Общая геологическая характеристика месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

13

1. Геологическая часть

1.1 Общая геологическая характеристика месторождения[1]

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие три комплекса пород: кристаллический фундамент палеозойского возраста, образования промежуточного структурного этажа пермо-триасового возраста и перекрывающая их мезозойско-кайнозойская толща осадочного чехла.

На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала (структура I порядка). В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20 - 80 300 км. Его северная часть ограничена с запада Толькинским мегапрогибом, а с востока - Ларьеганским мегапрогибом. Структура II порядка, в свою очередь, также осложняется многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразна от 2 7 км до 5 23 км. С последними и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях, открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.

В северной части мегавала на юге Колик-Еганского вала в границах Сикторского локального поднятия в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти.

Хохряковское месторождение (Сикторская структура) по отражающему горизонту «Б» представляет собой брахиантиклинальную складку, оконтуривающуюся изогипсой - 2360 м субмеридианального простирания. Амплитуда - 110 м. В структурном отношении в основном сохраняет характерные черты нижележащего горизонта с выполаживанием куполков и впадин в сводовой части структуры.

1.2 Характеристика продуктивных пластов[1]

В пределах месторождения горизонт ЮВ1 имеет повсеместное распространение. Верхняя и нижняя части разреза (пласты ЮВ11, ЮВ13) представлены преимущественно переслаиванием плотных и проницаемых пород. Местами верхние пласты сливаются, образуя монолитные тела, обуславливающие гидродинамическую связь между всеми частями разреза. Породы-коллекторы в основном приурочены к средней части горизонта - пласту ЮВ12. Для западного склона месторождения характерна наибольшая глинизация разреза горизонта ЮВ1. Зон с полным отсутствием коллекторов горизонта ЮВ1 в пределах месторождения нет. Максимальные толщины горизонта ЮВ1 приурочены к присводовой части северного поднятия, минимальные - к центральной части месторождения.

Залежь пласта ЮВ11.

Пласт ЮВ11 характеризуется сложным строением: на западном и восточном склонах структуры породы-коллекторы замещаются глинами. Зоны развития коллекторов имеют преимущественно линейно-вытянутую форму, часто - субмеридионального простирания. В пределах месторождения установлено 8 залежей нефти структурно-литологического типа.

Залежь пласта ЮВ12.

Пласт ЮВ12 хорошо выдержан по площади и по разрезу. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,2 до 44,6 м. Размеры залежи 25,0х13,0 км, средняя высота - 120 м. Тип - пластово-сводовый. ВНК залежи пласта ЮВ12 наклонен с юго-запада на северо-восток.

Залежь пласта ЮВ13.

Пласт ЮВ13. Для этого пласта характерна не выдержан по площади и разрезу, на отдельных участках замещен плотными породами.

Размеры залежи 15,0 х 9,5 км, высота 61 м. Тип залежи сводовый, литологически ограниченный. ВНК имеет наклон с юго-запада на северо-восток.

Залежь пласта ЮВ2.

Пласт ЮВ2 представлен преимущественно переслаиванием плотных и проницаемых пород. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 0,58 м до 27,4 м. Продуктивный пласт ЮВ2 отделен от пласта ЮВ13 глинистым разделом. Толщина глинистой перемычки изменяется от 0,5 м до 15,0 м.

Отбор керна на месторождении производился колонковым снарядом “Недра”. При этом фактический вынос керна составил 52 % от проходки с отбором керна

Керновый материал сразу же после извлечения из колонки описывался и обрабатывался на скважине. Нефтенасыщенные керны парафинировались. Из всех разностей поднятых пород отбирались образцы, достаточные для всестороннего изучения, и отправлялись в специальные лаборатории (Центральную лабораторию Главтюменьгеологии, СибНИИНП). В лаборатории керн подвергался следующим видам анализов:

изучению физических свойств пород (пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности, удельного электрического сопротивления и др.)

изучению гранулометрического и минералогического состава;

палеонтологическим и палинологическим исследованиям;

термическому и рентгеноструктурному анализам;

спектральному анализу.

Пласт ЮВ2

Отложения пласта ЮВ2 относятся к верхней подсвите тюменской свиты и в литологическом отношении представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин с тонкими пропластками угля.

Песчаники светло-серые от мелко- до мелко-среднезернистых, участками карбонатные, с намывами углисто-растительного материала, содержащего чешуйки слюды и выделения пелитоморфного сидерита, слойчатость косая одно- и разнонаправленная реже горизонтальная.

