Пласт ЮВ1. стратиграфически приурочен к верхам
васюганской свиты. В составе горизонта
выделяются продуктивные пласты ЮВ1/1 и
ЮВ1/2 представленные неравномерным переслаиванием
песчаников, алевролитов и аргиллитов,
с прослоями и линзами карбонатных пород.
Характерной является очень мелкая линзовидная
текстура, так называемая "рябчиковая",
обусловленная наличием микрослоев
и линзочек глин и углистого материала.
На площади месторождения в пласте ЮВ1
выделены основная залежь нефти, залежь
приуроченная к северной оконечности
Северо-Покурского поднятия и четыре мелких.
Промышленно нефтеносной на Урьевском
месторождении является залежь пласта
ЮВ1/1. Пласт ЮВ1/2 имеет зональное развитие
в пределах основной залежи и в районе
поисковой скважины 144П на Таежной структуре.
Основная залежь нефти пласта ЮВ1/1 охватывает
площади Урьевской, Южно-Урьевской структур
и распространяется на западное погружение
Урьевского куполовидного поднятия.
Залежь характеризуется сложным геологическим
строением. Имеет как структурный, так
и литологический контроль. В связи с резко
неоднородным строением пласта, присутствием
обширных зон замещения коллекторов, характеризуется
различными уровнями ВНК по площади. В
восточной части залежи ВНК наклонен в
северном направлении от -2540 м до -2587 м.
В западной погружается до -2700 м.
На западе залежь выходит за лицензионные
границы месторождения, распространяется
к югу вдоль погружения Чумпасской площади
и, очевидно, сливается с залежью Лас- Еганского
месторождения на севере. По характеру
изменения нефтенасыщенных толщин различаются
восточная, центральная и западная части
залежи.
В восточной части залежи, характеризующейся
наиболее неоднородным строением пласта,
толщины изменяются от 1,2 м до 13,2 м.
В центральной части пласт имеет выдержанное
строение, но его толщины варьируют в пределах
1,0 - 3,6 м. В западной части пласт также достаточно
выдержан и характеризуется нефтенасыщенными
толщинами от 3 м до 12,6 м, с сокращением
вблизи зон глинизации до 1,2 м - 2,4 м. В среднем
по залежи нефтенасыщенная толщина составляет
4,6 м.
При испытании пласта были получены притоки
нефти с начальными дебитами 1,02 - 33 м3/сут.
Таким образом, залежь пласта ЮВ1/1 характеризуется
сложным геологическим строением. Является
пластовой, литологически ограниченной.
Ее протяженность в широтном направлении
достигает 30 км, ширина изменяется от 3
км до 12 км, высота составляет 160 м.
Залежь пласта ЮВ1/2 имеет зональное развитие
со сложной конфигурацией, в песчаной
фракции преимущественно развита в центральной
части Урьевской структуры, в районе разведочных
скважин 1, 2, 9, 10. Ее границы обусловлены
зонами отсутствия коллекторов, имеющими
извилистые очертания, и контуром ВНК.
Поверхность ВНК наклонена на север от
-2540 -2550 м до -2587 м.
Нефтеносность залежи дополнительно
к результатам разведочных скважин подтверждена
2 эксплуатационными скважинами, которые
дали слабые притоки нефти дебитами 0,7
- 1,1 т/сут. А также результатами совместной
эксплуатации с пластом ЮВ1/1 еще в 5 скважинах,
которые работали с начальными дебитами
нефти 3,9 - 14,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины
в пределах залежи изменяются от 0,8 м до
5,4 м, в среднем составляют 2,4 м.
Залежь является пластовой, литологически
ограниченной. Имеет размеры 4 х 0,5 км, высоту
до 30 м.
Кроме основной залежи выявлена нефтеносность
пласта ЮВ1 в районах отдельных скважин
: 175Р, 93Р и 98Р, 81Р (Ахская площадь), 144П (Таежная
площадь), 148П и 151П (Северо-Покурское поднятие).
Коллекторами являются мелкозернистые
песчаники, реже -среднезернистые песчаники
и крупнозернистые алевролиты, серые,
буровато-серые, однородные, или слоистые
вследствие смены зернистости осадка,
а также концентрации УРД и глинисто-слюдистого
материала по плоскостям наслоения. Слоистость
косо-волнистая, линзовидная, мелкая косая,
горизонтальная. Характерно повышенное
содержание пирита, нередко образующего
крупные стяжения, а также карбонатных
линз прослоев.
По вещественному составу исследованные
коллекторы относятся к полимиктовому
типу. Основными породообразующими компонентами
являются кварц (40-50%) и полевые шпаты (25
-30%, до 40%) при стабильном преобладании
кварца. Локально песчаники обогащены
обломками интрузивных, эффузивных и осадочных
пород в различных соотношениях и слюдами.
Все кластические компоненты, кроме кварца
и кварцитов, неустойчивы к выветриванию
и в различной степени изменены. Зерна
кварца чистые, прозрачные, или мутные
вследствие обильных воздушно-газовых
включений. Полевые шпаты представлены
микроклинами, ортоклазами и плагиоклазами.
