Анализ геологических условий разработки яунлорского месторождения

Анализ геологических условий разработки яунлорского месторождения

Яунлорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным. Нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской (пласты АС4, АС7-8, АС9, АС10), усть-балыкской (пласт БС2) и сортымской (пласты БС10/0, БС10, БС18, БС19, БС20, БС21, БС21/1, БС22) свит нижнемелового возраста, васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС1) и продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС2). На месторождении выявлена 41 залежь углеводородов в 15 продуктивных пластах, в том числе: пласт АС4 – газонасыщен, АС7-8 – нефтегазонасыщен, остальные – нефтенасыщены. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 943 м: изменяется от 1800,3 м (кровля газонасыщенного коллектора пласта АС4) до 2740,1 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2).

По величине начальных извлекаемых запасов нефти Яунлорское месторождение является крупным, по количеству и свойствам подсчётных объектов – многопластовым со сложным геологическим строением.

Авторы публикации

Рубрика

Землепользование

Журнал

Журнал «Научный лидер» выпуск # 6 (51), февраль ‘22

Поделиться

Яунлорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным. Нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской (пласты АС4, АС7-8, АС9, АС10), усть-балыкской (пласт БС2) и сортымской (пласты БС10/0, БС10, БС18, БС19, БС20, БС21, БС21/1, БС22) свит нижнемелового возраста, васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС1) и продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС2). На месторождении выявлена 41 залежь углеводородов в 15 продуктивных пластах, в том числе: пласт АС4 – газонасыщен, АС7-8 – нефтегазонасыщен, остальные – нефтенасыщены. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 943 м: изменяется от 1800,3 м (кровля газонасыщенного коллектора пласта АС4) до 2740,1 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2). [1, с. 10]

По величине начальных извлекаемых запасов нефти Яунлорское месторождение является крупным, по количеству и свойствам подсчётных объектов – многопластовым со сложным геологическим строением.

Разведанность месторождения достаточно высокая – геологические запасы категорий ВС1 составляют 264660 тыс.т или 96,2 % от суммарных по категориям. Наибольшая часть геологических запасов категорий ВС1 сосредоточена в пласте АС7-8 – 106020 тыс.т (42,1 %).

Крупная нефтегазоконденсатная залежь пласта АС7-8 приурочена к Северо-Минчимкинскому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности, имеет четыре газовые шапки, распространяется за пределы Яунлорского месторождения и объединяется без разрыва контура нефтеносности на западе с Быстринским, на востоке – с Дунаевским месторождениями.

По типу залежь является пластовой сводовой, её размеры составляют 25х15 км, высота – 62 м. Средняя отметка ВНК принята на абсолютной отметке 1903 м, ГНК – 1873 м. Характеристика толщин и неоднородности пласта АС7-8 представлена в таблице 1.

В среднем общая толщина пласта по залежи составляет 19,05 м, газонасыщенная – 6,1 м, нефтенасыщенная – 5,5 м. ФЕС пласта по данным ГИС невысокие и составляют для газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи: проницаемость – 17,4 и 18,9·10-3 мкм2, коэффициенты пористости – 0,24 и 0,25, коэффициент газонасыщенности – 0,63, коэффициент нефтенасыщенности – 0,53.

Таблица 1

Характеристика толщин, неоднородности и параметров продуктивного пласта АС7-8

Параметр

Показатели

Зоны пласта

Пласт в целом

ЧГЗ

ГНЗ

ЧНЗ

ВНЗ

Общая толщина, м

Среднее значение

18,9

18,5

18,3

20,5

19,05

Коэф. вариации, доли ед.

0,095

0,106

0,153

0,152

0,153

Интервал изменения

от

13,2

12,9

12,0

12,1

12,0

до

22,2

24,0

26,2

30,5

30,5

Эффектив. нефтенас толщина, м

Среднее значение

 - 

3,9

7,4

5,1

5,5

Коэф. вариации, доли ед.

