Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

Среднеарифметическое значение пористости нефтенасыщенных песчаников пласта III по 25 скважинам (175 определений) составило     17,1 %  при колебании от 12,9 ÷ 20,9 %.  Пористость по пласту IIб по 20 скважинам (164 определения) составила 16,7 % при колебании от 11,6 до 19,6 %. Среднее значение пористости пласта IIа по 10 скважинам           (29 определений) составило 14,4 % при колебании от 10,7 до 18,9 %. Нефтенасыщенные песчаники пласта Iв представлены керном по одной скважине. По двум определениям пористость колеблется в пределах      12,0÷13,6 % и в среднем составила 13,5. Пласты Iа и Iб охарактеризованы керном в единичных скважинах. По Iб пористость составляет 16,5, по Iа пласту 20 % (по двум образцам).

Среднее значение газопроницаемости песчаников III пласта в продуктивной части по 25 скважин (150 определений) составило           0,39 мкм2 при колебании от 0,02 до 1,623 мкм2, по пласту IIб (20 скважин, 158 определений) составляет 0,345 мкм2 при изменении от 0,003 до              1,538 мкм2. По пластам III+IIб средневзвешенное значение проницаемости равно 0,370 мкм2 по 308 определениям, что и принято для гидродинамических расчетов.

По десяти скважинам (26 определений) пласта IIа газопроницаемость изменяется от 0,018 до 0,388 мкм2 при среднем значении 0,15 мкм2. По пластам Iв и Iб она составляет 0,101 (скв. № 26) и 0,23 мкм2.

При сопоставлении значений пористости и газопроницаемости отмечаются лучшие емкостно-фильтрационные свойства по залежи III+IIб и более низкие по пласту Iв. Водоносная часть всех пластов характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности (Кн) по керну рассчитывается по корреляционной зависимости эффективной и открытой пористости. По данной зависимости начальная нефтенасыщенность пластов характеризуется значениями от 77 до 85,4 %. Наибольшее значение 85,4 % по пласту III, наименьшее 77 % по пласту Iв.

По данным ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по методу сопротивлений и составил: для пласта Iа – 84,2 %, Iв – 80,9 %,           IIа – 86,5 %. По остальным залежам он не определен из-за значительного обводнения пластов.

Из нефтенасыщенной части продуктивных пластов Ф0, Ф1 и Ф2 отобрано и исследовано 92 образца пород-коллекторов, из них 86 образцов из пласта Ф0. Поэтому коллекторские свойства пластов Ф1 и Ф2 изучены совершенно недостаточно вследствие ограниченности проходки и низкого выноса керна.

Пористость пород-коллекторов пласта Ф0 по керну изменяется от 11,8 до 24,0 % и составляет в среднем 16,5 %. Наиболее часто (58,1 %) встречаются образцы в интервале открытой пористости 12 ÷ 18 %. Представительность кернового и промыслово-геофизического материала по пласту Ф0 в отличие от других продуктивных пластов карбонатного разреза месторождения позволила с достаточной уверенностью обосновать такие подсчетные параметры как пористость и нефтенасыщенность. С учетом керновых определений их значения приняты по ГИС  равными соответственно 19 % и 0,64.

Пористость  пород-коллекторов  пласта Ф1 колеблется  от  15,8 до 19,3 % и в среднем составила 17,0 %, а пласта Ф2 по единичному               замеру – 14,7 %.

Среднеарифметическое значение газопроницаемости карбонатных коллекторов пласта Ф0 по 8 скважинам (31 определение) составило  0,0108 мкм2. По пластам Ф1 и Ф2 определения газопроницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов отсутствуют, так как эти характеристики по керну не изучены из-за отсутствия нефтенасыщенных образцов пород-коллекторов. В основном керн представлен плотными, низкопористыми, практически непроницаемыми породами.

По результатам гидродинамических исследований скважин значения проницаемости пласта Ф1 изменяются в пределах                         0,142 ÷ 0,454 мкм2 по кривым продуктивности при среднем значении 0,162 мкм2. Однако по ряду технических причин (фонтанные скважины имели открытый забой, период фонтанирования был относительно коротким, большинство скважин сразу оборудованы глубинными насосами), величину проницаемости по гидродинамическим исследованиям можно признать весьма приближенным и за основу для гидродинамических расчетов брать нельзя.

