Анализ геологической неоднородности пласта АС11 в связи с доразведкой Среднесалымского нефтегазоконденсатного месторождения

      Пласт АС₁₀ представляет собой наименьший по толщине из пластов АС, в среднем, 5 м, изменяясь при этом от 2,8 до 8 м, увеличиваясь в западном, северо-западном и юго-западном направлениях.  Пласт АС₁₀, по сравнению с нижележащим пластом АС₁₁ имеет по площади еще более ограниченное распространение. В южной части площади выделяется обширная зона глинизации, линейно-вытянутая в северо-восточном, практически субширотном направлении, подтвержденная скважинами 27, 255, 296 и 298.

      На  остальной территории, в р-не скважин 273, 275, 292, 297 и 299 пласт развит хорошо, песчаные тела характеризуются хорошей  горизонтальной выдержанностью, Пласт  слабо расчленен. В связи с  этим характеристика неоднородности пласта АС₁₀ существенным образом отличается от аналогичных характеристик нижезалегающих пластов.

      Распределение эффективных толщин имеет тенденцию  увеличения в северо-западном направлении, по мере удаления от зоны глинизации коллекторов. Такая же тенденция прослеживается и у коэффициента песчанистости.

      Пласт АС₁₀ содержит две залежи нефти (район скв 297 и 42).

     Первая  нефтяная залежь пласта АС₁₀ в районе скв. 297 вскрыта тридцатью пятью скважинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 7,2 м. Дебиты нефти колеблются от 20,4 м³/сут при Нд=923м до 13 м³/сут (4 мм штуцер). ВНК принят на абсолютных отметках –2170 м, что соответствует нижней границе нефтенасыщенного коллектора в скв. 275 и верхней границе водонасыщенного коллектора в скв. 292. Размеры залежи составляют 9х10 км, высота – 20 м, тип – пластово-сводовый литологически ограниченный.

      Пластово-сводовая залежь в районе скв. 42 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная толщина равна 4 м., эффективная 4 м. Дебит нефти –8.4 м³/сут. ВНК принят условно на абсолютной отметке –2170м. Размеры залежи в пределах принятых границ составили 4,8х5,6 км, высота 18 м. 

6. Физико-химические свойства флюидов

 

     Данные  лабораторных исследований поверхностных  и глубинных проб нефти и газа сведены в табл. 1.1. Всего по месторождению проанализировано 7 поверхностных проб нефти, отобранных в поисково-разведочных скважинах и характеризующих пласты АС₁₀ и АС₁₁. Глубинными пробами (представлено 18 проб) изучен горизонт АС₁₁ в разведочных скважинах (в пласте АС₁₀ пробы не отбирались), а в эксплуатационных скважина перфорация пластов АС₁₀ и АС₁₁ была совместной. Следовательно наиболее охарактеризованным оказался горизонт АС₁₁. Ниже приводится характеристика нефти и газа продуктивных горизонтов.

     Нефть пласта АС₁₀ по данным поверхностной пробы из скв. 297 тяжелая (891 кг/м³), сернистая (1.6%), смолистая (10%), парафиновая (1.7%). В предыдущем подсчете запасов параметры пластовой нефти рассматривались в сравнении с соседними месторождениями (Салымское, Западно-Салымское). Сопоставление основных физико-химических показателей одноименных продуктивных отложений Среднесалымского месторождения (горизонт АС₁₁) и соседних  показало, что существенного различия между ними не имеется, что объясняется близкими термобарическими условиями залегания и одинаковым генезисом.  

                                                                 таблица 1.1 Свойства пластовой нефти Средне-Cалымского месторождения

 
 
 
 
 
 
 

                                                                 Таблица 1.2 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Средне-Cалымского месторождения (по поверхностным пробам)

 

     Нефть горизонта АС₁₁ также тяжелая, в среднем, 886-900 кг/м³, сернистая, (1.48%), смолистая (8.1%), парафиновая (1.9%). По данным глубинных проб плотность сепарированной нефти составляет 878-885 кг/м³ при однократном разгазировании, газосодержание 33-35 м³/т, давление насыщения 7.05-7.3 МПа. Растворенный газ, в основном, метанового состава, метана в среднем 72% по однократному разгазированию.

     Товарные  свойства нефти пластов группы АС_10-11 для Салымского района указывают на то, что она может быть рекомендована в качестве сырья для получения керосинового топлива марки ТС-1 (1 категории), различных марок дизельного топлива, топочного мазута, битума. 

1.7 Гидрогеология

     Средне-Cалымское месторождение расположено в Салымском нефтегазоносном районе.

     В целом по месторождению при испытании  поисково-разведочных и эксплуатационных скважин притоки чистой воды получены при испытании 10 объектов, в 9 случаях получены совместные притоки нефти с водой или смесь воды, ФБР и пленки нефти.