 - 

0,544

0,257

0,426

0,434

Интервал изменения

от

 -  

0,4

1,0

0,8

0,4

до

 - 

9,0

12,4

11,3

12,4

Эффектив. газонас.  толщина, м

Среднее значение

8,6

3,7

 - 

 - 

6,1

Коэф. вариации, доли ед.

0,254

0,536

 - 

 - 

0,595

Интервал изменения

от

2,9

0,4

 -  

 -  

0,4

до

13,2

10,8

 - 

 - 

13,2

Эффектив. водонас. толщина, м

Среднее значение

 - 

 - 

 - 

3,4

3,4

Коэф.  вариации, доли ед.

 - 

 - 

 - 

0,623

0,623

Интервал изменения

от

 -  

 -  

 -  

0,4

0,4

до

 - 

 - 

 - 

12,6

12,6

Проницаемость (в прод. части), ·10-3 мкм2

Среднее значение

12,2

 22.0/10.3*

20,4

20,1

 17.4/18.9*

Коэф. вариации, доли ед.

1,691

 1.483/1.524*

1,754

1,676

 1.613/1.764*

Интервал изменения

от

0,1

 0.1/1.0*

1,0

1,0

 0.1/1.0*

до

153,1

 291.1/132.7*

387,3

312,6

 291.1/387.3*

Коэф  пористости (в прод. части), доли ед.

Среднее значение

0,22

 0.23/0.22*

0,23

0,23

0.22/0.23*

Коэф. вариации, доли ед.

0,097

 0.101/0.069*

0,081

0,082

 0.101/0.080*

Интервал изменения

от

0,17

0.17/0.20*

0,20

0,20

 0.17/0.20*

до

0,27

 0.28/0.27*

0,28

0,28

0.28/0.28*

* - в газонасыщенной части/ в нефтенасыщенной части

Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 14,2 м, в среднем составляя 2,1 м. На рисунке 1 представлен геолого-статистический разрез (ГСР), из которого видно, что песчаные пропластки с лучшими ФЕС залегают в верхней части разреза.

Геологические разрезы иллюстрируют строение пласта: на одних участках месторождения в кровле пласта АС7 присутствует монолитное песчаное тело, подошвенная часть представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов, на других песчаное тело развито в подошве толщи (пласт АС8), а верхняя часть разреза состоит из переслаивания аргиллито-алевролитовых пород. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются зоны, где присутствуют оба монолитных тела.

Рисунок 1. Геолого-статистические разрезы по пластам АС7-8 Яунлорское месторождение

На Яунлорском месторождении гидродинамические исследования (испытания), проводятся с начала разведочного бурения (с 1964 года). В зависимости от величины притока использовались разные виды исследований. При стабильном фонтанировании использовали метод установившихся отборов, фиксировалась индикаторная диаграмма КВД, после последнего максимального режима работы скважины снимали кривую восстановления давления (КВД). Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). [2, с. 25]

На основании результатов исследований скважин, обводнённости продукции которых не превышает 20 %, была проведена оценка величин проницаемости пластов.

Исследование физических свойств пластовых нефтей на образцов глубинных проб проводилось двумя методами — методом однократного разгазирования (стандартная сепарация) и методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования. С помощью стандартных процедур по сепарации и сопутствующих операций определялся основной параметр газа в газонесыщенной нефти в условиях пласта – давление насыщения газа газом, плотность и вязкость одного из основных компонентов газонасыщенной нефти в условиях пластовой среды - газовой смеси с одним из основных компонентов газонасыщенной нефтяной смеси, а также полное газосодержание в таблице 2.

