Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 4 )

Игольско-Таловая структура имеет сложное строение, вытянута в субширотном направлении, с северо-запада на юго-восток. Структура ассиметрична, Игольская часть структуры больше по размерам, чем Таловая. Угол наклона крыльев примерно одинаков. В целом гипсометрически более приподнятым является Игольский участок, отдельные купола

имеют отметки –2620, -2640 м. Амплитуда поднятия в западной части Игольского участка составляет 60 м.

В пределах Игольского куполовидного поднятия выделены положительные структуры третьего порядка. Из них наибольшая по размерам и наиболее высокая гипсометрически Игольская, восточнее расположена Таловая структура .

Для каждой из этих структур замыкающей является изогипса - 2670 м, общей - 2680 м.

Игольская структура имеет (по горизонту П а) сложную форму, представляет собой брахиантиклинальную складку, осложнённую двумя вершинами, каждая их которых замыкается изогипсой – 2620 м, - 2640 м. Купола, осложняющие северную и южную части структуры контрастны и имеют резко противоположное простирание : южный – субширотное, северный – субмеридианальное, каждое из которых оконтуривается изогипсой - 2660 м. В целом, поднятие имеет северо-восточное простирание и оконтуривается изогипсой – 2700 м, размеры в пределах оконтуривающей изогипсы составляют 25,5х5-10 м, площадь 193 м2 . Игольская структура изогнута по длинной оси складки. Её длинная ось соответствует положению оси всей Игольской складки, что обусловило формирование здесь структурного носа, вытянутого в северо-восточном направлении. По замыкающей изогипсе - 2675 м длина складки составляет 30 км, ширина в северо-восточной части 5-7 км, в южной (по оси южной вершины) - 19 км. Высота Игольской

структуры 55 м, углы падения крыльев примерно одинаков, наибольшие в северо-восточной части.

По отражающему горизонту Ф2 ( кровля доюрских образований ) Игольское поднятие имеет аналогичную форму, как и по горизонту Па, оконтуривается изогипсой – 3160 м, отдельные своды внутри структуры окотурены изогипсой – 3120 м. Амплитуда западной части Игольской структуры – 125 м. Размеры структуры по горизонту Ф2 по сравнению с размерами по горизонту Па несколько меньше, но в общих чертах форма структуры сохраняется.

По отражающему горизонту Ф2 на Игольском поднятии прослеживаются возможные тектонические нарушения небольшой протяжённости и различной ориентировки.

По отражающему горизонту Ш (низы покурской свиты) Игольское поднятие также находит отражение в общих чертах, в виде отдельных куполов в более сглаженных и пологих формах.

По отражающим горизонтам Ш (низы покурской свиты), 1V в ( ипатовская свита) обе структуры выполаживаются, сохраняя форму замкнутых структурных элементов.

Таким образом, Игольское поднятие прослеживается по всему разрезу платформенного чехла и связаны с эрозионными выступами в доюрском фундаменте. Это говорит о том, что поднятие, как и большинство структур в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты, развивались длительное время на протяжении формирования отложений осадочного чехла и связаны с блоковыми вертикальными движениями в доюрском фундаменте. Данные глубокого бурения подтверждают структурно-морфологический план Игольского поднятия, определённый сейсморазведкой МОГТ.

2.5. Нефтегазоносность месторождения

Установлена промышленная нефтеносность Игольского месторождения, которая связана с отложениями васюганской свиты верхней юры. Песчаный пласт развит по всему месторождению. Продуктивный горизонт Ю1 вскрыт всеми скважинами, освещён керновым материалом и литологически характеризуется как неоднородный, состоящий из серии песчаных пластов Ю10, Ю11, Ю12 и разделяющих их глинистых перемычек. Залежь нефти пластовая сводовая.

Залежь нефти Игольско-Талового месторождения имеет длину 40 км, ширину 15 – 17 км, высоту 73 м; Как коллектор пласт выделяется в пределах всего месторождения за исключением скважины № 3 , где происходит его замещение глинисто-алевролитовыми разностями,

увеличиваются и достигают максимальной величины в зоне сочленения с Таловым участком.

