюменской опорной скважины. Свита названа по селу Баженово, Саргатский район, Омская область (Западная Сибирь).
Свита трансгрессивно, с несогласием залегает на отложениях верхневасюганской подсвиты или согласно перекрывает аргиллиты георгиевской свиты. Нижняя граница свиты проведена в нижней части волжского яруса, верхняя – в низах нижнего берриаса. Баженовская свита представлена глубоководно-морскими аргиллитами чёрного с буроватым оттенком цвета, битуминозными, плитчатыми, иногда карбонатизированными, с включениями пирита и обломками раковин белемнитов, брахиопод, пелеципод плохой сохранности. Благодаря своему повсеместному распространению на территории Томской области и низким фильтрационным свойствам, баженовская свита, совместно с глинистой толщей вышезалегающей куломзинской свиты, служит покрышкой для залежей нефти и газа в пластах горизонта Ю-I. Общая толщина свиты составляет 21-27 м.
К подошве свиты приурочен основной отражающий сейсмический горизонт II-а.
По категории буримости породы относятся к III нормативной пачке (твердые) и I категории по трудности отбора керна.
Меловая система – К
Меловая система представлена всеми своими отделами и ярусами. В ее объеме выделяется девять свит – снизу вверх: куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская.
В составе нижнемеловых отложений выделяются снизу вверх по разрезу: куломзинская, тарская, киялинская, алымская и нижняя часть покурской свиты.
Нижний отдел — К1
Куломзинская свита – (берриас+валанжин) – K1 klm
Свита согласно перекрывает верхнеюрские отложения, представлена темно-серыми слоистыми аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. Выделена З.Т. Алескеровой и Т.И. Осечко в 1957 г.
На рассматриваемой территории в нижней части разреза обособляются песчаники серые, светло-серые, как правило, мелкозернистые, часто с высоким содержанием алевритовой фракции, местами известковистые, преимущественно линзообразной формы. Эта часть разреза выделена в самостоятельную пачку, получившую название ачимовской. Относящиеся к ней песчаные пласты, в силу клиноформного характера строения данной толщи, проиндексированы как Б16-20. Толщина свиты составляет 296 – 301 м.
К кровле куломзинской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт II-б.
По категории буримости породы относятся к III нормативной пачке (твердые) и I категории по трудности отбора керна.
Тарская свита — (валанжин) – K1 tr
Стратотип выделен в опорной скважине в районе города Тара, Омская область, Ростовцевым Н.Н. в 1955 г.
Свита представлена песчаниками светло-серыми, серыми, иногда зеленовато-серыми, мелко- и среднезернистыми, в отдельных случаях известковыми, плотными, чаще слабо сцементированным глинистым цементом. В пределах свиты выделяются песчаные пласты Б12-Б8, наибольший интерес из которых представляет пласт Б10. Песчаники чередуются с подчиненными прослоями серых, иногда зеленоватых аргиллитоподобных глин и алевролитов. Толщина свиты составляет 83-88 м.
К подошве тарской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт II-б.
По категории буримости породы относятся к II нормативной пачке (средние) и I категории по трудности отбора керна.
Киялинская свита — (готеррив-баррем) – K1 kl
Стратотип выделен в скважине у станции Киялы, Кокчетавская область (Центральный Казахстан), Богдановичем А.К. в 1944 г.
Киялинская свита представлена неравномерно переслаивающейся толщей глин, алевролитов и песчаников. Песчаные пласты относятся к группам Б и А. Их толщины не выдержаны по площади и изменяются в широких пределах. Толщина свиты составляет 533-566 м.
К кровле киялинской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт III-б. К верхам киялинской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт III-а.
По категории буримости породы относятся к II нормативной пачке (средние).
Алымская свита — (нижний апт) – K1 al
Свита получила название по деревне Алымка, Тюменская область и была выделена коллективом авторов в 1969 г.
Отложения киялинской свиты согласно перекрываются морскими отложениями алымской свиты, представленными в нижней части песчаным пластом А1, в верхней — аргиллитоподобными глинами кошайской пачки.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, различной крепости. Глины темно-серые, плотные, с остатками фораминифер, иногда плитчатые, участками алевритистые с горизонтальной и косой слоистостью. Толщина свиты 46 – 64 м.
По категории буримости породы относятся к II нормативной пачке (средние).
Нижний-верхний отдел (К1-2)
Покурская свита — (апт+альб+сеноман) — К1-2 pk
Свита выделена в опорной скважине Ростовцевым Н.Н. в 1956 г. и получила название по селу Покурка, Ханты-Мансийский автономный округ.
Покурская свита, сложенная переслаивающейся толщей глин, алевролитов, песчаников является наиболее мощной в меловой системе. Песчаные пласты относятся к группе ПК (ПК1 — ПК20). В разрезе разведочных скважин по данным ГИС прослеживаются все пласты группы, толщина которых меняется от 2 м до 52 м. Общая толщина пород покурской свиты достигает 945 м.
К кровле покурской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IV-а. К подошве свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт III.
В основании покурской свиты по пачке глин проведена граница между нижним и верхним мелом.
По категории буримости породы относятся к II нормативной пачке (средние).
Верхний отдел – К2
Кузнецовская свита – (турон) – К2 kz
Свита выделена в скважине, расположенной в районе села Кузнецово, река Тавда, Свердловская область, Ростовцевым Н.Н. в 1951 г.
Кузнецовская свита формировалась уже в условиях морского бассейна и сложена глинами с остатками морской фауны и включениями пирита. Толщина свиты составляет 25 м.
К подошве кузнецовской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IV-б.
По категории буримости породы относятся к I нормативной пачке (мягкие).
Ипатовская свита — (коньяк-сантон-кампан) — К2 ip
Свита выделена в разрезе скважины в поселке Ипатово, Новосибирская область, Ростовцевым Н. Н. в 1955 г.
Ипатовская свита представлена песчано-алевролитовой толщей с подчинёнными прослоями глин. В переслаивающейся толще иногда встречаются глауконитовые песчаники и включения пирита. Толщина свиты составляет 91 м.
К кровле ипатовской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IV-в.
По категории буримости породы относятся к I нормативной пачке (мягкие).