Как следует из представленных данных, в пластовых условиях нефти пластов АС7-8, средней плотности или относительно тяжёлые, с повышенной и средней вязкостью (для пластов АС7-8 5.15–5,55 мПа·с), с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. На локальных купольных участках залежей газосодержание достигает максимальных значений (для пластов АС7-8, до 63–68 м3/т) при пониженной плотности дегазированной нефти. [3, с. 233]

Таблица 2

Свойства пластовой нефти Яунлорского месторождения

Параметр

Пласт АС7-8

диапазон значений

принятое значение

Пластовое давление, МПа

16,0 – 21,2

19,5

Пластовая температура, °С9*8//9

52 - 58

57

Давление насыщения, МПа

4,2 – 11,0

7,3

Газосодержание (стандартная сепарация), м3

23 - 63

36

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3

21 - 60

28

Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3

818 - 879

846

Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с

4,69 – 7,65

5,15

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4

7,5 - 11.2

9,3

Плотность растворенного газа, кг/м3, при 20°С: 

 

 

 - при однократном (стандартном) разгазировании;

0,777 - 1067

0,992

 - при дифференциальном разгазировании

0,710 – 0,868

0,801

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:

 

 

 - при однократном (стандартном) разгазировании;

861 - 891

880

 - при дифференциальном разгазировании

856 - 890

856

Объёмный коэффициент, доли ед.:

 

 

 - при однократном (стандартном) разгазировании;

1,039 – 1,130

1,073

 - при дифференциальном разгазировании

1,028 – 1,114

1,034

Пересчётный коэффициент при дифференциальном разгазировании, доли ед.

0,912 – 0,971

0,967

Количество исследованных проб (скважин)

22 (14)

В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счёт гравитационных, диффузионных и окислительных процессов. По разрезу месторождения в интервале 2000–2500 м прослеживается «классическая модель» изменения нефтей с ростом глубины: увеличивается количество светлых фракций и растворённых лёгких углеводородов, повышается содержание твёрдых парафинов, уменьшается плотность нефтей.

В условиях пласта нефть относительно высокой степени газонасыщенности (при дифференциальном разгазировании – 82–108 м3/т, при однократном – до 122 м3/т), лёгкая (775 кг/м3), маловязкая (1,15 мПа.с), с давлением насыщения значительно ниже пластового (11,2 МПа). По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть лёгкая (854 кг/м3), вязкая (8,4 мПа.с), малосмолистая и смолистая (7,69 %), парафинистая (2,93 %), сернистая (1,20 %), с выходом фракций до 300°С около 45 %.

Выводы:

1. По величине начальных извлекаемых запасов нефти Яунлорское месторождение является крупным, по количеству и свойствам подсчётных объектов – многопластовым со сложным геологическим строением.

2. Основным объектом разработки на Яунлорском месторождении является пласт АС 7-8, в котором сосредоточено 40% геологических запасов нефти.

3. По типу залежь АС 7-8 является пластовой сводовой, её размеры составляют 25х15 км, высота – 62 м. Средняя отметка ВНК принята на абсолютной отметке 1903 м, ГНК – 1873 м.

4. В пластовых условиях нефти пластов АС7-8, средней плотности или относительно тяжёлые, с повышенной и средней вязкостью (для пластов АС7-8 5.15–5,55 мПа·с), с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. Относительно высокой степени газонасыщенности (при дифференциальном разгазировании – 82–108 м3/т, при однократном – до 122 м3/т).

5. В смеси с водой нефти могут образовывать относительно стойкие и вязкие эмульсии (особенно при механизированных способах добычи), характеристика которых во многом определяется условиями образования и существования.

Список литературы

  1. Дополнение к проекту разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения / ТО «СургутНИПИнефть», Сургут, 2012. - Текст : непосредственный
  2. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153–39.0–109–01./Минэнерго России, Москва, 2002. - Текст: непосредственный
  3. Ревнивых В.А. и Юрьев А.Н. Подсчёт балансовых запасов нефти и газа Яунлорского месторождения. / ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2005. 2535с., 222ил., 96/108гр. – Текст: непосредственный

Предоставляем бесплатную справку о публикации,  препринт статьи — сразу после оплаты.

Прием материалов
c по
Размещение электронной версии
Загрузка материалов в elibrary