Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 2 )

В тектоническом плане месторождение приурочено к Тевлинскому куполу, осложняющему северо-восточную часть Сургутского свода.

Само месторождение связано с Когалымским поднятием, представляющем собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 24х10 км; Южно-Когалымским поднятием (в районе скважин 38, 44 и 45 с размерами 10х4,5 км) и тремя безымянными поднятиями, которые по отдельным горизонтам приобретают характер структурных носов. Первое из них расположено на несколько отклоняющемся к северо-востоку продолжении собственно Южно-Ягунского поднятия в районе скважины № 000 и наименее оконтурено. Второе - на северо-западе месторождения в районе скважин № 26, 50 и 24 и третье – к западу от южной оконечности Южно-Ягунского поднятия в районе скважин № 22, 153 и 37.

1.3 Геолого-физическая характеристика залежей пласта БС11-2

Пласт БС11-2 является одним из основных объектов разработки. В пределах Южно-ягунского месторождения в пласте выделено шесть залежей.

Залежь 1 приурочена к Ягунской структуре. В юго-восточной части ограничена зоной не коллектора.

Самая высокая отметка нефтенасыщенного коллектора 2303 м

(скв.№ 000). Эффективная толщина изменяется от 0 до 22 м, нефтенасыщенная достигает 19,4 м (скв.№ 000). Максимальные эффективные толщины вскрыты в северной части залежи.

Обоснование ВНК проводилось по материалам ГИС и опробывания скважин, вскрывших водоплавающую зону, с наименьшим отклонением от вертикали. Непосредственно в коллекторе уровень ВНК “подсечен” в скважинах на а. о. от -2355,4 м (скв.№ 000) до –2367,5 м (скв.№ 000). Наблюдается наклон ВНК залежи в северном направлении.

Залежь контролируется с севера, востока и запада скважинами, вскрывшими водоносный пласт, что подтверждается результатами испытания. Самая высокая отметка, с которой получен приток воды –2352 м в скважине № 000.

При расчете средних отметок “нефть-вода “ для залежи 1 получены следующие результаты : “нефть” выделена до отметки –2362 м, “вода” – с –2364 м, в среднем уровень ВНК составил –2363 м.

Залежь имеет большую водоплавающую зону (56,1% от общей площади залежи ). Залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. Размеры залежи 39,5*8,8 км, высота 60 м.

Залежь 2 вскрыта в южной части Ягунской структуры, отделена от залежи 1 зоной не коллектора. Пласт развивается в южном направлении. Эффективная толщина достигает 7,2 м (скв.№ 000р).

Эксплуатационным бурением охвачена северная часть залежи. Водоносный коллектор вскрыт скважинами № 000 и № 000 на а. ои - 2361 м. Нефтенасыщенные толщины в северной части изменяются от 0 до 2,8 м.

В южной части залежи нефтенасыщенный пласт вскрыт скважиной

№ 000р до отметки –2363 м, толщиной 3,6 м. При испытании получен приток нефти дебитом 19,3 м3/сут на 6 мм штуцере в интервале а. о.- 2359,м.

ВНК в южной части залежи принят на а. о. – 2363 м, к северу он поднимается до –2361 м (восточное крыло ) и –2360 м (западное крыло). Размеры залежи 9,5*2,8 км, высота - 13 м.

Небольшая литологически экранированная залежь 3 вскрыта скважинами № 57р и 2069. При испытании пласта в скважине № 57р (интервал а. о. –2м) получен приток воды с плёнкой нефти. По ГИС пласт нефтенасыщен до отметки –2353,7 м. Пласт опробован ниже уровня ВНК. В скважине № 000 получен приток нефти.

Залежь 4 вскрыта в пределах Южно-Ягунской структуры. Самая высокая отметка нефтенасыщенного коллектора –2322 м (скв. № 000). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7(скв. № 000) до 9,8 м (скв. № 000).

Непосредственно в коллекторе ВНК не подсечен. Самая низкая отметка “нефти” –2352,6 м, самая высокая отметка “воды” –2347,2 м. Отмечается некоторый подъем уровня ВНК к югу. При испытании пласта БС11-2 в (скв.№ 000р) получен приток воды (а. о. кровли –2346 м). Притоки воды получены в скважи-нах № 000и 1315 (а. о. кровли соответственно –2352 и –2362 м). Вода с пленкой нефти получена в скважине № 000.

Залежь имеет обширную водоплавающую зону (98,7% от общей площади залежи).