Коллекторами нефти являются средне-, мелкозернистые песчаники со следующими гранулометрическими характеристиками (табл. 2.1.) и минералогическим составом (табл. 2.2.): медианный диаметр зерен не превышает 0,13 мм, а его среднее значение равно 0,11 мм. Количество глинистой фракции (<0,01 мм) колеблется от 9,7 до 10,2 %, а его среднее значение равно 0,11 мм. Содержание компонентов растворимых в 5 % HCl составляет 3,6 %. Сортировка зерен пород средняя, значение коэффициента отсортированности не превышает 1,54.

Таблица 2.1 Гранулометрическая характеристика продуктивных пластов ЮВ11, ЮВ12, ЮВ13, ЮВ2

Пласт	Характер насыщения	№ скважины	Количество анализов	Потери от НСl	Диаметр зерен	S0	Md
					>0,5	0,4-0,25	0,25-0,1	0,1-0,01	0,01
ЮВ11	Н	2	2	1,0		2,95	37,6	38,8	19,6	2,3	0,54
				1,0-1,0		0,3-5,5	32,2-43,0	33,3-44,2	17,0-2,2	1,44-,36	0,43-,65
	В	1	1	8,8		2,55	42,2	42,2	4,05	1,56	0,075
	н/к	71Р	4	1,0	6,5	21,3	54,3	23,7
						7,0-47,0	36,0-65,0	5,0-83,0
	Н	72П	3		4,0	14,7	47,6	29,3
						2,0-33,0	34,0-62,0	13,0-46,0
	н/к	73Р	3				4,5	57,3	6,0
							4,0-5,0	41,0-67,0	2,0-13,0
	н/к	544	5			22,3	67,3	14,0
						6,8-27,8	62,5-79,1	18,9-100
ЮВ12	Н	57П	7	3,62	0,3	23,3	45,6	32,7	7,1	1,57	0,17
				2,42-6,64	0,2-0,4	2,9-32,3	30,0-61,7	15,9-55,8	5,2-11,0	1,47-2,52	0,071-0,2
	Н	71Р	2	1,0	6,0	15,0	38,5	29,6
				1,0-1,0		5,0-25,0	16,0-74,0	20,0-84,0
	Н	72П	3		1,0	15,0	42,3	35,3
						4,0-34,0	18,0-63,0	19,0-61,0
	В	73Р	4			12,0	36,8	51,0	2,5
							1,0-72,0	1,6-74,0	1,0-4,0
	Н	154	7	3,15	2,0	19,4	43,4	27,8	7,4	1,68	0,16
				1,37-4,8	0,2-8,9	2,2-53,4	22,5-55,3	11,0-57,4	4,2-9,6	1,45-2,09	0,06-0,27
	Н	215	10			9,5	46,9	33,5
						3,8-17,9	7,4-79,4	11,7-61,8
	Н	315	2	1,36	4,2	43,6	34,3	13,0	4,9	1,57	0,24
				1,15-1,57	0,4-0,8	43,1-44,1	30,1-38,6	6,8-7,9	4,8-5,0	1,54-1,61	0,22-0,26
	Н	544	6			28,16	66,5	14,4
						27,1-30,1	60,9-78,2	8,9-100
	Н	580	7	4,35	0,6	24,9	47,3	19,2	7,9	1,73	0,18
				1,7-6,94	0,2-0,8	7,2-39,0	29,8-54,3	13,6-23,9	6,2-9,7	1,51-2,14	0,15-0,2
ЮВ13	В	72П	1				38,0	40,0
	Н	544	1			10,3	78,0	9,1
ЮВ2	н/к	71Р	2			1,0	32,5	33,0
							14,0-51,0	48,0-84,0
	В	73Р	2			25,0	66,0	9,0
						21,0-29,0	58,0-74,0	5,0-13,0
		544	2			3,8	60,2	19,9
	Н	580	4	3,56	0,4	3,6	57,3	27,0	9,7	1,54	0,11
				2,3-5,0	0,2-0,5	2,4-4,1	39,1-64,7	16,1-36,1	9,2-10,2	1,41-1,64	0,08-0,13
Средние значения:
ЮВ11	18	3,6	5,25	12,76	42,25	34,3	9,88	1,93	0,54
ЮВ12	48	2,69	2,35	21,2	44,62	28,41	5,96	1,64	0,19
ЮВ13	2			10,3	58,0	24,55
ЮВ2	10			8,35	54,0	22,23	9,7	1,54	0,11

Таблица 2.2 Сводная таблица минералогического состава коллекторов пластов ЮВ12 и ЮВ2

Пласт

Характер насыщения

Количество анализов

Обломочная часть

Цементирующая часть

кварц

Полевые шпаты

слюда

Обломки горн.пород

каолинит

хлорит, гидро.слюд.