Славгородская свита — (верхний турон-компан) — К2 sl
Свита выделена в разрезе опорной скважины – город Славгород, Алтайский край, Ростовцевым Н.Н. в 1954 г.
Славгородская свита сложена глинами с редкими прослойками песчаников и алевролитов. Толщина свиты составляет 49 м.
К подошве славгородской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IV-в.
По категории буримости породы относятся к I нормативной пачке (мягкие).
Ганькинская свита — (маастрих) — К2 gn
Свита выделена в разрезе скважин в посёлке Ганькино, Северный Казахстан, Богдановичем А.К. в 1944 г
Ганькинская свита завершает разрез меловой системы. Она также сложена глинистыми породами с тонкими прослойками песков и алевритов. Толщина свиты составляет 146 м.
К подошве ганькинской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IV-г.
По категории буримости породы относятся к I нормативной пачке (мягкие).
Кайнозойская эратема – KZ
Палеогеновая система – Р
Палеогеновые отложения представлены преимущественно глубоководными морскими глинистыми породами – тонкоотмученными темно-серыми до черных, зеленовато-серыми, плотными, вязкими, жирными на ощупь глинами, иногда с тонкими линзочками алевритов и тонкозернистых песков, опоковидными глинами с прослоями опок.
Морские отложения подразделяются на три свиты – талицкую (палеоцен), люлинворскую (эоцен) и чеганскую (верхний эоцен — нижний олигоцен). Верхняя часть палеогеновых отложений представлена нерасчлененной толщей континентального генезиса песчано-глинистых пород некрасовской серии (средний + верхний олигоцен).
По категории буримости породы палеогеновых отложений относятся к I нормативной пачке (мягкие).
Талицкая свита — (палеоцен) – P tl
Свита сложена глинами темно-серыми до черных, плотными, участками вязкими, жирными на ощупь, иногда алевритистыми, с пропластками и присыпками алевритов и песков мелкозернистых, кварц-полевошпато-глауконитовых, с включениями пирита.
К подошве талицкой свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт V-а.
Люлинворская свита — (эоцен) — P ll
Свита сложена глинами зеленовато-серыми, желто-зелеными, жирными на ощупь, в нижней части – опоковидными, местами переходящими в опоки. В глинах встречаются прослойки серых слюдистых алевритов и разнозернистых кварц-глауконитовых песков и слабосцементированных песчаников.
Чеганская свита — (верхний эоцен + нижний олигоцен) – P 2-3 čq
Свита представлена глинами голубовато-зелеными, зеленовато-серыми, плотными, с гнездами, присыпками и линзовидными прослойками песков серых кварцевых и кварц-полевошпатовых, разнозернистых и алевритов.
Некрасовская серия — (средний + верхний олигоцен) – P2-3 at
Серия сложена песками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, кварцевыми и кварц-полевошпатовыми, иногда уплотненными, с подчиненными прослоями глин.
Четвертичные отложения
Четвертичные отложения представлены толщей переслаивающихся супесей, суглинков, песков и глин, перекрытых почвенно-растительным слоем. Общая толщина отложений достигает 20-30 м.
2.2. Тектоника
Фундамент Западно-Сибирской плиты (ЗСП) представляет гетерогенное складчато-глыбовое сооружение, отдельные части которого представлены структурами, сформировавшимися в завершающие фазы байкальского, салаирского, каледонского и герцинского циклов тектогенеза. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяется несколько крупных разновозрастных блоков [8].
Лицензионный участок 70 расположен в юго-восточной части Центральной Западно-Сибирской складчатой системы, время консолидации определяется как герцинское, что подтверждается возрастом пород и их составом. В плане Западно-Сибирская складчатая система представляет собой ряд субпараллельных антиклинорных зон, разделённых межгорными прогибами и внутренними впадинами. Эта складчатая система герцинид заложилась в девоне и развивалась по инверсионной схеме.
Кроме герцинских структурно-формационных зон в фундаменте Западно-Сибирской складчатой системы выделяется ряд срединных массивов и небольших блоков более древних складчатых систем. Наиболее крупным из срединных массивов является Межовский. Срединный массив состоит из основания с байкальским возрастом складчатости и перекрывающих его осадочных формаций нижнего и среднего палеозоя. Системой разломов массив разбит на ряд блоков, которые испытали разно амплитудные вертикальные перемещения. Наибольшее вертикальное смещение произошло вдоль Фестивального глубинного разлома, где на доюрскую поверхность выведены формации основания массива с серпентинизированными телами ультрабазитов.
Чехол образует палеозойскую впадину, формационный ряд, которой идентичен силур-девонским отложениям. Осадочные отложения, слагающие покров Нюрольского погруженного блока, вскрыты многими скважинами на Водораздельной, Елей-Игайской, Майской и других площадях. Среди карбонатов здесь развиты в подчинённых количествах основные эффузивы.
Лицензионный участок 70 согласно «Тектонической карте фундамента Западно-Сибирской провинции» (ред. Конторович А.Э., 1975 г.) расположен в пределах Нюрольского опущенного блока Межовского срединного массива, в западной части которого проходит Колтогорско-Уренгойский грабен-рифт (приложение 3).
Данные структурные зоны представляют собой расщелины на всю мощность земной коры заполненные базитами, и только их верхняя часть сложена вулканогенно-осадочными и осадочными образованиями.
В изучаемом районе, области байкальской складчатости переработаны герцинским тектогенезом.
Структурно-формационные зоны фундамента в результате унаследованных движений в течение мезозоя и кайнозоя создавали конседиментационные структуры в платформенном мезо-кайнозойском чехле, в котором сформировались зоны поднятий и зоны прогибов.
Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла Томской области» (ред. Старосельцев В.С, 1995 г.) район лицензионного участка 70 приурочен к Нюрольской впадине, осложненной структурами II порядка, северо-западная часть охватывает Кулан-Игольскую, восточная – Тамратскую котловины. В юго-восточной части район приурочен к северо-западной периклинали Лавровского наклонного вала.
