Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения

      Коллекторы пропластка Ф₀-2 занимают 82 % площади и отсутствуют в скважинах 2, 5, 22, 102, 103, 127. Общая толщина в среднем составляет 7,5 м, имея минимальное значение 4 м в скважине 22, максимальное – 13 м в скважине 105. Эффективная толщина изменяется от 1 м в скв. 107 до 2,8 м в скв. 158, составляя в среднем 1,7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,7 м, имеет тот же диапазон изменения. Коэффициент гранулярности равен 0,22. В разрезе прослеживается один проницаемый прослой.

      Проницаемые отложения пропластка Ф₀-1 отсутствуют в скважинах 105, 127 и занимают 86% площади. В разрезе прослеживается  от 1 до 2 проницаемых прослоя (в среднем 1,47). Общая толщина пропластка Ф₀-1 в среднем составляет 8,81 м, изменяясь от 6 до 13 м. Эффективная толщина достигает 4,4 м (скв. 104), имея среднее значение 2,99 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 в скважине 112 до 4,4 м в скважине 104, при среднем значении 3,2 м. Коллекторы занимают 35,5% всего объема пропластка Ф₀-1.

      Коллекторы  пропластка Ф₀-0 занимают 80 % площади нефтеносности. Общая толщина в среднем составляет 13,3 м, имея минимальное значение 7 м в скважине 127, максимальное – 22 м в скважине 105. Эффективная толщина изменяется от 0,8 в скважине 158 до 4 м в скважине 5, составляя в среднем 1,9 м. Нефтенасыщенные карбонаты вскрыты в скважинах 5, 101, 158, 159. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2,85 м. Коэффициент гранулярности – 0,13. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (коэффициент расчлененности – 1,09).

        2.Залежь нефти пласта Ф₂ елецкого горизонта приурочена к глубинам 1655 – 1774 м (в среднем 1708 м). Продуктивными являются известняки мелкообломочные, неравномерно пористые, участками кавернозные и пятнисто доломитизированные.

      После оперативного подсчета запасов (1991г) на месторождении проводилось эксплуатационное бурение. Результаты опробования скважин свидетельствуют о различном гипсометрическом уровне ВНК и о площадной разобщенности залежей.

      Определение характера насыщения коллекторов  по пласту Ф₂ обычными способами по методу удельного электрического сопротивления затруднено, так как УЭС отражают промытую зону. В таких случаях продуктивность коллекторов определяется опробованием интервалов, давших безводную нефть.

      В районе скважины 21 по данным ГИС и  опробования ВНК принят на отметке минус 1528 м. При испытании в процессе бурения в интервале 1651 – 1667 (-1522,6 –1538,6 м) и в колонне 1652 – 1656 (1523,6 – 1527,6) м получены притоки нефти и минерализованной воды. Это не противоречит данным ГИС, так как ВНК вскрыт внутри продуктивного пласта на глубине 1656,2 (-1527,8) м. Площадь нефтеносности этого участка – 1987,5 тыс. м². Залежь сводовая, пластовая с размерами 2,5´1,05 км, высотой около 10 м.

      На  остальной площади подсчетный уровень  принят на абсолютной отметке минус 1522 м. В скважине 103/2 подошва последнего нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине 1727,2 (-1522,4), кровля первого водонасыщенного коллектора в скважине 112  – на глубине 1726 (-1521,9) м. Площадь нефтеносности – 10718,75 тыс. м². Залежь сводовая, пластовая с размерами 7,0 ´1,9 км, высотой 28 м (скв. 159).

      Общая мощность пласта Ф₂ достигает 18,3 м (скв. 103/2), составляя в среднем 14,8 м. Нефтенасыщенные толщины залежи нефти пласта Ф₂ изменяются от 1,6 м (скв. 21) до 8,2 м (скв. 104), средневзвешенная по площади (площадь нефтеносности – 12706,25 тыс. м²) толщина равна 3,32 м. Эффективная толщина имеет среднее значение – 6,2 м, при минимальном  – 2,6 м в скважине 162 и максимальном  – 10,4 м в скважине 157.

      В разрезе прослеживаются от 1 до 3 проницаемых  прослоя. Коэффициент расчлененности равен 1,45. Коллекторы занимают 42% от общего объема пласта Ф₂.