сидерит

кальцит

Прочие компоненты

ЮВ12

нефть

8

48/41-60

41/36-47

5/1-19

6/3-12

60/40-70

1/1-3

4/2-6

1

1

ЮВ2

нефть

2

44/43-45

42/40-43

10/9-11

4/4-5

60/60-60

3,5/3-4

3,5/3-4

1

1

По вещественному составу песчаники относятся к классу аркозовых с почти равным содержанием кварца (44 %) и полевых шпатов (42 %), небольшим количеством обломков горных пород (4 %). Необходимо отметить высокое содержание слюд (до 10 %), что существенно влияет на коллекторские свойства пород. Цемент пород коллекторов - пленочно-поровый карбонатно-глинистого состава.

Глинистая составляющая представлена каолинитом (6,0%), хлоритом и гидрослюдой (3,5%), карбонатная - сидеритом (3,5%), реже хорошо раскристаллизованным кальцитом <1 %. Алевролиты светло-серые, реже черные с буроватым оттенком, углистые. Слоистость тонкая линзовидная и горизонтальная, до неясной. На плоскостях скола - сильно измененные обрывки стеблей растений, часто их корни. Наблюдаются следы роющих организмов, выполненные песчанным материалом. Порода плохо отсортирована, размеры обломков варьируют от 0,02 мм до 0,1 мм, реже до 0,2 мм. Главными породообразующими минералами являются кварц (до 61%) и плагиоклаз (25%). Кварцевые обломки с пелитоморфными включенияими. Плагиоклазовые обломки разлагаются пелитами и редко микрочешуйчатым серицитом.

Цемент (15 %) пленочно-поровый, по составу сложный. Он состоит из вытянутых стяжений сидерита, расположенных согласно напластованию, небольших скоплений карбоната и микрочешуйчатой гидрослюды, развивающейся вокруг обломков.

Полые поры распределены равномерно. Они небольшие, межзерновые, размером до 0,1 мм. Поры с шероховатыми и бугристыми стенками и сообщающимися микроканальцами.

Коллекторские свойства пласта ЮВ2 изучены в разрезе трех скважин (скв. 72П, 73Р и 315). Суммарная эффективная толщина изученных проницаемых прослоев пласта ЮВ2 составляет 17,6 м. На один метр эффективной толщины приходится 2,5 определения открытой пористости (Кп - 43 определения) и 1,8 определений проницаемости (Кпр - 32 определения). Средневзвешенное значение открытой пористости по пласту ЮВ2 составило 14,6 %. По проницаемости продуктивные отложения сложены коллекторами IV, V и VI классов (по А.А. Ханину), среднее значение проницаемости составляет 7х10-3 мкм2. Среднее значение остаточной водонасыщенности - 55 % (табл. 2.3.).



Таблица 2.3 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по Лабораторным исследованиям керна

геологический осадочный нефтенасыщенность

Горизонт ЮВ1

Горизонт ЮВ1 стратиграфически приурочен к верхней подсвите васюганской свиты, имеет повсеместное распространение и является основным объектом разработки.

В литологическом отношении представлен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников.

Глины темно-серые до черных аргиллитоподобные с горизонтальной и пологоволнистой слоистостью, которая часто нарушена.

Алевролиты серые - до темно-серых, крупнозернистые, реже мелкозернистые, глинистые горизонтально- и пологокосослоистые. Иногда отмечается линзовидноволнистая слоистость, часто нарушенная следами жизнедеятельности организмов и включениями пирита. Слоистость подчеркивается чередованием светлых и темных слоев.

Песчаники светло-серые до серых, мелко- и среднезернистые, массивные однородные, встречаются неяснослоистые, слоистость в которых подчеркивается прослоями, обогащенными гравийными обломками сидерита и глин, иногда с полого- и линзовидноволнистой или косой слоистостью.

Изучение керна позволило описать разрезы с залегающими в основании галечными песчаниками или брекчиями, сцементированными песчаным материалом. Лежащие на них неяснослоистые песчаники сменяются выше более тонкими песками с полого- и линзовидноволнистой слоистостью, а также слоистостью ряби, что свидетельствует о формировании осадков в озерных или речных авандельтовых условиях. Заканчивается разрез алевролитами и глинами, в первых иногда отмечается текстура взмучивания.

В некоторых скважинах (с хорошим выносом керна) вскрываются сложнопостроенные или многоярусные разрезы (скв. 154, 580), которые отражают повторяющиеся циклы заполнения протоки, или небольшие изменения в ее положении. Общее уменьшение зернистости материала вверх по разрезу является следствием латеральной миграции рукава, либо (что более обычно) его отмиранием, когда верхние тонкие части разреза представляют собой продукты заполнения протоки слабеющим течением, а позднее, вероятно водами паводка из соседнего активного рукава.

Неустойчивый характер дельтовых рукавов определяет небольшую длительность их существования, поэтому песчаные тела в них часто отличаются небольшим распространением.