Дизъюнктивные нарушения играют существенную роль в формировании тектонического облика района и, соответственно, в формировании залежей углеводородов. В районе лицензионных участков можно выделить, как и на всей территории Западно-Сибирской плиты, в региональном плане две основные системы нарушений: северо-западного и северо-восточного простирания. Кроме того, выделяется много мелких разноориентированных нарушений, часть из которых проникает в чехол. Эти нарушения осложняют структурные формы, формируют их мелкообломочное строение и создают условия для образования ловушек неантиклинального типа.
2.3 Сейсмогеологическая характеристика
Район работ (лицензионный участок 70-3М) по глубинным сейсмогеологическим характеристикам является, в целом, благоприятным для изучения мезозойско-кайнозойских отложений сейсморазведкой — методом отражённых волн и в модификации многократного прослеживания отражений от общих глубинных точек, в частности. Разрез отложений чехла характеризуется небольшими углами наклона литолого-стратиграфических границ, разделяющих отложения с отчётливой плотностной дифференциацией, что обусловило наличие ряда маркирующих отражающих границ.
По данным сейсмокаротажа средние скорости плавно возрастают с глубиной от 200-300 м/с в зоне малых скоростей и до 2500-2700 м/с в низах юры. Пластовые скорости также закономерно (для каждой из литологических разностей) возрастают и в юрском интервале разреза достигают 4100-4400 м/с в песчаниках и до 6000-6400 м/с в палеозойских породах.
На изучаемой территории отражающие горизонты V, IV, III, II-a, I-a, Ф2 являются реперными и имеют региональное распространение. Кроме них выделяются отражающие горизонты, имеющие локальное распространение. К ним относятся нижнемеловые отражающие горизонты, связанные с контактами песчано-алевролитовых тел и покрывающих их глинистых пластов, образующихся при боковом заполнении глубоководного бассейна. Горизонты имеют ограниченное распространение вследствие регионального наклона с востока на запад. Горизонты групп V, IV, III не являются целевыми, и построения по ним не проводились.
Отражающий горизонт II-а, приуроченный к подошве битуминозных аргиллитов баженовской свиты, возникновение которой связано с периодом верхнеюрской трансгрессии, является регионально опорным и наиболее устойчивым в пределах западной части Томской области. Однако непосредственно на Майской площади из-за интерференции с отложениями георгиевской свиты и угольными пластами васюганской свиты в условиях резко сокращенной мощности надугольной пачки волна II-a прослеживается неуверенно и приобретает «стандартную» прослеживаемость и выразительность в стороне от Майского поднятия на его склонах как первая, наиболее динамически выраженная в разрезе юрских отложений, положительная фаза. В связи с этим более уверенно на площади работ прослеживается отражающий горизонт, связанный с кровлей баженовской свиты – горизонт Б, прослеживаемый по отрицательной фазе по всей территории уверенно и однозначно.
Также было прослежено еще 2 отражающих горизонта, связанных с отложениями верхней юры – васюганской свиты. Это отражающий горизонт Ю13, связанный с кровельной частью продуктивного на месторождении песчаного пласта Ю13-4 и горизонт Ю12, связанный с подошвенной частью надугольной пачки васюганской свиты. Первый прослеживается по первой положительной фазе цуга положительных колебаний, следующих за отражением II-a. Отражение интерференционное, разной степени выраженности. Второй отражающий горизонт Ю12 прослеживается по отрицательной фазе, следующей за отражением II-a, и появляется в основном в северо-восточной части площади работ в области увеличенных толщин надугольной пачки васюганской свиты.
Из нижнемеловых отражающих горизонтов прослежен только II-b, связанный наиболее тесно с основным песчаным пластом этого интервала Б10. Горизонт прослежен по отрицательной фазе, прослеживающейся в центральной части территории работ. Это связано с тем, что верхняя часть песчаного пласта Б10 характеризуется пониженной акустической жесткостью относительно вмещающих пород. В связи с сохраняющимся клиноформным (хотя уже и не столь резко выраженным) характером строения этого шельфового пласта к востоку и западу от центральной части территории выразительность отражения падает, и ему на смену по степени выраженности приходят соседние отражения.
2.4. Нефтегазоносность
Эксплуатационное бурение в пределах Майского месторождения были начаты в 2004-2005 г. Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты.
Песчаные пласты Ю13-4 различной толщины развиты во всех скважинах. Абсолютные отметки пласта -2525,89-2592,03 м. Толщины пласта, в пределах залежи, варьируют от 19,6 м (скв. 393) до 30,63 м (скв. 215), эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 18,1 м (скв. 396) до 9 м (скв. 568).
Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объем поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13 и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майского месторождения.
По описанию керна пласт представлен песчаниками мелкозернистыми, слабо- и крепкосцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала (приложение 6).
Испытания пласта проводились в скважинах 390, 392, 393 и 394. В скважине 390 пласт испытан в интервале 2675-2693 м (а.о. -2547,3-2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут., дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.
В скважине 392 испытана только верхняя часть пласта Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5-2666,1 м (а.о. -2536,9-2537,5 м), 2667,9-2670,3 м (а. о. -2639,3-2541,7 м), 2671,3-2673,1 м (а.о. -2542,7-2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм.
В скважине 393 испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7-2665 м (а.о. -2535,2-2534,5 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.
В скважине 394 пласт Ю13-4 вскрыт перфорацией в интервале 2794-3099 м (а.о. -2537,5-2546,8 м). В результате испытания дебит безводной нефти при свободном фонтанировании на штуцере 8 мм составил 77,6 и 197,5-203,9 м3/сут. при работе скважины с помощью ЭЦН на штуцере 14 мм.
Скважина 215 вскрыла пласт Ю13-4 в интервале перфорации 2837-2860 м (а.о. -2530,6-2552,8 м). Объект нефтенасыщенный, по результатам испытаний дебит нефти на штуцере 18 мм составил 38,9 м3/сут.
В скважине 568 испытания пласта Ю13-4 проведены в интервале 2754-2759 м (а.о. -2553,1-2558,1 м). В результате испытаний на штуцерах 2 и 4 мм получен дебит нефти 7,3 м3/сут. и 19,23 м3/сут.
Скважины 215 и 568, пробуренные в 2009 г. позволили уточнить границы категории С1 и перевести часть запасов из категории С2 в С1.