1.5 Нефтегазоносность пластов

Западно-Тэбукское месторождение расположено в пределах               Велью-Тэбукского нефтегазоносного района Ижма-Печорской нефтегазоносной области .

Промышленная нефтегазоносность Западно-Тэбукского месторождения связана со среднедевонско-нижнефранским терригенным комплексом (песчаниками койвенского, бийского, омринского, старооскольского и джьерского горизонтов), а также с доманиково-турнейским карбонатным комплексом (карбонатными отложениями елецкого+задонского и усть-печорского горизонтов).

В составе терригенной толщи выделены продуктивные пласты IIб+III, IIa, Iв, Iб и Iа.

Залежь нефти III+IIб собственно Западно-Тэбукского участка продуктивна на всей площади месторождения. Залежь ограничена водонефтяным контактом минус 1756 ÷ 1758 м. Водонефтяная зона составляет около 30 % от площади залежи, ширина ее колеблется от 370 м на юге до 1 км на севере. Ее размеры 12,2 ÷ 3,3 км. Высота залежи 75 м, глубина залегания 1921 м. Эффективная толщина в скважинах колеблется от 1,6 до 31,0 м. Нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,8 до 31,0 м, среднее значение 18,0 м. Средневзвешенная по объёму нефтенасыщенная толщина равна 16,1 м.

Залежи пласта III+IIб представлены одним-двумя песчано-алевролитовыми прослоями, разделенными глинистыми перемычками, лишь отдельные участки пласта имеют число прослоев до 12 (скв. № 318/2). Коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 4,1 и 0,76 д.ед.

1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Характеристика пластовых флюидов Западно-Тэбукского месторождения определена на основании исследований глубинных проб из скважин, расположенных в различных частях залежей .

Нефть залежи пласта III+IIб охарактеризована 24 глубинными пробами, отобранными до начала разработки в скважинах №№ 1, 2, 8, 14, 16, 17, 25, 56 и 16 глубинными пробами, отобранными после начала разработки в этих же скважинах.

Пластовая нефть из отложений III+IIб (западный участок) характеризуется плотностью 0,745 ÷ 0,775 г/см3, вязкостью от 1,3 до            2,1 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным ДР изменяется от 1,197 доли ед. (скв. № 17) до 1,24 доли ед. (скв. № 16), при принятом значение – 1,23.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,842 до 0,850 г/см3, смолистая (8,42 % масс), парафинистая (4,14 % масс), сернистая                      (0,70 % масс), с высоким содержанием фракций, выкипающих до 200°С              (28 %). Кинематическая вязкость при 20°С – 14,21 мм2/с (ОР). Температура застывания нефти от минус 4°С до минус 11°С.

Газосодержание нефти при однократном разгазировании изменяется от 85,8 до 102,8 м3/т (среднее значение 94,4 м3/т), принятое значение – 81,0 м3/т при дифференциальном разгазировании.

Растворенный газ по результатам ОР имеет плотность 1,473 кг/м3, относительную плотность по воздуху – 1,222 доли ед., молекулярную массу 35,2. Газ содержит (% мол): углекислого газа – 0,76, азота – 12,1,               метана – 32,3.

Пластовая нефть из отложений III+IIб Ваньюского участка имеет плотность от 0,768 до 0,770 г/см3, вязкость – от 1,6 до 1,9 мПа∙с. Газосодержание при дифференциальном разгазировании изменяется от 58,7 до 60,9 м3/т, объемный коэффициент (ДР) – от 1,19 до 1,24 доли ед., при принятом значении 1,22.

Дегазированная нефть легкая, плотностью 0,850 г/см3, смолистая (6,90 % масс), парафинистая (4,25 % масс), сернистая (0,69 % масс). Среднее значение кинематической вязкости при 20°С – 14,72 мм2/с (ОР). Следует отметить, что в скв. № 56 температура застывания нефти доходит до минус 22,5°С, что объясняется несколько пониженным содержанием парафина в нефти вблизи стратиграфического экрана продуктивных пластов.