Средневзвешенное значение толщины по площади участка составляет в нефтяной зоне 4 м, в водонефтяной – 2,5 м. (1,6-1,4%). Содержание смол и асфальтенов колеблется в пределах соответственно 5,28-5,5% и 0,81-1,5% (таб.№1)

Таблица № 1

№ п/п	Основные пластовые показатели Игольско-Талового месторождения	Ед. изм.	Ю1-0
1	Средняя эффективная толщина	м	4
2	Средняя нефтенасыщенная толщина	м	3,7
3	Пористость	%	16,7
4	Проницаемость	мД	23
5	Начальная пластовая температура	гр. С	92
6	Начальное пластовое давление	атм.	285
7	Вязкость нефти в пласт. условиях	сП	0,55
8	Плотность нефти в пласт. условиях	т/с	0,763
9	Плотность нефти в поверх. условиях	т/с	0,856
10	Абсолютная отметка ВНК	м	2682
11	Газовый фактор	м3/м3	41
15	Объемный коэффициент		1,216
16	Давление насыщения нефти	мПа	84,4
17	Газосодержание нефти	м3/т	59,4
18	Вязкость воды в пласт. условиях	сП	0,43
19	Плотность воды в повер. условиях	г/см3	1,02
20	Плотность воды в пласт. условиях	г/см3	0,997

Физико-химческие данные ИгольскоТалового месторождения:

Таблица №2

Физико-химические данные	количество	примечание
Плотность, г/см 3 Вязкость, при норм. усл. Сернистость, % массы Содержание легких фракций, %массы Парафина %массы Смол %массы Асфальтенов %массы Газовый фактор, м3/м3 Максимальная толщина продуктивного горизонта, м	0,8499-0,8469 7,12-8,1 0,35-0,48 до 50% 1,4-1,6 5,26-5,5 0,81-1,6 41 7,2	Высокоплотная Не большая Малосернистая Низкопарафинистая Малосмолистая

2.6. Гидрогеологическая характеристика месторождения.

Вскрытие водоносных горизонтов производилось в скважине путём перфорации эксплуатационной колонны. Вызов притока осуществлялся сменой глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня компрессированием. После замены технической воды на пластовую до установления постоянства по хлору проводилась запись кривой притока, по которой определялись коэффициенты продуктивности и гидропроводности.

2.7. Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю1 по керну

Отбор керна на месторождении производился в разведочных скважинах по всему интервалу продуктивного пласта Ю10. Керн отбирался и для привязки в вышележащей баженовской свите и в нижележащем пласте Ю11 в связи с получением в нём нефтепризнаков в ряде скважин.

Литологически пласт Ю10 сложен песчаниками мелко-среднезернистыми, среднесцементированными, полимиктовыми. Структура песчаников псаммитовая, текстура беспорядочная. Определение гранулометрического состава производилось по шлифам.

Для песчаников пласта Ю10 характерно преобладание мелко-песчаной фракции (0,1 - 0,25 мм), содержание которой меняется от 24 до 67,4 %. Содержание среднепесчаной фракции (0,5 - 0,25 мм) изменяется от 7 до 75,8 %, а крупнопесчаной от 0,1 до 7,0 %. Алевролитовая фракция (0,01 - 0,05 мм) встречается редко. Содержание крупноалевролитовой (0,05 - 0,10 мм) незначительно (1,2-4,66 %), лишь в скважине 10 достигает 56 %.

Петрографический состав песчаников изучался иммерсионным методом. Песчаники пласта полевошпатово-кварцевые с содержанием кварца 39-59 %, полевых шпатов 22-33 %, обломков пород 7-19 %, в незначительном количестве присутствуют слюды.

Кварц встречается в виде неправильных, угловатых зёрен, чистый и слабопелитизированный.

Полевые шпаты таблитчатые, короткопризматические, неправильной формы, пелитизированные, хлоритизированные, редко каолинизированные, трещиноватые.

Слюды бурые, деформированные, иногда наблюдается хлоритизация и гидратация слюд.

Из акцессорных минералов в шлифах встречены циркон, турмалин, апатит, рутил.

Аутигенные минералы: кальцит, пирит, фосфат, лейкоксен, каолин, хлорит. Эпигенетические изменения песчаников выразились структурами внедрения, коррозии, хлоритизацией, деформацией слюд, обесцвечиванием.

Тип цементации поровый, редко плёночный, реже базальный.

Состав цемента каолинит-гидрослюдисто-сидеритовый, каолинит гидрослюдистый.

Литологические и фильтрационно-ёмкостные свойства пород-покрышек на месторождениях изучены исследователями ПГО “Томскнефтегазгеологии”. Ими установлено, что основными факторами, определяющими качество глинистых и глинисто-алевролитовых пород-покрышек, являются их минералогический состав, толщина и степень однородности литологического состава.

Наиболее хорошими экранирующими свойствами обладают аргиллиты и глины, сложенные на 50-75 % ассоциацией каолинита, хлорита, гидрослюд, обогащённые гидроокислами железа и содержащие 25-30 % монтмориллонита, смешанно-слойных образований, не более 1—20 % песчано-алевритового материала и имеющие мощность не менее 5 м.

Региональной покрышкой для залежи пласта Ю10 являются аргиллиты баженовской свиты толщиной от 26 м до 31 м.

В их минеральном составе преобладают гидрослюда, а также хлорит и каолинит. Фильтрационно-ёмкостные свойства аргиллитов низкие.