За 2007-2009 гг. на Майском месторождении было пробурено 15 добывающих скважин, по данным скважинам были получены дебиты нефти, которые в свою очередь подтвердили промышленную нефтеносность пласта Ю13-4 (таблица 2).
Таблица 2 — Результаты освоения эксплуатационных скважин
2.4.1. Подсчет запасов
В 2005 г. на Майском локальном поднятии было возобновлено глубокое бурение. В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390 была пробурена оценочная скважина 392. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю14-15 (тюменская свита) и пласте Ю13-4 (васюганская свита).
На основе структурных построений, выполненных по результатам проведенных работ, в 2006 г. был впервые выполнен подсчет запасов Майского месторождения.
Основанием для пересмотра запасов явились результаты обработки материалов полевой сейсмической съемки МОГТ-3Д, бурение одной поисково-оценочной скважины (568).
Оперативный подсчет запасов нефти проводился объемным методом [12]:
Площадь нефтеносности пласта Ю13-4, принятая в пределах подсчетной изогипсы -2562 м, составляет 19340 тыс. м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 9,93 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0,5 д.ед. Коэффициент пористости составляет 0,15 д.ед. Пересчетный коэффициент 0,84 д.ед. Плотность нефти принята равной 0,83 г/см3. Коэффициент нефтеизвлечения принят на уровне 0,441.
Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти пласта Ю13-4 по категории С1 составили 10040/4428 тыс. т нефти (протокол 18/10-ПР от 20.01.2010 г.).
2.4.2. Физико-химические свойства пластового флюида
Нефть пласта Ю13-4 Майского месторождения охарактеризована тремя глубинными пробами нефти скважин 102 и 205, шестью поверхностными пробами нефти скважин 102, 204, 392, 393, 394. Было отобрано 2 поверхностные пробы газа из скважин 392, 394. Так же было отобрано две поверхностных пробы газа.
В скважине 102 из трех проб идентичными оказались две пробы (2 и 3), в скважине 205 из трех проб нефти качественной оказалась только одна, две пробы нефти были забракованы из-за низкого давления в пробоотборнике и повреждения уплотнительного кольца.
Исследование физических свойств пластовой нефти проводились на лабораторной установке высокого давления УТИПН-1 по комплексам А, Б, В предусмотренным ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовые исследования пластовых флюидов и разгазированной нефти». Полный расчет состава пластовой нефти выполнен методом материального баланса на основе экспериментальных данных компонентного состава нефтяного газа, разгазированной нефти и величины газосодержания.
Эксперименты по стандартному разгазированию проводились на двух режимах: при пластовой температуре в бомбе и температуре 20оС. При обоих режимах температура сепаратора поддерживалась равной 20оС.
Ступенчатое разгазирование проводилось при условиях, рекомендованных в РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».
Для выявления зависимостей параметров пластовых флюидов от давления и температуры проводилось дифференциальное разгазирование глубинных проб нефти.
После стандартной и ступенчатой сепарации определялись физико-химические характеристики нефти и газа и их компонентный состав.
В таблице 3 приведены физико-химические свойства нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения.
Таблица 3 — Свойства пластовой нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения
Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину) Хлоркальциевый
Количество исследованных проб (скважин) 3 (2)
По утвержденным в ГКЗ временным требованиям к изучению и подсчету запасов попутных вод нефтяных и газонефтяных месторождений, как источника минерального сырья, пластовые воды представляют промышленный интерес в качестве источника минерального сырья при ожидаемой попутной добыче их на одном месторождении в количестве не менее 250 тыс. м3 и при ориентировочном уровне содержания компонентов (мг/л), превышающем: для йода – 10, брома – 200, бора –250, лития –10, рубидия –3, цезия – 0,5, стронция – 300, германия – 0,05, вольфрама – 0,03, калия – 1000, магния – 500. Как видно из таблицы 2.3.2.4 пластовая вода пласта Ю13-4 Майского месторождения не представляет промышленного интереса в качестве источника минерального сырья.
2.5. Гидрогеология
Район работ расположен в пределах Западно-Сибирского артезианского бассейна и Среднеобского бассейна второго порядка, согласно районированию, принятому в монографии «Гидрогеология СССР» (том 16).
Особенностью района является его приуроченность к зоне гумидного климата, полосе избыточного и весьма избыточного увлажнения, что определяет основные черты формирования ресурсов и химического состава подземных вод.
Гидрогеологический разрез района расчленяется на 5 водоносных комплекса:
1. Палеоген — четвертичный.
2. Верхнемеловой (покурская свита).
3. Нижнемеловой (алымская, киялинская, тарская и куломзинская свиты).
4. Юрский (васюганская, тюменская свиты).
5. Доюрский.
Проведенные исследования показали, что принятое стратиграфическое расчленение водоносных комплексов весьма условно. Ряд исследователей объединяют в один водоносный комплекс отложения юры и палеозоя, в силу невыдержанности водоупора между ними.
Толщами, изолирующими водоносные комплексы друг от друга, являются:
1. Палеоген — верхнемеловая толща, включающая чеганскую, люлинворскую, ганькинскую и славгородскую свиты;
2. Нижнемеловая толща, в которую входят отложения кошайской пачки, баженовской и куломзинской свит.
Выделяемые водоупоры сложены глинисто-аргиллитовыми породами.
1. Палеоген-четвертичный водоносный комплекс
Водоносный горизонт приурочен к озёрно-болотным, пойменным, аллювиальным и озёрно-аллювиальным отложениям четвертичного возраста и прибрежно-морским отложениям новомихайловской, атлымской и чеганской свит. Вмещающими являются песчано-гравийные и песчаные образования.
Воды четвертичных отложений безнапорные, иногда с местным, локальным напором, имеют гидрокарбонатно-кальциево-магниевый состав, иногда загрязнены, с минерализацией 0,12-0,79 г/л.
Воды палеогеновой системы пресные, гидрокарбонатно-кальциево-магниевые с минерализацией 0,2-0,4 г/л.
Питание комплекса — атмосферное, разгрузка приурочена к долинам рек.
2. Верхнемеловой (сеноман-аптский) водоносный комплекс
Комплекс представляет собой значительную по величине, водонасыщенную, преимущественно песчаную толщу, входящую в состав покурской свиты. Верхним водоупором являются глины кузнецовской свиты. Кровля комплекса находится на относительной глубине 670,0-700,0 метров, подошва приурочена к глинистым образованиям кошайской пачки (алымской свиты), залегающей на относительных отметках 1360,0-1370,0 м.