Газ, выделившийся при однократном разгазировании нефти, имеет плотность 1,463 кг/м3, плотность относительную по воздуху – 1,214 доли ед., содержит азот (15 % мол), углекислый газ (0,1 % мол), метан (30,5 % мол).

Нефть залежи в пласте IIа охарактеризована пятью глубинными пробами из двух скважин (скв. № 7 и скв. № 25), отобранным в период разведки и шести пробам из четырех скважин (скв. №№ 7, 25, 26 ,35) после начала разработки залежи.

Среднее значение плотности пластовой нефти – 0,744 г/см3, динамической вязкости – 1,4 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным дифференциального разгазирования составил 1,24 д.ед.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,839 до 0,860 г/см3 при среднем значении 0,851 г/см3. Содержание смол 6,30 % масс, серы – 0,88 % масс, парафина – 3,78 % масс.

Газосодержание нефти при дифференциальном разгазировании равно 83,2 м3/т. Кинематическая вязкость при 20°С – 14,1 мм2/с при ОР.

Растворенный газ по результатам ОР имеет плотность 1,421 кг/м3, относительную плотность по воздуху – 1,18 доли ед., молекулярную массу 34,5. Газ содержит азот (11,9 % мол), углекислый газ (0,58 % мол), метан        (34 % мол).

Нефть залежи пласта Iб+Iв (восточная периклиналь) охарактеризована глубинной пробой нефти из интервала 1950–1968,8 м, взятой в скв. № 314.

Плотность пластовой нефти 0,724 г/см3, вязкость – 1,2 мПа∙с. Газосодержание нефти и объемный коэффициент соответственно равны      102,5 м3/т и 1,33 доли ед. по данным ДР.

Дегазированная нефть имеет плотность 0,848 г/см3. Кинематическая вязкость нефти при 20°С – 17,18 мм2/с при ОР. Компонентный состав следующий (% масс.): асфальтены – 1,24; смолы – 6,74; парафины – 2,7; сера – 0,8.

Растворенной газ, выделившийся при однократном разгазировании нефти, содержит (% мол): углекислого газа – 0,2, азота – 9,61, метана – 36,27. Плотность газа составляет 1,405 кг/м3, молекулярная масса – 33,89, плотность газа относительная по воздуху – 1,166 доли ед.

Из пластов Iа и Iб (западный участок) глубинные пробы нефти не отбирались, состав и свойства флюидов этих залежей приняты по аналогии с пробой нефти из залежи Iб+Iв (востотчная периклиналь).

Пластовые воды продуктивных терригенных отложений                  Западно-Тэбукского месторождения представляют термальные рассолы хлор-кальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией, достигающей            248,2 г/л. Плотность пластовой воды изменяется в пределах 1,09 ÷ 1,17 г/см3, общая жесткость изменяется от 794,72 до 1615,11 мг-экв/л; реакция вод от весьма кислой до нейтральной (рН=2,0 ÷ 7,0). Содержание йода и брома достигает промышленно-кондиционных значений. Йода в пластовой воде содержится от 3,81 до 11,34 мг/л (в среднем 7,50 мг/л); среднее содержание брома 681,81 мг/л при колебании от 139,5 до 981,74 мг/л.

Содержание сероводорода изменяется от 0,24 до 35,0 мг/л. Нефти залежи пласта Ф2. Из пласта Ф2 исследована глубинная проба из скв. № 44, отобранная в 1964 г. и 2 глубинные пробы из скв. № 153, извлеченные в           1967 г.

Нефть в пластовых условиях (Рпл – 13,1 МПа, tпл – 40оС) сильно недонасыщена газом (Рнас – 5,08 МПа). Принятые для пласта значения составляют: плотности – 0,858 г/см3, вязкости – 26,0 мПа·с,                  газосодержание – 8,2 нм3/т (по данным ОР) и 5,4 нм3/т (по данным ДР).