Из вышеизложенного следует, что для отложений горизонта ЮВ1 характерна сильная лито-фациальная изменчивость.

В разрезе горизонта ЮВ1 выделяется три продуктивных пласта: верхний ЮВ11, средний ЮВ12 и нижний ЮВ13.

Пласт ЮВ11

Коллекторами пласта ЮВ11 являются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые, близкие к алевролитам песчаники. Средний медианный размер зерен изменяется от 0,54 мм в нефтенасыщенной части до 0,075 мм в скважинах за контуром залежи. Таким же образом изменяется коэффициент отсортированности от 2,3 до 1,56. Коллектора умеренно глинистые. В них, в пределах нефтяной зоны, практически отсутствуют растворимые в 5 % HCl компоненты цемента (1,0 %), в отличие от водонасыщенных коллекторов, где карбонатность составляет 8,8 %.

Цемент коллекторов пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава. Глинистая составляющая представлена большей частью каолинитом, хлорит и гидрослюда имеют подчиненное значение.

Открытая пористость изменяется в широких пределах, а ее среднее значение составляет 14,7 %. Проницаемость изменяется от 0,64х10-3 мкм2 до 50,0х10-3 мкм2 (VI, V и IV класс проницаемости по Ханину) при среднем значении 16х10-3 мкм2. Водоудерживающая способность высокая, среднее ее значение 54 %.

Пласт ЮВ12

Коллекторами пласта ЮВ12 являются песчаники и алевролиты.

Песчаники светло-серые до серых, мелко-, среднезернистые, массивные, однородные, встречаются неяснослоистые, слоистость в которых подчеркивается прослоями, обогащенными гравийными обломками сидерита и глин, иногда с полого- и линзовидноволнистой или косой слоистостью за счет чередования прослоев обогащенных УРД и сидеритом. Песчаники содержат небольшие линзы угля. Указанные структурные особенности свидетельствуют о формировании осадков в условиях дельты и озер.

В нижней части разреза отдельных скважин (скв. 580) вскрыты галечные песчаники, содержащие многочисленные обломки алевролитов, иногда слоистых.

В средней части пласта встречены однородные песчаники, в которых наблюдаются наклонные “трещины”. Возможно, это зоны ослабленной цементации, за счет чего в песчаниках улучшаются коллекторские свойства: Кпр в них возрастает до 46,0х10-3 мкм2, Кп - до 20,0 %.

Породы-коллектора нефтяной части пласта представлены алевролитами крупнозернистыми, песчаниками мелко-среднезернистыми, средне-отсортированными. На основе анализа данных гранулометрического состава можно сделать вывод, что в целом по пласту породы характеризуются как средне-мелкозернистые песчаники, медианный размер зерен которых не превышает 0,27 мм, а его среднее значение равно 0,195 мм. Среднее содержание глинистой фракции - 7,2 %. Сортировка зерен средняя, значение коэффициента отсортированности в среднем составляет 1,7.

Размер обломков в коллекторах от 0,6 до 0,01 мм, преобладающий 0,175 мм. Песчаная фракция в коллекторах, в среднем по пласту составляет 70,5 %, из них на крупнозернистые обломки приходится 1,2 %, а на среднезернистые - 24,3 %, содержание алевритовой фракции в песчаниках в среднем составляет 23 %.

1.3 Температурные условия недр[1]

Запись геотермического градиента на месторождении не проводилась. Ближайшим к описываемым месторождениям, где проведены исследования изменения температуры по разрезу, является Самотлорское. На Самотлорском месторождении температура увеличивается от +30С (60 м) до 1030С (на глубине 2760 м), причем рост температуры находится в строгом соответствии с особенностями литологического строения.

Судить о закономерности изменения температуры на описываемых месторождениях не представляется возможным, т.к. из всех замеров пластовых температур, большая часть приходится на отложения самых низов мегионской (ачимовской тощи и васюганской свиты) в интервалах глубин 2300-2640 м.

Разница температур в этом интервале составляет 200С (670С - 880С), т.е. порядка 10С на 100 м. На Самотлорском месторождении аналогичные отложения характеризуются градиентом порядка 50С на 100 м. Замеры пластовых температур приведены в таблице 2.4.



Таблица 2.4 Замеры пластовых температур

1.4 Режим залежи[1]

Продуктивные пласты юрского нефтегазоносного комплекса прослеживаются на всей территории рассматриваемого региона. Расчетный статистический уровень по скважине №17 Хохряковского месторождения составляет +55 м, по скважине №35 Пермяковского месторождения +78 м, что говорит о существовании напорного режима.