Основная масса глинистого цемента коллекторов
имеет аутигенное происхождение, представлена
преимущественно каолинитом, с примесью
хлорита, гидрослюды и характеризуется
неоднородным пленочно-порово-базальным
распределением. Карбонатный цемент в
основной массе коллекторов имеет локально-поровое
распределение (0,5 - 1%).
В целом по пласту ЮВ1/1 доминируют песчаники
мелкозернистые (Мd=0,188 мм), хорошо отсортированные
(Sо=1,73), малоглинистые (8,4%) и малокарбонатные
(0,8%), которые в данных фациальных условиях
обычно являются коллекторами IV - V классов.
Среднее значение пористости по пласту
15,7%, породы с пористостью выше 18% составляют
всего 16%.
Среднее значение проницаемости
по пласту составило 28,6,1*10-3 мкм2.
Свойства
пластовых флюидов.
Пластовые нефти Урьевского месторождения
являются типичными для рассматриваемого
района. В условиях пласта нефти Урьевского
месторождения легкие, маловязкие, с давлением
насыщения нефти газом значительно
ниже пластового давления. На локальных
купольных участках газосодержание достигает
максимальных значений при относительно
низкой плотности дегазированной нефти.
В приконтурных зонах газосодержание
закономерно снижается, плотность нефти
возрастает за счет гравитационных, диффузионных
и окислительных процессов.
Вниз по разрезу месторождения увеличивается
содержание растворенных углеводородов,
количество светлых фракций, твердых парафинов,
снижается содержание смол, асфальтенов,
соответственно уменьшается плотность
нефтей.
В составах жидкой и газовой фаз концентрация
нормальных углеводородов заметно выше
концентрации их изомеров, что характерно
для чисто нефтяных залежей, не затронутых
процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).
На основании критериев,
предусмотренных стандартом ГОСТ
912-66, нефти Урьевского месторождения
легкие и сравнительно легкие, маловязкие,
малосмолистые, парафинистые, сернистые,
с выходом фракций до 350С около 55%.
Пласт АВ1-2. По поверхностным пробам плотность нефти
изменяется от 823 до 891 кг/м3, в среднем составляет 864 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым.
Кроме того, нефть пласта является парафинистой
(в среднем 2,92 %), смолистой (8,07 %), сернистой
(0,84 %), с содержанием асфальтенов – до
4,86 % (в среднем 3,16 %). Выход бензиновых фракций
(до 200 °C) составляет порядка 24,3 % объемных,
светлых (до 300 °С) – порядка 43,3 % объемных
.
Пластовая
нефть имеет следующие усредненные параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 43 м3/т, плотность пластовой нефти –
806 кг/м3, сепарированной – 862 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна
2,23 МПа∙с (таблица 2.5.1).
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 38,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,099, плотность
сепарированной нефти – 858 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании:
содержание метана – 85,91 %, этана – 2,78 %,
пропана – 3,53 %, изобутана – 1,57 % (таблица
2.5.2).
Пласт БВ6. По поверхностным пробам плотность нефти
изменяется от 831 до 900 кг/м3, в среднем составляет 874 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того,
нефть пласта является парафинистой (в
среднем 2,97 %), смолистой (в среднем 8,38 %),
сернистой (в среднем 1,43 %), с содержанием
асфальтенов – в среднем 1,32 %. Выход бензиновых
фракций (до 200 °С) составляет порядка 20,5
% объемных, светлых (до
300 °С) – порядка 39 % объемных.
Пластовая
нефть имеет следующие усредненные параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 44 м3/т, плотность пластовой нефти –
809 кг/м3, сепарированной – 872 кг/м3. Вязкость пластовой нефти - 2,17
МПа∙с, т.е. нефть маловязкая.
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 39 м3/т, объемный коэффициент – 1,108, плотность
сепарированной нефти – 865 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании: содержание
метана – 83,48 %, этана – 3,43 %, пропана –
3,88 %, изобутана – 1,4 %.
Пласт БВ8. По поверхностным пробам плотность нефти
изменяется от 846 до 916 кг/м3, в среднем составляет 860 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того,
нефть пласта является парафинистой (в
среднем 2,74 %), смолистой (в среднем 5,13 %),
сернистой (в среднем 0,84 %), с содержанием
асфальтенов – в среднем 1,5%. Выход бензиновых фракций (до 200 °С)
составляет порядка 25,4 % объемных, светлых
(до
300 °С) – порядка 41,4 % объемных.
Пластовая
нефть имеет следующие средние параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 62 м3/т, плотность пластовой нефти–772
кг/м3, сепарированной – 855 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость -
1,58 МПа∙с.
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 54 м3/т, объемный коэффициент – 1,164, плотность
сепарированной нефти – 849 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании:
содержание метана – 73,35 %, этана – 5,81 %,
пропана – 8,87 %, изобутана – 2,59 %.