Эффективная суммарная толщина комплекса в рассматриваемом районе составляет 200 и более метров.
Фильтрационные свойства отложений по данным региональных исследований таковы: пористость – 40%, проницаемость до десятков Дарси.
Воды имеют состав от гидрокарбонатно-кальциевого до хлоридно-кальциевого с минерализацией от 4 г/л в кровле до 16 г/л в подошве комплекса.
Питание подземных вод осуществляется в краевых частях артезианского бассейна, разгрузка – в центральных и северных его частях.
На разрабатываемых месторождениях Томской области воды покурской свиты используются для закачки с целью искусственного поддержания пластового давления.
3. Нижнемеловой водоносный комплекс
Представлен отложениями алымской, вартовской, тарской и куломзинской свит. Водоупорной кровлей являются отложения кошайской пачки. Подстилается комплекс аргиллитами куломзинской свиты. Залегает комплекс на глубине от 1400,0-1430,0 м до 1900,0-1980,0 м.
Отложения комплекса значительно менее водообильны по сравнению с вышележащими осадками покурской свиты. Ввиду разнообразия морфологии резервуаров водоносные горизонты плохо выдержаны как по площади, так и в разрезе. Воды хлор-кальциевые, с минерализацией 18,8-20,5 г/л. Проницаемость составляет 60-80 мД. Максимальный расчетный суточный дебит скважин составляет 55 м3/сут.
Воды комплекса напорные. Статистический уровень по региональным замерам устанавливается на отметке +100 м.
Питание водоносного комплекса осуществляется в краевых частях бассейна, разгрузка — в центральных и северных.
4. Юрский водоносный комплекс
Включает отложения васюганской и тюменской свит. Водоупор кровли комплекса находится на глубине 2600,0-2700,0 м и представлен аргиллитами. Водоупор в его подошвенной части приурочен к аргиллитовым пачкам низов тюменской свиты. Подошвенный водоупор не выдержан как по простиранию, так и в разрезе.
Юрский водоносный комплекс имеет следующие особенности:
1. Более высокую гидродинамическую закрытость недр по сравнению с вышележащими комплексами;
2. Менее значительную водообильность пород, связанную с ухудшением коллекторских свойств и невыдержанностью песчаных пластов, особенно в отложениях тюменской свиты.
Наиболее полные сведения имеются по верхней части комплекса (отложения васюганской свиты), так как к ней приурочены месторождения нефти.
Воды газонасыщенные, газосодержание колеблется в пределах 1,1-2,8 м3/м3. По составу воды хлоридно-кальциевые, с минерализацией 34,7 г/л.
Питание комплекса осуществляется в районах горного обрамления Западно-Сибирской плиты, разгрузка в северных акваториях.
5. Доюрский водоносный комплекс
Доюрский водоносный комплекс приурочен к верхней части образований складчатого палеозоя. Его кровельным водоупором является аргиллитовая пачка низов тюменской свиты. Комплекс характеризуется низкой водообильностью за исключением зон повышенной трещиноватости горных пород.
Воды имеют повышенную минерализацию, до 68 г/л, их состав хлоридно-кальциевый.
Специальных исследований по геокриологии в районе описываемого месторождения не проводилось. По данным бурения поисковых скважин в пределах Майского месторождения многолетнемерзлых пород не установлено.
При бурении и опробовании скважин производился отбор проб воды, свойства воды показаны в таблице 6.
III СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
3.1. Краткая характеристика модели залежи нефти пласта Ю13-4 на Майском месторождении
Коллекторские свойства продуктивных пластов определялись по лабораторным исследованиям кернового материала, по материалам геофизических исследований, а также по результатам гидродинамических исследований скважин (проницаемость). Количество определений параметров, их средние значения и интервалы изменения приведены в таблице 3.1.1.
Таблица 3.1.1 — Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности Майского месторождения
Лабораторные исследования по определению коллекторских свойств были проведены по скв. 390, 392, 393, 397. В соответствии с таблицей 3.1.1 по пласту Ю13-4 сделано 283 определений пористости и проницаемости, 45 начальной нефтенасыщенности.
Среднее значение проницаемости составило 7,8 мкм2•10-3 и изменяется от 0,45-15,5 мкм2•10-3 м.
Открытая пористость варьирует в пределах 12,0-18,0 %, среднее значение составляет 14,8 %.
Начальная нефтенасыщенность по пласту в среднем составила 47,8 %.
По промыслово-геофизическим данным среднее значение проницаемости составило 8,0 мкм2•10-3 интервал изменений 1,2-13,2 мкм2•10-3.
Средний коэффициент открытой пористости равен 15,0 %, изменяется от 12,5 до 18,0 %.
Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности составил 45,9 % и изменяется в интервале 30,0-72,6 %.
Проницаемость пласта Ю13-4 по результатам гидродинамических исследований трех скважин составила 13,6 мкм2•10-3 и изменяется в интервале от 3,8 до 19,2 мкм2•10-3.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Майского месторождения приведена в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2 — Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Ю13-4 Майского месторождения
3.2 Литолого-фациальный анализ формирования песчаников пласта Ю13-4 на Майском нефтяном месторождении
В основе литолого-фациального анализа лежит процесс анализа всей совокупности геолого-геофизической информации, предусматривающий моделирование условий формирования и фильтрационных возможностей песчаных резервуаров, исходя из представлений об их внутренней структуре. Предполагается описание неоднородностей резервуара, обусловленных литологическими особенностями пласта и проявляющихся как в его внешних, так и внутренних свойствах. Внешние свойства отражают фациальную неоднородность строения коллектора, формирование которого связано, как правило, с конкретными обстановками осадконакопления. Каждая обстановка имеет свое пространственное развитие, где ФЕС коллектора могут быть охарактеризованы индивидуальной зависимостью пористости и проницаемости. Границам раздела фациальных обстановок свойственно формирование непроницаемых барьеров, представленных прослоями глин и карбонатизированных песчаников, выполняющих роль фронтальных экранов для залежей нефти и газа. К внешним свойствам коллектора можно отнести его макрофильтрационную неоднородность по разрезу и площади. В разрезах это отражается в последовательном увеличении или уменьшении гранулометрических разностей, влияющих на проницаемость, от подошвы к кровле пласта, либо в однородном, градационном, распределении зернистости.
