Южно-Ягунское нефтяное месторождение

 

 

Как отмечалось выше, структурные планы по кровлям коллекторов продуктивных пластов горизонтов БС10 и БС11, в основном, повторяют структурные особенности карты по отражающему горизонту “Б”. Наличие в пределах месторождения ряда мало амплитудных поднятий определило во многом распределение по площади залежей в условиях неполного заполнения крупных структурных ловушек.

Из-за больших размеров, приведем только небольшую часть структурной карты продуктивного пласта БС10-1. На рис. 2.1 представлена структурная карта участка блока N 13 ( район скв. 684 – 688, 2231 – 2234), т.е. тот блок, где предполагается проведение работ по улучшению нефтеотдачи пласта. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа и построена по кровле пласта БС10-1. Она дает четкое представление о строении выбранного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование разведочных и эксплуатационных скважин, облегчает изучение изменения свойств по площади продуктивного горизонта (мощности, пористости, проницаемости), помогает определить границы залежи и распределение давлений. За базисную поверхность при построении этой

 

Рисунок 2.1. Структурная карта по поверхности пласта БС10-1. Масштаб 1: 25000

структурной карты принят уровень моря, от которого производятся отсчёты горизонталей (изогипс) глубинного рельефа.

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-аптского возраста и составляет 1,5-2 км. Из числа пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна - отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353м).

На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.

Рисунок 2.3. Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11:

1 – нефтенасыщенный песчаник;

2 – водонасыщенный песчаник;

3 – глинистые прослои

Рисунок 2.4 Геологический профиль З – В пластов БС10 и БС11. Условные обозначения те же, что и для рисунка 2.3

Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (см. рисунок 2.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению с пластом БС11-2.

 

Рисунок 2.5. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС11-1 и С11-2: 1 – скважины разведочные; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС11-1 и БС11-2 соответственно

Основной из них пласт БС11-2 вскрыт на глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2, сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390-2422 м. вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднюю пористость 21 %, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м. (средняя 2,9 м.)

В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта. Отложения пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта - сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10-1 и БС10-2 сложены песчаниками и алев-ролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350-2395 м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м. Контуры нефтеносности основной залежи пластов совпадают (рисунком 2.6).

Рисунок 2.6. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2: 1 – разведочные скважины; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2 соответственноКоллекторские свойства пласта БС10-1 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10-2 отличается более высокими коллекторскими свойствами - пористость 18 - 25 % (средняя 22,9 %), проницаемость 0,002 - 0,527 мкм. кв. (средняя 0,263 мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м.) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг. Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 - 2842 м., к нему приурочены локальные пластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.

Таблица 2.3 Геолого – физическая характеристика основных объектов разработки месторождения

Показатели	Продуктивные пласты
	БС10-1	БС10-2	БС11-1	БС11-2	БС16	БС18	ЮС1
Год открытия	1979	1979	1979	1979	1982	1983	1980
Возраст отложений	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	Н. мел	В. юра
Глубина залегания. м	2540	2555	2427	2460	2700	2770	2870
Площадь нефтенос- ности, м2 .	121696	286842	62129	349955	4890	6862	104490
Тип залежи	Пластово- сводовая	Пластово-сводовая литологически экранированная			Пластово- сводовая
Тип коллектора	Поровый
Нефтенасыщенная толщина пласта, м.	2,6	3,94	3	5,56	3	1,5	3,37
Пористость, %	19	22	20	22	18	18	16
Проницаемость, мкм2	0,035	0,106	0,032	0,121	0,01	0,01	0,08
Нефтенасыщенность	0,47	0,55	0,44	0,57	0,6	0,6	0,58
Коэф. песчанистости	0,7	0,83	0,57	0,68	0,64
Коэф. расчлененности	1,92	1,04	1,2	2,29
Начальное пластовое давление, МПа	23,5	23,5	23,6	24,5	30,3
Пластовая темпера- тура, °С	80	80	80	88	88	88	90

 

 

 

Как видно из таблицы 2.3, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость - 17 %, проницаемость - 0,014 мкм2 , нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов - аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные в Сиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10-2, а наименьшей - пласт БС11-1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с одним пропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.

2.1.4 Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение расположено в центральной части огромного бассейна, сложенного слоистыми осадочными породами. Гидрогеологические условия определяются наличием водоносных слоистых толщ, разобщенных водоупорными отложениями, имеющими региональное развитие. В качестве региональных водоупоров в районе месторождения выделяются:

- толща водоупорных  глинистых осадков олигоцен-туронского  возраста, мощностью до 750 м;

- толща аргиллитов  мегионской свиты (бериас-валанжинского  возраста), мощностью до 90 – 130 м.