     Салымский нефтегазоносный район, в пределах которого находится Средне-Cалымское  месторождение, в гидрогеологическом отношении приурочен к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе выделяется пять водоносных комплексов, к которым приурочены:

     I – породы доюрского комплекса и залегающие на них отложения горелой, тюменской и абалакской свит;

     II – пласты ачимовский толщи низов ахской свиты;

     III – породы ахской, черкашинской свит;

     IV – отложения викуловской, ханты-мансийской, уватской свит;

     V – отложения атлымской, новомихайловской, туртасской свит и четвертичного покрова.

     Водоупорными  толщами, разделяющими водоносные комплексы  являются, соответственно, тонкоотмученные аргиллиты абалакской свиты, нижневаланжинские глинистые отложения, алымские аргиллитоподобные глины и породы верхнемелового и палеогенового возраста.

     I водоносный комплекс включает породы доюрского комплекса и залегающие на них отложения горелой, тюменской и абалакской свит.

     Мощность  комплекса регионально изменяется от 200 до 600 м. Минерализация изменяется от 16,8 до 22,9 г/л, воды соленые гидрокарбонатно-натриевого типа по В.А.Сулину. Преобладающими компонентами являются хлор (8875-11920 мг/л) и натрий+калий (5939-9815 мг/л) – ионы, составляя 82-89% от суммы всех солевых компонентов. Ионы щелочно-земельных металлов имеют подчиненное значение: кальций-ион достигает 79-252 мг/л, магний-ион – 41-58 мг/л. В водах отмечено наличие сульфат-иона (до 9,9 мг/л). Из микрокомпонентов присутствует йод (44.95 мг/л), бром (97,1 мг/л), SiO₂ (20 мг/л). Наличие нафтеновых кислот незначительно (до 0,4 мг/л).

     Ачимовская толща, к которой приурочен II гидрогеологический комплекс, представлена чередованием песчано-алевритовых разностей и глин. Толщина комплекса достигает 200 м. Проницаемые пласты рассматриваемого комплекса обладают более высокими коллекторскими свойствами, чем ниже залегающие пласты.

     Общая минерализация находится в пределах 11,0-15,6 г/л, по типу воды гидрокарбонатно-натриевые.

     Основные  компоненты хлор и натрий+калий присутствуют в количестве 4356-7200 и 3942-5529 мг/л. Значения кальция и магния не превышают 70 и 48 мг/л, отмечено наличие гидрокарбонат-иона – до 2806 мг/л. Удельный вес воды составил 1,005-1,05г/см³. Для вод характерно отсутствие сульфат-ионов. Из микрокомпонентов отмечено наличие йода (15,5-30,3 мг/л) и брома (28,8-50,0 мг/л).

     Воды  содержат метановый по составу газ. Содержание СН₄ достигает 81.9%, тяжелых углеводородов – 10,4%, азота – 3,9%, углекислого газа – 0.8%.

     III водоносный комплекс представлен чередованием песчаных и глинистых пластов. К отложениям данного комплекса приурочены основные по запасам залежи нефти и газа: пласты горизонта АС.

     Мощность  комплекса составляет до 300 м. Песчаники характеризуются высокими коллекторскими свойствами: пористость достигает 24%, проницаемость – 500 *10^-3 мкм².

     Водообильность пород различная. Притоки воды, полученные при испытании, изменяются от 2 м³/сут до притока дебитом 137,5 м³/сут.

     Растворенный  в воде газ на Верхне-Салымском месторождении характеризуется следующим составом: метана – 47,1% весовых, этана – 23,3%, пропана – 19,6%. Содержание азота – 1,73%, гелия – 0,013%, сероводород не обнаружен.

     По  исследованиям в составе вод  до 94% солевых компонентов приходится на ионы хлора и натрия, содержание которых находится в пределах, соответственно, 5248-14339 и 3772-9336 мг/л. Концентрация солеобразующего иона кальция достигает 320 мг/л. Для вод характерно наличие магния (8.76-217.67 мг/л), гидрокарбоната (900-3245 мг/л) и полное отсутствие NO₂^-. PH находится в пределах 3.5-14.0. Воды жесткие. В скв.2021 значение достигло 192.

     Концентрация  йода достигает 25.19 мг/л, брома – 53.8 мг/л, что ниже промышленных концентраций. Содержание нафтеновых кислот не превысило 5.64 мг/л, железа – 2.51 мг/л.

     IV гидрогеологический комплекс представлен породами викуловской, ханты-мансийской, уватской свит мощностью до 800 м. Дебиты скважин высокие, изменяются от 600 до 1300 м³/сут при избыточном давлении на буфере до 0.3 МПа.