Результаты испытания скважин (получение фонтанирующих притоков нефти и переливающих притоков воды) также подтверждают существование напорного режима, а в комплексе с режимом растворенного газа, вероятнее всего, будет проявляться упруговодонапорный режим пластов.

1.5 Геокриологические условия месторождения[1]

Многолетнемерзлыми породами занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. Большая часть нефтяных и практически все газовые месторождения Тюменской области расположены в зоне залегания многолетнемерзлых пород (ММП). Выделяют три основных мерзлых зоны: северную, центральную и южную. Мерзлые породы здесь являются продолжением реликтовых толщ центральной зоны.

Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит, Глубина их залегания на водоразделах 120-130 м, мощность 20-70 м. На северо-востоке Нижнетавдинского района кровля пород спускается до 335 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой, мерзлые породы отсутствуют совсем.

В рассматриваемом районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период доклиматического оптимума, а их следы встречаются до 55-560С северной широты.

Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мерзлыми, слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой.

Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому. Не ниже -0,1 - 0,20С.



1.6 Свойства и состав пластовых флюидов[1]

Свойства пластовых нефтей исследованы методами однократного и ступенчатого разгазирования. Порядок исследования и перечень приводимых параметров выполнен согласно регламентирующим требованиям «Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» [2]

Отбор и исследование нефтей проводились службами ЦЛ Главтюменьгеологии в период разведочных работ на месторождении

(1974-1976 гг), при доразведке глубинные и поверхностные пробы нефти исследовались службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП. Методическое обеспечение работ проводилось в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 “Нефть.Типовое исследование пластовой нефти.”

Глубинные пробы пластовой нефти отбирались пробоотборниками типа ПД-ЗМ и ВПП-300 из фонтанирующих скважин. Глубинные пробы нефти анализировались как однократным методом разгазирования, так и методом ступенчатого разгазирования.

Поверхностные пробы нефти отобраны с устья скважин, анализ проб выполнен по типовым стандартным методикам, обязательный перечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39-112-80.

Компонентный состав нефтей и нефтяных газов исследован методами газо-жидкостной хроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100, ХРОМ-4. Концентрация компонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материального баланса на основании результатов анализа составов раздельных фаз.

Для изучения свойств нефти и газа в пластовых условиях обработан кондиционный материал по 15-ти скважинам горизонта ЮВ1 и по 3-м скважинам пласта ЮВ2. Нефть горизонта ЮВ1 в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти - 0,728 т/м3, вязкость - 0,56 МПас, объемный коэффициент - 1,30 (табл. 2.5.)

В соответствии с условиями четырехступенчатой сепарации, принятыми на месторождении, проведено дифференциальное разгазирование пластовых нефтей. Нефти горизонта ЮВ1 и пласта ЮВ2 близки по своему составу. Средние значения по горизонту ЮВ1 и пласту ЮВ2 составили: плотность сепарированной нефти - 0,827-0,828 т/м3 соответственно, газосодержание - 98-69,2 м3/т, объемный коэфициент - 1,30-1,32 (см. таблица 2.5.)



Таблица 2.5 Свойства нефти и воды продуктивного горизонта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения

Нефть горизонта ЮВ1 (таблица 2.6.) представлена 19-ю кондиционными поверхностными пробами из 15 скважин и характеризуется следующими параметрами: удельный вес - 0,835 т/м3, вязкость при 20оС - 7,08 мм2/с, содержание парафина - 4,07 %, серы - 0,29%, смол селикагелевых - 5,2%, асфальтенов - 0,87 %. Нефти характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с обьемным содержанием легких фракций до 300 оС - 51,9%.



Таблица 2.6 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Продуктивный горизонт ЮВ1, Хохряковское месторождение

Наименование	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20 0С, г/см3	15	19	0,82-0,86	0,835
Вязкость кин. М2/с, при 20 0С	15	19	3,41-33,06	7,08
при 50 0С	15	19	2,04-4,79	3,03
Температура застывания, 0С	2	2	17-18	-17,5
Массовое содержание	Серы	15	19	0,19-0,35	0,29
	Смол селикагелевых	14	18	2,80-6,73	5,2
	Асфальтенов	15	19	0,20-1,88	0,87
	Парафинов	15	19	2,75-5,6	4,07
Температура плавления парафина, )С	11	13	36-63	53,3
Объемный выход фракций	н.к. - 100 0С	10	14	33-80	54
	до 150 0С	14	18	12-29,1	19,8
	до 200 0С	14	18	24-40	30,3
	до 250 0С	14	18	34-48	39,9
	до 300 0С	13	17	47-60	51,9
	остаток	10	14	40-53	48

Растворенный в нефти газ горизонта ЮВ1 метанового типа, относительно жирный, по результатам ступенчатой сепарации содержит метана - 61,06; этана - 9,88; пропана - 15,56; бутана - 8,24 % (таблица 2.6.3). Относительная плотность газа (по воздуху) - 1,05.

Нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24,7 МПа) и температур (82,5 оС). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового, средние значения давления насыщения по горизонту ЮВ1 и пласту ЮВ2 составляют соответственно 8,7 и 7,5 МПа (см. таблица 2.5.). Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет для горизонта ЮВ1 и пласта ЮВ2 соответственно 104,9 и 82,5 м3/т. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие, маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,56 МПас.

В таблице 2.7. представлен компонентный состав нефтяного газа разгазированной пластовой нефти горизонта ЮВ1

Таблица 2.7 Компонентный состав нефтяного газа и разгазированной пластовой нефти, горизонт ЮВ1, Хохряковское месторождение

	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, % объемный	При дифференц. разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, % объемный	Пластовая нефть
			Однократное разгазирование	Диффернециальное разгазирование
CO2	0,748	0,843
N2	0,858	0,162
He	0,006
Ar	0,011
H2	0,005
CH4	42,929	61,06
C2H6	8,714	9,88
C3H8	18,432	15,56
i-C4H10	5,488	2,87
n-C4H10	9,806	5,37
i-C5H12	2,763	1,11
n-C5H13	2,471	0,98
C6H14	1,157	0,62
Плотность -газа,кг/м3 - газа(отн),д.ед - нефти,кг/м3					1,369	1,116
	1,164	1,05
					0,739	0,728

Технологический шифр нефтей - IТ1П2.

Нефти Хохряковского месторождения могут перерабатываться по топливному и топливно-масляным вариантам.

Из неё могут быть получены автомобильный бензин А-66, компоненты авиационных бензинов, реактивные топлива марок ТС-1 и Т-1, качественное сырье для каталитического риформинга, тракторный керосин, летнее дизельное топливо, сырье для термического и каталитического крекинга.

По региональному гидрогеологическому районированию Нижневартовский район приурочен к Западно-Сибирскому артезианскому мегабассейну, в вертикальном разрезе которого выделяется 5 гидрогеологических комплексов: олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый). Отложения третьего, четвертого и пятого водоносных комплексов слагают нижний, отложения первого и второго - верхний гидрогеологический этажи

Верхний гидрогеологический этаж характеризуется свободным, реже затрудненным водообменом. В его пределах развиты ультрапресные, пресные и солоноватые воды . Питание водоносных горизонтов рассматриваемого этажа осуществляется за счет инфильтрации атмосферных осадков и бокового подтока поверхностных вод, разгрузка - в гидрографическую сеть.

Нижний гидрогеологический этаж характеризуется весьма затрудненным, местами почти застойным режимами. В пределах рассматриваемого этажа заключены соленые, термальные и лечебные воды.

На территории Хохряковского месторождения опробование водоносных комплексов выполнено в 20 разведочных скважинах, из них: одной скважиной опробован турон-нижнеолигоценовый комплекс; восемью - неокомский и четырнадцатью скважинами (36 объектов) - юрский.

Первый гидрогеологический комплекс представлен водонасыщенными песками от крупно- до мелкозернистых. По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в разрезе данного комплекса выделяются два водоносных горизонта: четвертичный (безнапорный, иногда встречаются местные напоры) и атлым-новомихайловский (напорный). Статические уровни фиксируются на глубинах 0,2 - 12,0 м. Фильтрационные свойства комплекса изменяются в широких пределах от 0,1 - 1,0 до 25 - 54 м/сут. Атлым-новомихайловский горизонт представляет собой двухслойную толщу и имеет эффективную мощность верхнего пласта 8 - 43 м, нижнего - до 35 м. Удельные дебиты олигоцен-четвертичного комплекса изменяются от 0,6 до 4,2 л/с.

На территории Нижневартовского района воды рассматриваемого комплекса характеризуются пестрым химическим составом с минерализацией 0,22 - 0,53 г/л (см. табл. П.1.1.).

Общая мощность олигоцен-четвертичного водоносного комплекса достигает 490 м.

Подземные воды атлым-новомихайловского горизонта используются для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения, четвертичного горизонта - для сельскохозяйственного и технического (в процессе бурения скважин, промывки промыслового оборудования) водоснабжений.

Второй гидрогеологический комплекс сложен глинистыми осадками, доля которых в разрезе 70 - 90 %. Мощность комплекса достигает 800 м. В гидрогеологическом отношении данный комплекс является региональным водоупором, разделяющим палеозой-кайнозойский разрез Западно-Сибирского артезианского мегабассейна на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

По ряду месторождений (Хохряковскому, Пермяковскому, Кошильскому, Вахскому) в интервале залегания ипатовской свиты прослеживаются водонасыщенные отложения, коллекторами которых являются глинистые пески и песчанистые алевролиты.

