Геологическое строение Северо-Комсомольского месторождения и проект доразведки залежей нефти и газа пласта ПК1 меловых сеноманских отлож

Задача отделения газонасыщенных интервалов от нефтенасыщенных решается по результатам испытаний и по данным ГИС с использованием  качественных признаков: более высокие значения по индукционному методу, превышение показаний In по нейтронному методу в газоносных прослоях по сравнению с нефтеносными.

На рис. 3,4,5,6 приведены последовательно указанные схемы корреляции.

В приложениях 9,10,11 и 12 приведены для  большей наглядности перечисленные схемы корреляции большего масштаба.

 

 

Рис. 3 Схема корреляции пласта ПК1 по скважинам 21,23

 

 

 

 

 

 

Рис. 4 Схема корреляции пласта ПК1 через скважины 26, 467, 472

 

 

 

Рис. 5 Схема корреляции пласта ПК1 через скважины 477, 35, 899

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6 Схема корреляции пласта ПК1 через скважины 501, 461, 465, 32 и условные обозначения

3. Характеристика пластов-коллекторов пласта ПК1. Физико-химические свойства нефти и газа

 

Пласт характеризуется весьма сложным  геологическим строением, проявляющимся в тонком линзовидно-слоистым чередовании рыхлых песков, песчано-алевритовых и глинистых пород, обладающими значительной структурно-текстурной неоднородностью по разрезу и площади.

Коллекторами в составе пласта являются мелкозернистые песчаники и песчанистые алевролиты полимиктового состава, рыхлые и слабосцементированные, имеющие сложную структуру порового пространства. В литологическом отношении поровые коллекторы неоднородные по структуре, текстуре, количественному содержанию обломочного материала, глинистого и карбонатного цемента, интенсивности постседиментационных преобразований.

Песчаники светло-серые и серые, нефтенасыщенные разности – от желтого  до светло-коричневого цвета, мелко- и среднесцементированные глинистым  цементом, но в большинстве своем слабосцементированные, рассыпающиеся при прикосновении, однородные и слоистые. Алевролиты светло-серые и серые, крупно- и разнозернистые, песчанистые, глинистые, участками известковистые, некрепкие, часто слабосцементированные, обычно тонкопереслаивающиеся с мелкозернистыми песчаниками и темно-серой глиной. Нефтенасыщенные песчаники и алевролиты имеют желтоватый и светло-коричневый цвет. По вещественному составу породы относятся к полимиктовому типу. Основными породообразующими компонентами являются полевые шпаты, кварц, обломки горных пород и второстепенные минералы. В зависимости от количества и состава цемента выделяются следующие типы: каолинитовый, гидрослюдисто-каолинитовый, равномерный, пленочно-порового типа. Как второстепенная примесь в глинистом цементе отмечается присутствие хлорита и смешаннослойных образований с небольшим содержанием набухающих слоев.

Песчаники и алевролиты с карбонатным  цементом встречаются в виде единичных  маломощных прослоев, которые входят в состав отложений.

Наиболее полно состав и свойства углеводородов на Северо-Комсомольском месторождении изучены по нефтегазовой залежи пласта ПК1, из которой в процессе геолого-разведочных работ было отобрано и исследовано в поверхностных условиях 44 пробы нефти.

Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая, имеет плотность от 0,822 до 0,917 г/см³, высоковязкая (от 46 до 107 мПа.с), характеризуется довольно низким газосодержанием (23-33 м³/т). Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,6 до 10,3 МПа, в среднем равно 8,8 МПа или на 2,2 МПа ниже начального пластового давления (11 МПа). Поскольку вязкость пластовой нефти является важнейшим параметром при тепловом воздействии на пласт, определено ее среднее значение, которое составило 70 мПа.с.

 На южном блоке структуры пласта ПК1 нефть, залегающего ниже пласта ПК18, имеет плотность в пластовых условиях 0,856 г/см³, вязкость – 9,5 мПа.с., газосодержание колеблется от 46 до 52 м³/т и в среднем составляет 48 м³/т.

 Давление насыщения равно 15 – 16 МПа при пластовом давлении 17,8 МПа. Минимальные значения плотности, вязкости и максимальное газосодержание имеет та часть нефтяного слоя, которая непосредственно  контактирует с газовой шапкой. Более тяжелой, вязкой, осмоленной и менее газонасыщенной является нижняя часть нефтяного слоя на контакте с подошвенной водой. И в том и в другом случаях возможно наличие небольших по толщине переходных зон.

Исследованиями установлены следующие  физико-химические характеристики: нефть  является тяжелой, сернистой, смолистой, малопарафиновой.

          Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200ºС, составляет 0,8% до 350º С – 29,1% и до 500º С – 66,2%. Выход бензиновых дистиллятов – 0,8%. Нефть не может служить сырьем для получения реактивных топлив и осветительного керосина.

Растворенный (попутный) газ из залежи пласта ПК1 в основном состоит из метана (98%) и этана (0,2%). Содержание неуглеводородных компонентов очень мало: углекислого газа 0,2-0,7%, азота 0,4-10%. Аргон и водород присутствуют в незначительных количествах, гелий – за пределами кондиционных (0,025%) значений.

 Газ из газовой шапки близок  по своему составу к растворенному:  метан (98%) этан (0,1%). Также имеются  незначительные содержания углекислого  газа, азота. Относительная плотность  газа по воздуху (воздух 1) 0,56.

 

3. Подсчет запасов

 

1. Опробование и обоснование положения ВНК и ГНК. Схема строения залежей

 

При обосновании положения газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов  по некоторым объектам были встречены  определённые трудности, связанные  с пониженным залеганием газонасыщенных интервалов в нефтегазонасыщенных залежах и повышенным залеганием водонасыщенных прослоев в нефтенасыщенных залежах. В качестве главных природных факторов этих явлений были признаны: в первом случае - высокая подвижность газа газовых шапок, обусловливающая возможность прорыва газа по отдельным более проницаемым прослоям или каналам при создании даже небольших репрессий при опробовании ниже залегающих нефтенасыщенных интервалов, во втором, - тонкослоистый характер строения выделенных пластов, а также повышенная глинизация разреза подсчётных объектов, обусловившая получение притоков воды при положительной характеристике их по данным ГИС. Повышенному залеганию водонасыщенных прослоев в разрезе пласта ПК1  мог способствовать гидрофобный характер смачиваемости слагающих его пород.

Современному представлению о  распределении продукта и воды в  залежах посвящено много отечественной  и зарубежной научной литературы. Большинство исследователей сходятся во мнении, что вертикальная модель залежи включает в себя последовательность следующих зон: предельной насыщенности, недонасыщенной, двухфазного потока и чистой воды (водонасыщенной).

Как правило, за ВНК принимают границу  в зоне совместных притоков продукта и воды. В настоящем отчете, в  качестве ВНК принимается поверхность  в переходной зоне, выше которой коллектор отдает безводную нефть – верхняя граница зоны двухфазного потока.

В прослоях коллекторов, в которых  достоверная оценка характера насыщения  по УЭС затруднена, характер насыщения  оценивался по положению прослоя  относительно установленного водонефтяного контакта с учётом результатов испытаний. Задача отделения газонасыщенных интервалов от нефтенасыщенных решается по результатам испытаний и по данным ГИС с использованием трёх качественных признаков: более высокие значения по индукционному методу, превышение показаний по нейтронному методу в газоносных прослоях по сравнению с нефтеносными. Совместно с этими признаками учитывалось гипсометрическое положение пласта относительно отметки газонефтяного контакта. На рис. 7 приведены схемы обоснования ВНК и ГНК по двум залежам пласта ПК1.

 

 

Рис. 7 Схема обоснования ВНК и ГНК по залежи 1 и залежи 2 пласта ПК1 и условные обозначения

Схема строения залежей 1 и залежей 2 пласта ПК1 построены на основе карты кровли пласта ПК1 (приложение 2) и схем корреляций, указанных выше, приводятся соответственно в приложениях 3 и 4.

 

2. Выбор формулы подсчета

 

Учитывая сложное геологическое  строение месторождения, неоднородность пласта, а также весьма скудное  освещение площади нефтегазоносности  разведочными скважинами, обоснование подсчетных параметров имело свои трудности и неоднозначности. В качестве подсчетного объекта по результатам корреляции скважин был выбран пласт ПК1 с двумя залежами нефти и газа. В качестве исходного материала для подсчета были использованы структурные карты и данные гелого-геофизических исследований.

 Был выбран широко используемый  в практике объемный метод,  основанный на геолого-геофизической  характеристике продуктивных пластов  и условиях залегания в них  нефти и газа. Использованы следующие формулы:

А) для подсчета начальных геологических  запасов нефти:

 

где – начальные геологические запасы нефти, т

      площаль нефтеносности, м²

 средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта, м

      коэффициент эффективной пористости, доли единицы

 коэффициент нефтенасыщенности,  доли единицы

         плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³

        пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы

 

Б) для подсчета начальных геологических  запасов газа:

 

              

 

                 где _βГ - коэффициент газонасыщенности, доли единицы

начальное и конечное пластовое  давление в залежи, физ.атм.