Каждой фациальной обстановке свойственна своя последовательность гранулометрического распределения по разрезу, влияющая на положение и величину интервала притока углеводородов в объеме коллектора.
Внутренние свойства пласта проявляются в его текстурных особенностях, формирующих микрофильтрационную неоднородность коллектора и характеризующих неравномерность притока углеводородов в скважину по площади.
Модель резервуара с учетом его литолого-фациальной структуры строится по данным геофизических исследований скважин (ГИС), исследований керна.
Классический разрез келловей-оксфордских отложений в западных районах Томской области, представлен васюганской свитой, формирование которой происходило преимущественно в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях. В восточном направлении морские отложения васюганской свиты замещаются преимущественно континентальными осадками наунакской свиты (приложение 10, 11).
Учитывая, что смена условий формирования келловей-оксфордских отложений происходила постепенно, можно предполагать, что рассматриваемый район находится в «переходной» зоне, где существовали полифациальные обстановки, среди которых отмечались прибрежно-морские, мелководно-морские, прибрежно-континентальные и континентальные (васюганская и наунакская свиты).
Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объем поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13 и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майского месторождения.
Васюганская свита на юго-востоке Западной Сибири трансгрессивно залегает на континентальных отложениях тюменской свиты. По литологическому составу васюганская свита разделена на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижневасюганская подсвита представлена аргиллитами с немногочисленными прослоями песчаников и алевролитов. Толщина нижневасюганской подсвиты, как правило, составляет 30-40 м, в наиболее погруженных участках палеорельефа достигая отметок 55-60 м.
Верхневасюганская подсвита представлена толщей переслаивающихся песчаников, аргиллитов и алевролитов с прослоями углей и углистых аргиллитов. Полный разрез верхневасюганской подсвиты содержит 4-5 песчаных пластов, совокупность которых формирует на юго-востоке Западной Сибири регионально-нефтегазоносный горизонт Ю1.
Наличие регрессивного и трансгрессивного циклов осадконакопления в эпоху формирования верхневасюганской подсвиты позволяет выделить в ее составе две пачки — подугольную и надугольную.
Разрез подугольной пачки представлен регрессивными песчаными пластами Ю13, Ю14 [14].
Максимуму регрессивного цикла осадконакопления отвечает регионально-выдержанный угольный пласт У1, формирование которого происходило в континентальных условиях. На значительной части территории Западной Сибири континентальная толща пород представлена не одним угольным пластом, а пачкой переслаивающихся аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей и углистых аргиллитов. Последняя получила название межугольной пачки.
Надугольная пачка залегает между угольным пластом У1 (межугольной пачкой) и подошвой георгиевской свиты или, в случае отсутствия последней, подошвой баженовской свиты. В подошве георгиевской свиты встречаются прослои алевролитов и аргиллитов, обогащенные глауконитом с обломками раковин двустворчатых моллюсков, ростров белемнитов. Разрез надугольной пачки, как правило, содержит песчаные пласты Ю12, Ю11, формирование которых происходило в полифациальных условиях.
3.3. Фильтрационно-емкостные свойства песчаников пласта Ю13-4
Для изучения фильтрационно-емкостных свойств пород продуктивных пластов использовался фактический материал, полученный в процессе поисково-разведочных работ и эксплуатационного бурения на месторождении.
Весь объём изучения коллекторских свойств проводился в лаборатории физики пласта института ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».
3.3.1 Фильтрационно-емкостные свойства по керну
С отбором керна на месторождении пробурено 6 скважин. Проходка с отбором составила 594,4 м, вынос керна 476,0 м (80,1 %).
Керн, отобранный из скважин 215 и 228, в настоящее время находится на исследовании.
По продуктивной части пласта Ю13-4 пройдено 105,2 м, вынос керна составляет 90,9 м. Освещенность керном продуктивной части составляет 62,0% (таблица 3.3.1.1.).
По нефтенасыщенной части пласта сделано 284 определения пористости, 283 определения проницаемости и 45 определений остаточной воды.
Таблица 3.3.1.1 — Отбор и вынос керна по скважинам объекта Ю13-4 Майского месторождения
Лабораторные исследования коллекторских и петрофизических свойств пород, порометрических исследований, фазовых проницаемостей, остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения были проведены по скважинам 390, 392, 393, 397 и 568.
На выявленных классах коллекторов объектов Ю13-4 проведено исследование параметрических характеристик методом полупроницаемых мембран, определение остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения нефти водой. Проведены опыты по определению фазовых проницаемостей для нефти и воды.
В таблице 3.3.1.2 приведены показатели исследований по пористости, проницаемости, водоудерживающей способности по данным стандартных исследований керна и эффективной мощности пластов.
Степень охарактеризованности керном Майского месторождения удовлетворительна.
Таблица 3.3.1.2
Стандартные исследования керна из разведочных скважин Майского месторождения
3.3.2. Фильтрационно-емкостные свойства по ГИС
Общий фонд скважин объекта Ю13-4 составил 33 скважины, в том числе 7 поисковых и поисково-оценочных скважин и 26 эксплуатационных скважин.
Бурение скважин проводилось долотом диаметром 0,190 м и 0,216 м. Все исследованные скважины пробурены с помощью глинистого раствора на водяной основе, параметры промывочной жидкости соответствуют проектным. Удельное сопротивление промывочной жидкости в интервале исследования меняется от 2,1 Ом•м до 3,4 Ом•м при бурении васюганской свиты и 1,7-1,9 Ом•м при бурении тюменской свиты.
Комплекс ГИС в продуктивной части разреза представлен в полном объеме по скважинам 390, 391, 392, 393, по скважинам 394, 395, 396, 397, 215 и 568 сделан ВИКИЗ, ГК, БК. По эксплуатационным скважинам комплекс ГИС выполнен не в полном объеме.