Ипатовский водоносный горизонт характеризуется следующими параметрами: коэффициент открытой пористости 24 27,6 %, коэффициент фильтрации 0,01 0,15 м/сут, коэффициент проницаемости 10 88 х10-3 мкм2 .

При испытании рассматриваемого горизонта разведочной скважиной 2Р был получен переливающий приток воды с дебитом 17,0 м3/сут при избыточном напоре подземных вод 8 м.

Воды, заключенные в отложениях ипатовской свиты, слабосоленые, по классификации В. А. Сулина - хлор-кальциевого типа с минерализацией 5 г/л (см. табл. 2.8.).

На территории Хохряковского месторождения глубина залегания кровли ипатовского водоносного горизонта изменяется от 610 до 702 м, общая мощность 79 99 м.

В настоящее время воды рассматриваемого горизонта практического применения не имеют.

В Нижневартовском районе третий гидрогеологический комплекс представляет собой мощную толщу, имеющую хорошую гидродинамическую связь между пластами и представлена, в основном, мелкозернистыми песчаниками серого и светло-серого цвета.

На Хохряковском месторождении специальные гидрогеологические исследования на апт-сеноманский водоносный комплекс не проводились.

Коллекторские свойства водоносного комплекса высокие: пористость - до 40 %, проницаемость - до 2000 х10-3 мкм2, коэффициент фильтрации - до 16,8 м/сут .

При испытании рассматриваемого комплекса дебиты скважин изменялись от 17,0 м3/сут при понижении уровня и до 955 м3/сут при фонтанировании. В процессе эксплуатации апт-сеноманского комплекса дебиты водозаборных скважин достигали до 3000 м3/сут.

Воды, заключенные в отложениях апт-сеноманского комплекса, хлор-кальциевого типа (классификация В.А.Сулина) с минерализацией 17,3-18,2г/л.



Таблица 2.8 Компонентный состав газа, растворенного в подземных водах

	Состав газа,% объменый
	Юрский водоносный комплекс(пятый)	Неокомский водоносный комплекс(четвертый)	Апт-сеноманский водоносный комплекс (третий)
CO2	0,724	0,202	0,7
N2	9,038	5,67	3,7
He	0,046	0,024
Ar	0,081	0,045
H2	0,624	0,475
CH4	83,737	87,37	98,3
C2H6	1,692	2,27	0,2
C3H8	1,803	2,88	0,15
i-C4H10	0,509	0,624	0,11
n-C4H10	0,842	1,96
i-C5H12	0,264	0,45	0,01
n-C5H12	0,261	0,355
i-C6H14	0,11	0,091
n-C6H14	0,076	0,069
Удельный вес: -газа, г/л газа относительная (по воздуху), д.ед.
	0,795	0,874
	0,66	0,702	0,718

Основными солеобразующими компонентами являются хлор и натрий. Среднее содержание йода в подземных водах - 9,43 мг/л, брома - до 40,9 мг/л (табл. П.1.1.). Газ, растворенный в водах, метанового состава (табл. 2.8.).

По классификации минеральных вод В. В. Иванова и Г. А. Невраева подземные воды рассматриваемого комплекса относятся к минеральным лечебным водам йодо-бромного кремнистого борного хлоридно-натриевого состава. На территории Нижневартовского и Александровского районов в водах апт-сеноманского комплекса не отмечено промышленно-кондиционных концентраций J- и Br-.

На территории Хохряковского месторождения глубина залегания кровли апт-сеноманского водоносного комплекса отбивается на глубинах 732 - 829 м. Общая мощность данного комплекса 828 - 880 м.

Подземные воды апт-сеноманского комплекса используются: на территории Хохряковского месторождения - в качестве технических вод для заводнения продуктивных пластов, на территории Самотлорского месторождения - в качестве источника водоснабжения минеральными лечебными водами санатория-профилактория “Самотлор”.

Четвертый гидрогеологический комплекс охватывает отложения ачимовской толщи, мегионской, вартовской и нижней части алымской свит. Водовмещающими породами в основном являются песчаники мелкозернистые, светло-серые и серые, полимиктовые. На Хохряковском месторождении неокомский водоносный комплекс опробован 8 разведочными скважинами в интервале залегания ачимовской толщи.

В сравнении с вышезалегающим комплексом коллекторские свойства неокомского водоносного комплекса характеризуются более низкими значениями: пористость до 24 %, проницаемость n(10 - 100)х10-3 мкм2. Верхняя часть рассматриваемого комплекса обладает более высокой водообильностью в сравнении с нижней. При опробовании пластов группы “АВ” дебиты скважин изменялись от 0,5 м3/сут при понижении уровня от 650 м до 173,5 м3/сут при депрессии 2,05 МПа. При исследовании пластов группы “БВ” были получены дебиты до 190,0 м3/сут. При испытании скважин на ачимовскую толщу их дебиты варьировали от 0,7 м3/сут (при понижении уровня до 1350 м) до 19,2 м3/сут (при понижении до 1710 м).