Нефть в стандартных условиях относится к классу                             тяжелых –0,889 г/см3 и высоковязких – 56,3 мПа·с.

Нефть является парафинистой, смолистой и сернистой. В нефти содержится парафинов – 3,0 %, смол силикагелевых – 13 %,            асфальтенов – 3 % и серы – 1,5 %.

Температура начала кипения – 58ºС. До 100º С выкипает                            в среднем – 3 %, до 200ºС – 19,1 %, до 300ºС – 39,3 %. Объемный коэффициент по данным ОР нефти равен 1,054.

Характерным для растворенного газа является высокое содержание азота– 68,4 % об. Ярко выражены агрессивные свойства, – сероводорода содержится 0,44 % об. Плотность газа составляет 1,266 т/м3 по данным ОР, относительная плотность газа по воздуху – 1,051 доли ед.

Нефть залежи пласта Ф1 охарактеризована двумя глубинными пробами из скв. № 13 на этапе разведки и пятью глубинными пробами из скв. № 43 и скв. № 47 – в процессе разработки. Кроме того, из скважин №№ 13, 16, 14/2, 47 исследовано 7 устьевых проб.

Нефть в пластовых условиях (Рпл.нач. – 13,3 МПа, tпл – 40ºС) сильно недонасыщена газом (Рнас – 6,5 МПа). Плотность пластовой нефти равна 0,824 г/см3, вязкость – 10,4 мПа·с.

По данным ОР газосодержание изменяется от 24,9 до 34,0 м3/т, по данным ДР – изменяется от 16,5 до 22,5 при принятом значении – 20,3 м3/т.

Объемный коэффициент по данным ДР изменяется от 1,05 до 1,085 при среднем значении 1,063.

Нефть в стандартных условиях относится к классу                               средних –0,865 г/см3 (0,846 ÷ 0,878 г/см3), повышенной вязкости – 26,5 мПа∙с (24,65 ÷ 26,5 мПа∙с).

Нефть является парафинистой, смолистой, сернистой. В нефти содержится: парафинов – 4,6 %; смол силикагелевых – 12,6 %;              асфальтенов – 4,6 % и серы – 1,10 %. Температура плавления парафина равна 50ºС.

Температура начала кипения составляет в среднем 54ºС. До 100ºС выкипает в среднем – 6,0 %, до 200 ºС – 24,5 %, до 300 ºС – 42,0 %.

Растворенный газ содержит: азота – 19,55 % об., углекислого            газа – 0,3 % об., метана – 31 % об., пропан –  пентановой фракции – 37,55 % об., гелия – 0,03 % об. Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,215 дол.ед.

Нефть залежи пласта Ф0 изучена только по устьевым пробам (скв. № 151, 162, 167) ввиду глубинно-насосного способа эксплуатации.

Нефть в стандартных условиях относится к классу                                тяжелых – 0,90 г/см3, высоковязкая – 67 ÷ 100 мПа·с.

По компонентному составу нефть характеризуется как сернистая             (1,5 %), смолистая (46 ÷ 58 %), парафинистая, с содержанием легких фракций 13 ÷ 23 % и растворенного сероводорода в попутном газе – 6,76 мг/л (0,44 %).

В 2007 г. отобрана и исследована устьевая проба нефти из скв. № 502. В стандартных условиях нефть имеет плотность 0,8965 г/см3,                         вязкость – 68,66 мПа∙с.

Пластовые воды продуктивных карбонатных отложений месторождения – термальные рассолы хлоркальциевого типа                            (по Сулину В.А.), хлоридно-натриевого состава с минерализацией свыше  200 г/л, плотностью 1,060 ÷ 1,240 г/см3. Реакция вод от кислой до нейтральной (рН=3,75 ÷ 7,5). Микрокомпоненты (йод, бром и др.) в подземных водах верхнедевонских отложений содержатся в повышенных концентрациях, однако их содержание более низкое, чем в нижележащем комплексе. Содержание йода колеблется от 1,90 до 15,20 мг/л и при среднем значении 6,76 мг/л; брома – от 138,53 до 433,08 мг/л при среднем         значении 310,07 мг/л.