Проведенный комплекс исследований позволяет проводить корреляцию изучаемого разреза, выделять породы-коллекторы, определять: характер насыщения пластов, проводить оценку емкостных и фильтрационных свойств коллекторов.
В скважинах 102 и 392 был проведен полный гидрогеохимический анализ проб воды пласта Ю13-4. В среднем минерализация пластовой воды пласта Ю13-4 составила 34,7 г/л, в среднем удельное сопротивление пластовой воды составило 0,076 Ом•м, температура пласта 85оС.
По литолого-минералогическому составу юрские отложения (горизонт Ю-I) Майского месторождения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, сильно глинистыми, однородными, алевролитами, аргиллитами, углями и плотными известковистыми песчаниками.
Коллекторами продуктивных пластов являются песчаники и алевролиты.
3.3.2.1. Определение коэффициента пористости
Оценка коэффициента пористости проводилась:
— по ГГК;
— по акустическому каротажу;
— по αпс.
Для низкопроницаемых коллекторов, как правило, представленных песчаниками карбонатно-глинистыми, песчано-глинистыми и глинисто-карбонатными, определение пористости корректнее проводить несколькими методами. Для построения геологической модели необходима поточечная интерпретация пористости. Оценка коэффициента пористости по водородосодержанию получилась завышенная, поэтому использовалась пористость, подсчитанная по гамма-каротажу, через αпс (рисунок 3.3.2.1.1).
Рисунок 3.3.2.1.1 Зависимость типа Кп=f(αпс)
для продуктивных пластов юрского возраста
3.3.2.2. Определение коэффициента проницаемости
Определение коэффициента проницаемости проводилось по зависимостям, определенным по данным лабораторных исследований керна, отобранного из скважин Майского месторождения и по данным ГИС.
На основе определений пористости и проницаемости, полученных по лабораторным исследованиям керна, по пласту Ю13-4 были построены зависимости абсолютной проницаемости от открытой пористости для нефтенасыщенной и водонасыщенной части коллектора (рисунки 3.3.2.2.1 – 3.3.2.2.2).
— зависимость для кровельной части пласта Ю13-4
— зависимость для подошвенной части пласта Ю13-4
Рисунок 3.3.2.2.1 Зависимость проницаемости от пористости
для нефтенасыщенной части пласта Ю13-4
Рисунок 3.3.2.2.2 Зависимость проницаемости от пористости
для подошвенной части пласта Ю13-4
В построенной трехмерной модели значения пористости и проницаемости в ячейках, через которые проведены пробуренные поисковые и эксплуатационные скважины, идентичны значениям, полученным по петрофизическим зависимостям при интерпретации ГИС. Распределение этих параметров проведено с использованием модуля стохастического моделирования petrophysical modeling (рисунки 3.3.2.2.3 – 3.3.2.2.4).
Рисунок 3.3.2.2.3 Значения пористости
пласта Ю13-4 Майского месторождения
Рисунок 3.3.2.2.4 Значения проницаемости
пласта Ю13-4 Майского месторождения
3.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства по ГДИС
В процессе разработки Майского месторождения проводился следующий комплекс гидродинамических исследований скважин:
• замеры пластовых, забойных давлений и температур;
• определение продуктивности пласта Ю13-4;
• замеры фильтрационных параметров пласта;
• исследования профилей притока и приемистости;
Кроме перечисленных исследований, во всех скважинах в период освоения проводились геофизические исследования по определению коллекторских свойств пласта.
Поисковые работы в пределах Майского месторождения были начаты в 1971 г. бурением скважины 390.
Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями тюменской (пласт Ю14-16) и васюганской свит (пласт Ю13-4).
Песчаные пласты Ю13-4 различной толщины развиты во всех скважинах. Абсолютные отметки пласта -2525,89-2592,03 м. Толщины пласта, в пределах залежи, варьируют от 19,6 м (скв. 393) до 30,63 м (скв. 215), эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 18,1 м (скв. 396) до 9 м (скв. 568).
Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объем поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13 и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майского месторождения.
По описанию керна пласт представлен песчаниками мелкозернистыми, средне- и крепкосцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.
Испытания пласта проводились в скважинах 390, 392, 393 и 394. В скважине 390 пласт испытан в интервале 2675-2693 м (а.о. -2547,3-2565,3 м). Перфорацией вскрыты нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут., дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.
В скважине 392 испытана только верхняя часть пласта Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5-2666,1 м (а.о. -2536,9-2537,5 м), 2667,9-2670,3 м (а.о. -2639,3-2541,7 м), 2671,3-2673,1 м (а.о. -2542,7-2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм.
В скважине 393 испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7-2665 м (а.о. -2535,2-2534,5 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.
В скважине 394 пласт Ю13-4 вскрыт перфорацией в интервале 2794-3099 м (а.о. -2537,5-2546,8 м). В результате испытания дебит безводной нефти при свободном фонтанировании на штуцере 8 мм составил 77,6 м3/сут. и при работе скважины с помощью ЭЦН на штуцере 14 мм — 197,5-203,9 м3/сут.
Скважина 215 вскрыла пласт Ю13-4 в интервале перфорации 2837-2860 м (а.о. -2530,6-2552,8 м). Объект нефтенасыщенный, по результатам испытаний дебит нефти на штуцере 18 мм составил 38,9 м3/сут.
В скважине 568 испытания пласта Ю13-4 проведены в интервале 2754-2759 м (а.о. -2553,1-2558,1 м). В результате испытаний на штуцерах 2 и 4 мм получен дебит нефти 7,3 м3/сут. и 19,23 м3/сут.
Результаты гидродинамических исследований скважин приведены в таблице 3.3.3.2.
Таблица 3.3.3.2 — Результаты гидродинамических исследований скважин Майского месторождения
Основываясь на вышеуказанных данных можно сказать, что режим залежи является упруговодонапорным.
3.5 Режим разработки залежи пласта
Все скважины на месторождения Майское эксплуатируются фонтанным и насосным способами эксплуатации. Фонтанный способ эксплуатации скважины происходит за счет энергии пласта, которая изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти.
Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины.
Значение забойного давления (27,6 МПа), определенное по отобранным глубинным пробам, превышает давление насыщения газа (8,7 МПа), поэтому не происходит интенсивного выделения газа и нефть является разгазированной.