                 α_к и α_н – поправки на свойства газа соответственно для начального и конечного Р_н и Р_к давлений

                 f –поправка на температуру, доли единицы

          В) для  подсчета извлекаемых запасов  нефти:

                        Q_изв.н = Q_{геол. н} × η,

                  где η – коэффициент нефтеотдачи пласта, доли единицы

 

3. Обоснование подсчетных параметров для пласта ПК1

Площади газоносности и нефтеносности. Внешний и внутренний контуры нефтеносности определялись по структурным картам, построенным в масштабе 1:50000 с использованием программного пакета Surfer по кровле и подошве коллекторов продуктивных пластов, исходя из принятых отметок ГВК, ГНК и ВНК, а площади нефте- и газоносности - по картам эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин.

Величины hэф. г и hэф. н по выбранным скважинам и выделенному подсчетному объекту приведены в таблице 1. На основании этих данных были построены карты эффективных  газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин с сечением изопахит в основном 1 м. Средневзвешенные по площади или объёму величины нефте-газонасыщенных толщин по выделенным залежам определялись как частное от деления объема коллекторов (нефте- или газонасыщенных пород) на площадь их нефте- и газоносности.

Таблица 1. Эффективные нефтенасыщенные и газонасыщенные толщины пласта ПК1, вскрытого разведочными скважинами

 

Скв, номер	hэф. нефтенасыщ. М	hэф. газонасыщ. М	Скв, Номер	hэф.нефтенасыщ. м	hэф. газонасыщ. М
472	9.2	7	32	14.20	16.20
467	11.4	19.6	465	8.80	26.00
442	12.5	1.8	461	7.20	18.40
28	13.8	3	35	9.40	9.60
18	12.6	13.2	501	3.80	7.60
453	11.6	10.6	24	8.60	39.00
23	17.4	17.8	458	13.80	16.80
21	13	9.2	440	5.40	19.60
31	2.6	0	462.00	2.20	0.00
20	7	28.8	899.00	6.00	7.00
26	11	0	456.00	5.40	0.00
27	6.4	0	477.00	6.60	0.80
472	9.2	7	450.00	7.20	15.80

 

Коэффициент открытой пористости определялся по лабораторным исследованиям керна и данным ГИС в работе [1]. По результатам исследований было установлено, что в целом по пласту ПК1 коэффициент пористости варьируется от 0,338 до 0,382 доли ед. Целесообразно выбирать среднее значение для подсчета запасов, поэтому было принято m_эф. = 0, 36.

Коэффициент нефтенасыщенности  изучался по косвенному методу, основанному на определении остаточной воды в образцах керна путем центрифугирования, и по данным ГИС. Как в случае с открытой пористостью и по тем же причинам для подсчета запасов было принято значение β_н = 0,58.

Коэффициент газонасыщенности определялся по результатам ГИС и составил β_г = 0,45.

Пластовое давление начальное  и конечное составило соответственно 125,6 и 1,04 физ.атм.

Поправки на свойства газа для начального и конечного пластового давления составили соответственно 1,15 и 1.

Поправка на температуру газа составила 0,95 (по материалам [1]).

 

4. Подсчет запасов нефти и газа залежей пласта ПК1

 

Результаты подсчета приведены  в таблице 2. Следует отметить, что  выделение границ категории С1 и  С2 проводились в соответствии с  «Инструкцией по применению классификации запасов месторождений нефти и горючих газов», причем при классификации запасов углеводородов по категории С1 предпочтение отдавалось факту получения притоков нефти более 3 м3/сут и газа – более 15 тыс.м3/сут при опробовании скважин. Эти величины приняты с учётом опыта рассмотрения материалов по подсчёту запасов  углеводородов месторождений Западной Сибири на балансовых комиссиях по запасам (бывших ТКЗ) Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов Тюменской области. Граница запасов этой категории проводилась в основном в пределах круга радиусом 1 км от скважин с положительными результатами опробования или испытания. На остальной территории выделенных залежей запасы углеводородов были отнесены к категории С2.

 

 

 

Таблица 2.

 

Пласт ПК1		F, тыс м2	mэф , м	h эф н, м	h эф г, м	β , дол ед	θ , дол ед	ρ г/см3	Начальные геологические запасы нефти, тыс т	Начальные геологические запасы газа, млн м3
С1	нефть	98193	0,36	9,17	13,2	0,58	0,96	0,94	682052
	Газ	48022	0,36							121846
С2	нефть	189371	0,36	5,88		0,58	0,96	0,94	54086
	Газ	52691	0,36		17,2					792