      Для количественной оценки степени прерывистости  пласта по площади определен коэффициент распространения пород-коллекторов. Для пласта Ф₂ он равен 1, т.к. в пределах внешнего контура нефтеносности коллекторы развиты повсеместно  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4 УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ

       Главной особенностью карбонатного накопления является преобладание биогенного механизма извлечения СаСО₃ из морской воды, значительно меньшее значение имеют хемогенный и биогенный способы. Так как основным объектом данной работы служат рифовые комплексы и генетически связанные с ними отложения, то речь далее пойдёт о шельфовом и склоновом (верхняя и нижняя части континентального склона) карбонатонакоплении, обусловленном в основном детальностью бентоса, обладающего карбонатной функцией. Те же организмы осаждают СаСО₃ на шельфах океанических островов и на океанических подводных поднятиях. В основе биогенного осаждения карбонатов лежит избирательная способность организмов поглощать элементы, находящиеся в морской воде, и накапливать их в комбинациях, отличных от существующих в морском растворе.

       Образование биогенного карбонатного материала  происходит за счёт солей, растворённых в речной воде, поступающей с суши. Растворённые формы – основа биогенного карбонатонакопления - достигают шельфа и склона без заметных изменений количества. По химическому составу морская вода отличается от речной: в морской воде Na>Mg>Ca и Cl>SO₄ >CO₃ , в речной воде – Ca>Na>Mg и CO₃ >SO₄ >Cl. Только в результате осаждения карбонатного материала речная вода может превратиться в морскую. Главную роль в этом процессе играют сложные биологические системы организмов. Рифовые биоценозы представляют собой наиболее яркий пример таких систем, состоящих из комплекса взаимосвязанных организмов, деятельность которых направлена на извлечение карбонатов из морской воды и максимальную их концентрацию. В то же время рифовые биоценозы сами служат активными поставщиками карбонатного материала, накапливающегося в виде обломков и карбонатных илов на шельфе и в верхней части континентального склона, а также поступающего в виде растворов и взвеси во внутренние части морей и океанов.

       Рифы  представляют собой промежуточную  ступень в переносе карбонатов с континентов во внутренние части океанов. Большую роль в продуцировании современных мелководных карбонатов играют также известковые водоросли, мшанки, моллюски, балянусы, населяющего дно шельфов.

       Другая  особенность карбонатонакопления, являющаяся следствием преобладания биогенного механизма концентрации карбонатов, заключается в том, что реализация солей кальция, растворённых в речной воде, в минеральные образования происходит не в местах их поступления в морской бассейн, а на участках с благоприятными для жизни организмов условиями. К таким условиям относятся: прозрачная тёплая вода, активная гидродинамическая обстановка и мелководье. Они характерны для экваториальных поясов и областей действия тёплых океанических течений. Для карбонатонакопления необходима температура воды, равная в среднем +18 ⁰С. Необходимым условием для органогенного осаждения СаСО₃ является прозрачность воды.

       Относительные изменения уровня моря определяют вертикальную неоднородность разреза, проявляющуюся в его цикличности, обусловленной миграцией фаций во времени, в смене типов пород (слоистость, ритмичность) или в наличии перерывов (плитчатость,  стратиграфическое несогласие ). В механизме взаимодействия локальных тектонических движений, скорости седиментации и эвстатических колебаний уровня моря, определяющем общую направленность карбонатонакопления через соотношение факторов концентрации СаСО₃ и его рассеивания, ведущую роль играют эвстатические колебания уровня моря, являющейся основной причиной дифференциации разреза. Благодаря регулярности и повсеместному действию в бассейне, они, вызывая смещение фаций и чередование генетических типов отложений в разрезе. В то же время для концентрации больших объёмов карбонатных осадков, в частности для устойчивого рифообразования, необходимы тектонические погружения, соизмеримые со скоростями рифообразования. Взаимодействие указанных факторов во времени определяет разнообразие типов цикличности карбонатов.  

       5 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

      В нефтенасыщенной части пласта пашимского горизонта керн отобран только в скважине 44 (интервал 1821,2 – 1825,2 м). Отобрано пять проницаемых образцов с пористостью от 9,1 до 15,7% (в среднем 12,7%) и проницаемостью 4,7-1772,77´10^-15 м²,  средней 443´10^-15 м² .

      Гидродинамические исследования в нефтяной зоне проведены в 12 скважинах. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 23 определениям составило 1330´10^-15 м², при диапазоне изменения 3,4-7442´10^-15 м².

      В виду незначительного количества определений по керну коэффицент пористости оценивался по НГК. Пористость, оцененная по 46 скважине (76 определений) в среднем составила 9,2% (диапазон изменений по скважинам 5,2 – 12,5%).