Поисковые работы в пределах Майского месторождения были начаты в 1971 г. бурением скважины 390.
Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями тюменской (пласт Ю14-16) и васюганской свит (пласт Ю13-4). Песчаные пласты Ю13-4 различной толщины развиты во всех скважинах. Абсолютные отметки пласта -2525,89-2592,03 м. Толщины пласта, в пределах залежи, варьируют от 19,6 м (скв. 393) до 30,63 м (скв. 215), эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 18,1 м (скв. 396) до 9 м (скв. 568).
По описанию керна пласт представлен песчаниками мелкозернистыми, средне- и крепкосцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.
Испытания пласта проводились в скважинах 390, 392, 393 и 394. В скважине 390 пласт испытан в интервале 2675-2693 м (а.о. -2547,3-2565,3 м). Перфорацией вскрыты нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут., дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.
В скважине 392 испытана только верхняя часть пласта Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5-2666,1 м (а.о. -2536,9-2537,5 м), 2667,9-2670,3 м (а.о. -2639,3-2541,7 м), 2671,3-2673,1 м (а.о. -2542,7-2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм.
В скважине 393 испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7-2665 м (а.о. -2535,2-2534,5 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.
В скважине 394 пласт Ю13-4 вскрыт перфорацией в интервале 2794-3099 м (а.о. -2537,5-2546,8 м). В результате испытания дебит безводной нефти при свободном фонтанировании на штуцере 8 мм составил 77,6 м3/сут. и при работе скважины с помощью ЭЦН на штуцере 14 мм — 197,5-203,9 м3/сут.
Скважина 215 вскрыла пласт Ю13-4 в интервале перфорации 2837-2860 м (а.о. -2530,6-2552,8 м). Объект нефтенасыщенный, по результатам испытаний дебит нефти на штуцере 18 мм составил 38,9 м3/сут.
В скважине 568 испытания пласта Ю13-4 проведены в интервале 2754-2759 м (а.о. -2553,1-2558,1 м). В результате испытаний на штуцерах 2 и 4 мм получен дебит нефти 7,3 м3/сут. и 19,23 м3/сут.
Одной из трудностей Майского месторождения осложняющих добычу нефти, является крайне низкая проницаемость (7,8 мкм2•10-3) пород и ввод всех добывающих скважин осуществлен с проведением на них гидроразрывов пласта. А также осложняющих добычу нефти, является парафинизация нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти. Нефть месторождения Майское характеризуется как легкая, парафинистая (5,41), малосернистая (0,405), с потенциалом светлых фракций 27,75 %. По ГОСТ РФ 51858-2002 нефть относится к 1 классу и 1 типу. Такая нефть при определенных термобарических условиях имеет тенденцию к запарафиниванию нефтепромыслового оборудования, приводящая к осложнениям при добычи.
С целью увеличения нефтедобычи проводятся следующие мероприятия:
обработка скважин горячей нефтью (ОГН) при температуре закачки 75-85 0С с использованием АДП;
механический метод парафиноочистки скважин с помощью скребка.
Заключение
Нефтяное месторождение Майское открыто в 1971 г. C 2007 г. на Майском месторождении начинается эксплуатационное бурение. Модель залежи — пластово-сводовая тектонически экранированная. ВНК находится на отметки -2562 м. ФЭС плохие, режим залежи упруговодонапорный.
Нефть месторождения Майское – средняя (плотность нефти 748,9 , кг/м3) малосернистая (содержание серы –0,405 %), среднесмолистая (содержание смол – 6,625 %), cреднепарафинистая (содержание парафина –5,41%), маловязкая с пластовой температурой 93С).
В связи с содержанием парафина необходимо выполнят ряд работ по предотвращению застывания парафина на стенки скважины. Очистка оборудования от парафиноотложений с помощью скребка дали результаты, т.к. для очистки был применен скребок соответствующего диаметра.
При эксплуатации нефтяных залежей пластовое давление заметно снижается, а при остановке скважины медленно восстанавливается. Это говорит о том, что пласт неоднородный. Поэтому необходимо эксплуатировать чадящим методом и на малом диаметре штуцера и использовать ЭЦН
Список использованной литературы
1. Зимина С.В. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие. – Томск. Изд-во ТПУ, 2003. – 175 с.
2. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А., Ланчаков Г.А., Пономарев А.И. Нефтегазопромысловая геология и геологеология. –М.: ООО «Недра-Бизнесцентр, 2006. –372 с.
3. Чоловский И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология залежей углеводородов. –М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. –680 с.
4. Ежова А.В. Литология: учебник / А.В. Ежова; Томский политехнический университет. –2-е изд. − Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. − 336 с.
5. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / под ред. Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко. –Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. –261 с.
6. Быков И.Е. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М.: Недра, 1981.
7. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981
8. Терминологический справочник. Нефтегазопромысловая геология: //Под ред. Ивановой М.М. – М.: Недра, 1983.
9. Чоловский И.П. Геологопромысловый анализ при разработке нефтяных
10. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. – М.: Нефть и газ, 2002. – 455 с.
11. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1969. – 640 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Схема изученности территории Томской области сейсморазведочными работами (МОВ, МГОТ)
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Сводный геолого-геофизический разрез по Майской площади
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Выкопировка из тектонической карты фундамента Западно-Сибирской плиты (редактор В.С.Суроков,1981 г. Томск, Томская область)
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Фрагмент тектонической карты мезозойско-кайнозойского чехла Томской области
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Структурная карта по отражающему горизонту II-а Майской площади
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Геологические разрезы по линиям I-I и II-II.
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Подсчетный план запасов нефти по пластам Майской площади
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Текущее состояние разработки по залежам Ю13-4 и Ю14-16 Майского нефтяного месторождения
ПРИЛОЖЕНИЕ 10. Принципиальная схема замещения свит юры по латерали на территории Томской области (оттенками серого показано присутствие морских прослоев или морской генезис свит – самые темные заливки)
ПРИЛОЖЕНИЕ 11. Корреляция стратиграфических подразделений Западной Сибири.
ПРИЛОЖЕНИЕ 12. Корреляционная схема по скважинам 397-393-396-390-392-568-215 пласта Ю13-4 Майского месторождения.