В соответствии с этим, в гидрогеологическом разрезе региона и площади месторождения, выделены три гидрогеологических этажа. Верхний гидрогеологический этаж объединяет водонасыщенные отложения олигоцен-четвертичного возраста. Для него характерна гидравлическая связь водоносных горизонтов и комплексов с поверхностью, что определяет динамику и гидрохимию подземных вод. Условия питания, циркуляции, влияния атмосферных осадков обуславливают наличие в нем пресных подземных вод, имеющих практическое значение для хозяйственно-питьевого водоснабжения. В верхнем гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты (сверху вниз):

- водоносный горизонт  четвертичных отложений;

- подземные воды  спорадического распространения  отложений смирновской и бешеульской  свит;

- водоносный горизонт  в песках абросимовской свиты;

- туртасский водоносный  горизонт;

- новомихайловский  водоносный горизонт;

- атлымский водоносный  горизонт.

Наиболее практическое значение имеют водоносные горизонты четвертичных отложений, новомихайловский и атлымский водоносные горизонты. Последние два горизонта объединяются в один куртамышский водоносный горизонт, имеющий промышленное значение для организации централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Ниже приводится краткая характеристика водоносных горизонтов.

Водоносный горизонт четвертичных отложений . Высокие положения уровня грунтовых вод четвертичных отложений определяют небольшую мощность зоны аэрации, колеблющуюся в районе месторождения от 0 до 4 м, реже до 5 – 7 м. Водовмещающими являются пески и торф с подчиненными прослоями супесей и суглинков. Общая мощность отложений от 45 до 62 м. Дебиты скважин составляют 4,7 – 17,5 л/сек при понижении 5,3 – 20,3 м. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциево-магниевые с минерализацией 0,02 – 0,15 г/л.. В связи со слабым развитием окислительных процессов и мелкодисперсным составом отмечается превышение норм ПДК по марганцу в 15 – 24 раза, железу – в 4 – 8 раз, цветности – в 1,5 – 3 раза и мутности – в 2,5 – 4 раза. Воды горизонта широко используются для технического водоснабжения на промплощадках и буровых кустах.

Куртамышский водоносный горизонт . Залегает на глубине 180 – 200 м. Дебиты скважин, эксплуатирующих горизонт, колеблются от 800 до 1000 м3 /сут. при понижениях 17 – 28 м. Химический состав вод гидрокарбонатный магниево-кальцевый с минерализацией до 0,3 – 0,5 г/л, с повышенным содержанием кремнекислоты (H2 SiO3 – 92 мг/л и железа до 7 мг/л). Пьезометрический уровень 0 – 5 м. Воды горизонта используются для водоснабжения вахтовых поселков. Так подземные воды используются для централизованного водоснабжения г. Когалыма. Водозабор расположен в нескольких километрах южнее Южно – Ягунского месторождения. Подземные воды горизонта напорные, статические уровни устанавливаются на глубине в среднем 2 м. По своему качеству подземные воды пресные с сухим остатком до 0,15 г/л, содержание железа – 3,5 мг/л. По остальным компонентам превышений ГОСТ и ПДК не наблюдается.

Средний гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеют гидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, а на большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно – Ягунского месторождения, мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные воды от поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800 м выделяются:

- апт-альб-сеноманский  водоносный комплекс;

- подземные воды  песчаных отложений вартовской  свиты (пласты АС);

- водоносный комплекс  нижней части вартовской свиты  и верхней части мегионской  свиты (пласты БС 8 – 12).

Все они относятся к гидродинамической зоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – на север, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс содержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20 г/л. Дебиты скважин 30 л/сек (» 2000 м3 /сут.). подземные воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления. Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пласты БС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубических метров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от 18,2 до 26,1 г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6 г/л, ионов натрия и калия – 9,1 г/л (см. таблицу 2.4). Хлор-иона содержится 13475 мг/л; натрий – иона 532 мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПа*с. Углекислый газ, сероводород отсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. Плотность воды при 20 °С составляет кг/м3 .

Таблица 2.4 Свойства пластовых вод продуктивных горизонтов «Южно-Ягунского» месторождения

Показатели	Продуктивные пласты
	БС10-1	БС10-2	БС11-1	БС11-2	ЮС1
Плотность, кг/м3 Общая минерализация, г/л Вязкость, МПа*с	1015 20,1 0,5	1015 21,1 0,5	1014 20,6 0,5	1015 20,8 0,5	1018 25,4 0,5