      Коэффициент нефтенасыщенности оценивался по балансу  пористости Кн = Кп^эф / Кп. Эффективная пористость рассчитывалась  по зависимости Кп ^эф = 0,952 Кп – 0,0046, полученной для одновозрастных отложений Южно-Лыжского месторождения (которые близки по физико-литологическим свойствам) по результатам бурения скважины 43 на ИБР и прошедшей апробацию в ГКЗ. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по 21 скважинам (76 определений) в среднем составил 0,74 (диапазон изменений 0,59 – 0,83).

      В нефтенасыщенной части пласта старооскольского горизонта керн отобран только в скважине 2 (интервал 1678 – 1686 м). Исследовано 6 проницаемых образцов с пористостью от 11,1 до 16,3% (средняя  13,4%) и проницаемостью 1,75–10,98´10^-15 м² (средняя 5,67´10^-15 м²). Граничная проницаемость для коллекторов принята 1,0´10^-15 м², как для большинства залежей месторождений Тимано-Печорской провинции, приуроченных к одновозрастным отложениям.

      Три скважины (скв. 2, 11, 21) гидродинамически исследованы в нефтяной зоне. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 5 определениям составило 5,44´10^--15 м², при диапазоне изменения 1,3 –15,4´10^-15 м².

      Коэффициент пористости оценивался по НГК, так как  по керну явно недостаточное количество определений. По ГИС пористость, оцененная по 16 скважинам (61 определение), изменяется от 5,6 до 18%, составляя в среднем 11%.

      Коэффициент нефтенасыщенности оценен по способу  баланса пористости по зависимости Кп^эф = f (Кп), полученной для одновозрастных отложений Пашшорского месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по ГИС (8 скважин, 41 определение), варьирует от 0,78 до 0,87, составляя в среднем 0,84, что и принято при оперативном подсчете запасов.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

6 СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА

     В процессе разведки Северо-Кожвинского месторождения были отобраны и исследованы устьевые и глубинные пробы нефти и попутного газа, послужившие исходным материалом для определения физико-химических свойств, товарной характеристики нефти и обоснования подсчетных параметров для оценки запасов УВ.

 Экспериментальные  работы по исследованию отобранных  проб проводились в лабораториях КОМЭ ТПО ВНИГРИ.

Нефти залежи пласта афонинского горизонта

             Нефти данных отложений охарактеризованы девятью пробами, отобранными  из двух скважин.

     Нефти в пластовых условиях сильно недонасыщены газом, при пластовом давлении 29 МПа и температуре 57 ^оС (54,5 – 58 ^оС) – давление насыщения равно 11.4 МПа.Газовый фактор равен 83.3 нм3/т.Пластовая нефть имеет плотность 0,751г/см3,вязкость 2.41 мПа´с.Содержание растворенного газа 25,4 м³/т (19,8 – 27,9 м³/т) по однократному разгазированию (ОР), 19,6 м³/т (16,8 – 22,4 м³/т) по дифференциальному разгазированию (ДР). Объемный коэффициент равен 1,219.

     Разгазированная нефть характеризуется как легкая, смолистая, парафиновая, слабосернистая, повышенной вязкости 6,22 мПа´с. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 ^оС – 5,6% мол.; до 200 ^оС – 33,7% мол. и до 300 ^оС – 56,9% мол.

     Надо  отметить, что параметры по результатам  дифференциального разгазирования несколько отличаются от параметров, принятых в подсчете запасов. В данной работе при подсчете средних значений параметров  в соответствии с инструкциями по подсчету запасов взяты результаты только многоступенчатого разгазирования, без учета двухступенчатого.

     Растворенный  газ сероводородно-азотнометановый, “высокожирный”. Содержание азота составляет 35,68% мол. и гелия 0,072% мол., углекислого газа – 1,66%  мол.

Нефти залежи пласта старооскольского горизонта

            Характеристика нефти пласта представлена на основе изучения 5 устьевых и 11 глубинных проб из скважин 2, 5, 11, 21.

     Пластовая нефть сильно недонасыщена газом, при пластовом давлении 17,2 МПа (16,5 – 17,7 МПа) – давление насыщения равно 4,4 МПа (1,9 – 5,9 МПа). Пластовая температура изменяется от 50 до 53 ^оС и в среднем равна 52 ^оС. Плотность пластовой нефти составляет в среднем 0,812 г/см³ (0,807 – 0,825 г/см³), вязкость определена в пределах 2,44 – 2,85 мПа´с (в среднем 2,72 мПа´с). Содержание растворенного газа 24,1 м³/т (16,2 – 28,6 м³/т) по ОР, 23,1 м³/т (20,9 – 24,9 м³/т) по ДР. Объемный коэффициент 1,08 (1,067 – 1,088) по ОР; 1,071 (1,065 – 1,076) по ДР.