Пласт БВ10. По поверхностным пробам плотность
нефти изменяется от 832 до 880 кг/м3, в среднем составляет 847 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме
того, нефть пласта является парафинистой
(в среднем 2,42 %), смолистой (6,82 %), сернистой
(0,98 %), с содержанием асфальтенов – до
6,32 % (в среднем 1,64 %). Выход бензиновых фракций
(до 200 °С) составляет порядка 28,4 % объемных,
светлых (до 300 °С) – порядка 52,3 % объемных.
Пластовая
нефть имеет следующие усредненные параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 75 м3/т, плотность пластовой нефти –
772 кг/м3, сепарированной – 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна
0,94 МПа∙с.
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 65,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,167, плотность
сепарированной нефти – 840 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании:
содержание метана – 67,28 %, этана – 9,95 %,
пропана – 12,54 %, изобутана – 1,97 %.
Ачимовская толща. По поверхностным пробам плотность нефти
изменяется от 840 до 844 кг/м3, в среднем составляет 842 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме
того, нефть пласта является парафинистой
(в среднем 1,65 %), смолистой (5,24 %), сернистой
(0,84 %), с содержанием асфальтенов – до
0,88 % (в среднем 0,58 %). Выход бензиновых фракций
(до 200 °С) составляет порядка 30,6 % объемных,
светлых (до 300 °С) – порядка 55,4 % объемных.
Пластовая
нефть имеет следующие усредненные параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 98 м3/т, плотность пластовой нефти –
752 кг/м3, сепарированной – 837 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна
0,63 МПа∙с.
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 82,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,194, плотность
сепарированной нефти – 833 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании:
содержание метана – 67,72 %, этана – 12,48
%, пропана – 12,09 %, изобутана – 1,04 %.
Пласт ЮВ1. По поверхностным пробам плотность нефти
изменяется от 825 до 913 кг/м3, в среднем составляет 850 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме
того, нефть пласта является парафинистой
(в среднем 2,03 %), смолистой (5,18 %), сернистой
(0,94 %), с содержанием асфальтенов – до
0,78 % (в среднем 0,46 %). Выход бензиновых фракций
(до 200 °С) составляет порядка 27,9 % объемных,
светлых (до 300 °С) – порядка 49,8 % объемных.
Пластовая
нефть имеет следующие усредненные параметры,
определенные при контактном разгазировании:
газосодержание – 98 м3/т, плотность пластовой нефти –
759 кг/м3, сепарированной – 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна
0,88 МПа∙с.
По результатам
дифференциального разгазирования: газосодержание
– 84,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,200, плотность
сепарированной нефти – 835 кг/м3.
Компонентный
состав газа (мольное содержание в %) при
дифференциальном разгазировании:
содержание метана – 68,41 %, этана – 11,24
%, пропана – 11,38 %, изобутана – 1,5 %.
Химический состав и свойства пластовых
вод.
Химический состав и физические свойства
пластовых вод в основном изучались по
поверхностным пробам, отобранным при
испытании скважин. Как показали результаты
исследований, пластовые воды преимущественно
хлоридно-кальциевого типа (по В. А. Сулину).
Концентрация
полезных микрокомпонентов значительно
ниже промышленных кондиций и не представляют
интереса в качестве источника минерального
сырья. Измеренная минерализация вод (по
качественным пробам) колеблется от 20,8
до 26,6 г/л. В пластовых условиях воды имеют
плотность в пределах от 981 до 997 кг/м3 при вязкости в диапазоне от 0,31 до
0,44 мПа∙с.
Максимальная
величина газосодержания отмечается на
локальных участках вблизи ВНК, достигая
2,3 – 2,8 м3/ м3, и уменьшается к периферии до 0,8
- 1 м3/ м3.
Химический
состав хлоридно-кальциевых вод Урьевского
месторождения отличается большим содержанием
ионов Na+ и Cl-. Максимальное количество ионов
Na+ и Cl-, достигает ─ 9078,9 мг/л и 16829,9 мг/л,
соответственно. Также, хотя и в меньшем
количестве присутствуют ионы Ca++ ─ 687,8-1192,2 мг/л.
- Расчет эффективности проведения
ГРП
Исходные
данные
Месяц |
июн.10 |
июл.10 |
авг.10 |
сен.10 |
окт.10 |
ноя.10 |
дек.10 |
янв.11 |
фев.11 |
Всего по участку (Qн),т |
122020 |
123176 |
124182 |
125166 |
126141 |
127075 |
128089 |
129209 |
130048 |
Всего по участку (Qж),т |
166599 |
168828 |
171080 |
173175 |
175241 |
177392 |
179786 |
182741 |
185694 |
мар.11 |
апр.11 |
май.11 |
июн.11 |
июл.11 |
авг.11 |
сен.11 |
окт.11 |
ноя.11 |
131035 |
132021 |
132974 |
133957 |
135766 |
136928 |
138317 |
139787 |
141437 |
188985 |
192102 |
195319 |
198427 |
203249 |
207201 |
211675 |
216673 |
221863 |