Залежь эксплуатируется рядом скважин, которые работают в основном нефтью с водой. Дебиты колеблются от 1 до 49 т/сут., процент обводненности 2-60. Она имеет размеры 8,2*8,0 км, высота –31 м.

Залежи 5 и 6 расположены в пределах Дружного поднятия. Приурочены к небольшим куполовидным поднятиям, расположенным в северной и южной частях Дружной структуры.

Залежь 5 выявлена скважиной № 000р, вскрывшей 10,4 м нефтенасыщенной толщины.

Пласт испытан до подошвы (а. о. – 2361,8 м), получен приток нефти 144,0 м3/сут. ВНК залежи принят на отметке подошвы пласта. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи 3,0*3,7 км, высота –12 м.

Залежь 6 вскрыта разведочными скважинами № 78, 82 и 83, пробуренными Главтюменгеологией и скважинами № 000 и 168, пробуренными при до разведке. При испытании пласта в скважине № 000р (интервал а. о. –2359,,4 м) получен приток воды 20 м3/сут. По ГИС пласт водонасыщен с кровли. ВНК имеет наклон с севера (-2360 м) на юг (-2364 м). Размеры залежи 6,2*3,9 км. Толщины продуктивных залежей характеризуются в итоговой таблице 1.3.

Таблица 1.3-Характеристика залежей продуктивного пласта БС11-2
Номер залежи	Тип	Размеры, км	Высота, м	Диапазон изменения ВНК, м	Принятый ВНК, м	Нефтенасыщенная толщина, м
1	ПС	39,5*8,8	60	-2355,4-2367,5	-2363	до 19,4
2	ПС	9,5*2,8	13		2361	0-2,8
3	ЛЭ	-	-		-2362	-
4	ПС	8,2*8,0	31	-2347,2-2352,6	-2350	0,7-9,8
5	ПСм	3,0*3,7	12		-2361,8	до 10,4
6	ПС	6,2*3,9	11		-2362	-
Примечание. Типы залежей: ЛЭ – литологически-экранированная; ПС - пластовая сводовая; ПС(м) – пластовая сводовая (массивная или водоплавающая)

По скважине № 000, пробуренной на растворе с нефтяной основой, водонасыщенность определена прямым методом

Информация эта практически не требует комментариев, однако следует лишь подчеркнуть несколько моментов.

1. Коллекторские свойства пластов БС10-1, БС10-2 и БС11-1а изучены практически по единичным образцам.

2. По пласту БС10-1 при малом количестве изученных образцов наличие даже единичного образца с проницаемостью 557 мкм2 привело к завышению средней проницаемости.

3. По большинству пластов (кроме БС11-2) и пористость и проницаемость образцов из водонасыщенной части несколько выше, чем из нефтенасыщенной. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 – Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

	БС10	БС11
БС10-1	БС10-2	БС11-1	БС11-2	ЮС1-1
1	2	3	4	5	6
Средняя глубина залег., м
Тип залежи	Пластово-сводовая с элементами литологического экранирования
Тип коллектора	Поровый			255634	101276
Площадь нефтеноснос-ти(В+С1/С2), тыс. м2	332010	238844	63991	13,2	15,6
Средняя общая толщина, м	5,8	8,8	11,6	5,7	3,3
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	3,1	4,3	3,2	0,22	0,16
Пористость, доли ед.	0,19	0,22	0,20	0,58	0,58
Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,47	0,56	0,47	0,109	0,012
Проницаемость (керн/ГИС), мкм2	0,033	0,161	0,038	0,499	0,515
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,605	0,403	0,52	5,6	5,77
Коэффициент расчленен-ности, доли ед.	3,48	2,49	4,89
Пластовая температура, С	72-82	75-83	81-98
Пластовое давление, МПа	22,9-23,6	23,6-24,5	27,2-30,3
Вязкость нефти в пл. усл.,мПа. с	1,35-1,81	0,74-1,08	1,34
Плотность нефти в пл. усл.,т/м3	0,777-0,799	0,731-0,774	0,758	1,190	1,280
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,133	1,126	1,136	0,43-1,15	0,33-0,58
Содержание серы в нефти, %	0,48-1,02	0,74-0,98	0,6-0,88	1,55-3,08	1,67-3,4
Содержание парафина в нефти,%	1,23-2,92	1,91-2,46	1,73-2,95	10,94
Давление насыщения нефти газом, МПа	10,42	10,19	8,45	97,9	108,0
Газосодержание нефти, м3/т	69,6	63,6	65,5

Продолжение таблицы 1.4