На территории Александровского свода воды неокомского комплекса хлор-кальциевого типа с минерализацией 21,4 25,5 г/л (см. табл. П.1.1.). Содержание йода в водах составляет 6,7 8,3 мг/л, брома - 53,3-59 мг/л. Данные содержания микрокомпонентов являютя некондиционными для их промышленного извлечения. Газ, растворенный в водах данного комплекса, метанового и азотно-метанового составов (см. табл. 2.8.).

На территории Хохряковского месторождения кровля неокомского водоносного комплекса отбивается на глубинах 1620 - 1724 м. Общая мощность рассматриваемого комплекса 623 - 742 м. Воды неокомского комплекса используются в качестве попутно-добываемых в системе поддержания пластового давления (ППД).

Пятый гидрогеологический комплекс включает в себя трещиноватые породы доюрского фундамента, его кору выветривания и юрские отложения. На территории Хохряковского месторождения кровля юрского водоносного комплекса отбита на глубинах 2334 - 2444 м. Вскрытая мощность комплекса 520 м. Водовмещающие коллектора представлены в основном песчаниками мелкозернистыми, серыми и светло-серыми, полимиктового состава.

Породы доюрских образований и его коры выветривания опробованы в трех разведочных скважинах (57П, 58П, 61П), юрских отложений - в 11 скважинах.

Юрский водоносный комплекс характеризуется следующими фильтрационно-емкостными свойствами: открытая пористость коллекторов пластов ЮВ11, ЮВ13 и ЮВ2 составляет в среднем 15,0 %, для коллекторов пласта ЮВ12 - 16,0 % . Проницаемость пласта ЮВ11 составляет составляет 3,6 х10-3 мкм2, пласта ЮВ12 - 24,8 х10-3 мкм2, пласта ЮВ13 - 9,5 х10-3 мкм2, пласта ЮВ2 - 22,2 х10-3 мкм2.

Обильность пластов юрского комплекса различна. При испытании разведочных скважин в интервале залегания отложений юрского возраста получены дебиты от 0,5 м3/сут при депрессии 11,7 МПа до 86,4 м3/сут при понижении уровня 1324 м. При испытании трещиноватых пород доюрского фундамента и его коры выветривания дебиты скважин колебались от “сухих” при депрессии 13,0 МПа до 50,4 м3/сут при депрессии 12,5 МПа. Наиболее высокие значения водообильности отмечены в коллекторах ЮВ12, значения которых достигали до 86,4 м3/сут. Дебиты скважин при исследовании пласта ЮВ11 изменялись от 0,5 м3/сут при депрессии 11,7 МПа до 26,0 м3/сут при понижении уровня воды до 600 м.

На Хохряковском месторождении качество подземных вод, заключенных в отложениях юрского комплекса, изучено по 10 кондиционным пробам, полученным из 8 скважин (см. табл. П.1.1.).

Воды рассматриваемого комплекса - соленые, очень жесткие и агрессивные по отношению к цементу. Плотность воды в поверхностных условиях изменяется от 1001 до 1019 кг/м3 (см. табл. П.1.1.).

По химическому составу воды юрского комплекса хлор-кальциевого типа (классификация В. А. Сулина). Минерализация вод колеблется в пределах 21,06 -25,35 г/л. Закономерность ее изменения по площади изучаемого месторождения не отмечена. Среднее значение минерализации вод юрского комплекса составляет 23,77 г/л (см. табл. П.1.1.). Основными солеобразующими компонентами являются натрий и хлор, содержания которых соответственно составляют 7,0 8,9 г/л и 12,4 14,8 г/л. Отмечена зависимость между минерализацией и содержанием хлора в подземных водах. Воды юрского комплекса характеризуются отсутствием в них сульфатов.

Содержание микрокомпонентов, определенных в подземных водах изучаемого комплекса, следующее: йода 3,8 7,5 мг/л, брома 52,7 66,5 мг/л, бора 4,0 8,4 мг/л. Приведенные содержания микрокомпонентов не являются промышленно-кондиционными.

Газ, растворенный в водах юрского комплекса, метанового и азотно-метанового составов. Среднее содержание СН4 -87.7 %, N2 - 9,04 % (см. табл. 2.8).

Воды юрского комплекса, как попутно-добываемые с нефтью, после предварительной подготовки используются в системе ППД.

Размещено на Allbest.ru