Вынгаяхинское месторождение нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ноябрьский региональный центр

промышленной экспертизы

Филиал ОАО «ТС БОГР»

Реферат

Тема:

ВЫНГАЯХИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ

ТЕРМОМЕТРИЯ

Группа № 184-04-ВМ

Закиров И.И.

Ноябрьск

2004г.

Содержание

1. Вынгаяхинское месторождение нефти

1.1 Географическое положение

1.2 Краткая история геолого-геофизической изученности района

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

2. Термометрия

1. Вынгаяхинское месторождение нефти

1.1 Географическое положение

В административном отношении Вынгаяхинское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Гидрографически оно располагается в междуречье рек Вынгапур и Тырль-Яха, относящихся к бассейну реки Пур. Реки мелководные, для них характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Скорость течения рек до 0,8 м/сек, глубина в летнее время не превышает 0,5 м, в период паводков (весной и осенью) - до 2,5-5 м. Широкое распространение в описываемом районе имеют озера. Размеры наиболее значительных озер 2-3 км в поперечнике, глубина 0,8-1 м. Сильная заболоченность этого района, как большинства северных районов Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечно мерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком. Болота открытые, с торфяной подушкой, достигающей толщины 7 м. Абсолютные отметки рельефа к Климат рассматриваемого района резко континентальный и олеблются от +60 до +100 м.

1.2 Краткая история геолого-геофизической изученности района

Первые достоверные сведения о геологическом строении Западной Сибири были получены в результате работ, проведенных рядом исследователей: Д.С. Громовым (1934 г), Ильиным (1936 г), В.Г. Васильевым (1946 г) и другими. Более планомерные и целенаправленные нефтегазопоисковые работы на территории Западной Сибири начались с 1948 года. Для проведения данных работ в Новосибирске, Томске и Тюмени были созданы специальные организации. До середины 50-х годов геолого-геофизические исследования в северной части Тюменской области велись, в основном, силами отдельных аэро-геологоразведочных партий и носили характер инженерно-геологических и региональных исследований. Для концентрации работ и комплексного решения задач картировочных и поисковых работ здесь создается Ямало-Ненецкая комплексная геолого-разведочная экспедиция.

В районе Вынгаяхинского месторождения к началу 60-х годов были проведены следующие региональные геолого-геофизические исследования:

Государственная геологическая съемка масштаба 1:1000000 (экспедиция №7 ВСЕГЕИ, 1952-1954 г);

Аэромагнитные съемки масштабов 1:1000000 («Сибнефтегеофизика», 1955г) и 1:200000 (Новосибирский геофизический трест 1957-1959г).

Сейсмические исследования в районе работ начаты в 1961 году. В период с 1961 по 1964 год был проведен ряд региональных сейсмических маршрутов по рекам Пур, Пяку-Пур, Пурпе, Вынга-Пур, Айваседа-Пур. В этом же периоде были начаты площадные сейсморазведочные работы С/П 30/61-63; С/П 19/63-64.

По данным этих работ уточнено и дополнено представление о тектоническом строении платформенного чехла в изучаемом районе.

Начиная с 1964 года сейсмическими партиями № 54/64, № 59/65 и № 52/67 проводились исследования СЗ МОВ и ТЗ МПВ вдоль реки Айваседа-Пур. В южной части района сейсмические исследования СЗ МОВ проводились силами ХМГТ.

В результате этих работ уточнено и дополнено тектоническое строение, был выделен ряд положительных структур 2 и 3 порядков: Пяку-Пуровская (Комсомольская), Северо-Пурпейская, Пурпейская, Западно- и Восточно-Таркосалинская, Вынгаяхинская, Вынга-Пякутинская. Кроме того, выделен и оконтурен Айваседо-Пуровский вал, осложненный Айваседо-Пуровским и Еты-Пуровским локальными поднятиями, а также выявлен Вынгаяхинский вал.

Партиями С/П 21/64-65, С/П 8-11-17/65-66, С/П 27-28-29/66-67 частично детализированы Пурпейское (Губкинское), а также Комсомольское поднятие, подтверждено наличие Западно- и Восточно-Таркосалинского поднятий, подготовлено под глубокое бурение Айваседо-Пуровское поднятие. Существенно новые представления о тектоническом строении района дают результаты отчетных работ и площадных исследований МОВ, проведенных С/П 5/67-68 Аганской геофизической экспедицией.

Поисково-разведочное бурение на Вынгаяхинской площади было начато в 1968 году. Первая скважина 3, пробуренная в северной части поднятия, является первооткрывательницей газовой залежи в сеноманских отложениях.

Геологоразведочные работы на Вынгаяхинском месторождении проводились силами Таркосалинской нефтегазоразведочной экспедиции. С 1978 года входящей в объединение «Уренгойнефтегазгеология», а с 1982 г - в объединение «Пурнефтегазгеология».

Геофизические работы с 1961г. выполнялись Ямало-Ненецким геофизическим трестом.

В течение 1983-1984 гг. разведочное бурение частично велось силами Аганской нефтеразведочной экспедиции, входящей в состав объединения «Мегионнефтегазгеология».

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез отложений платформенного чехла Вынгаяхинского месторождения представлен песчано-глинистыми породами мезозойско-кайнозойского возрастов и изучен бурением, начиная с верхней части Тюменской свиты и кончая четвертичными. Породы доюрского складчатого фундамента на месторождении не вскрыты. Максимальная вскрытая мощность осадочных пород составляет 3090 м (скв.38).

Охарактеризованность разреза месторождения керновым материалом неравномерна. Наиболее хорошо изучена керном продуктивная часть разреза. Для остального разреза литолого-стратиграфическая характеристика разреза дается с учетом материалов по соседним хорошо изученным месторождениям, с учетом характеристики разреза по данным ГИС.

Стратиграфическое расчленение разреза месторождения произведено в соответствии с унифицированной и корреляционной схемами стратиграфии 3СР Палеозойский фундамент

Породы доюрского фундамента на Вынгаяхинском месторождении, как отмечалось выше, не вскрыты. Из ближайших площадей породы фундамента вскрыты на Надымской (скв.7) и Южно-Русской (скв.21) площадях на глубинах соответственно 4462 и 4198 м.

По материалам этих скважин фундамент представлен алеврито-кремнисто-глинистыми породами, зеленовато-серыми и черными по цвету. Породы характеризуются массивной текстурой, содержат прожилки молочно-белого и полупрозрачного кварца. В отдельных интервалах слабо выражена косая и линзовидная слоистость, обусловленная прослойками и линзами глинисто-хлоритового материала. Породы сильно деформированы, метаморфизованы. Возраст пород фундамента - пермо-триасовый.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Отложения нижнего и среднего отделов юры, представлены континентальной толщей тюменской свиты; верхний отдел - преимущественно морского происхождения, подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Тюменская свита (нижняя, средняя юра + низы келловея верхней юры) вскрыта в пяти скважинах (31, 37, 38, 352, 355). Разрез свиты представлен частым и неравномерным чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких, алевролитов от серых до темно-серых, слюдистых, крепко сцементированных с тонкой горизонтальной и волнистой слоистостью и песчаников серых, мелкозернистых, крепко сцементированных глинисто- известковым цементом, слюдистых. Породы отличаются обилием обугленных растительных остатков, часто наблюдается сидеритизация, включения пирита. Изредка встречаются остатки белемнитов, заполненных кальцитом (скв.352). Наибольшая вскрытая толщина тюменской свиты на Вынгаяхинском месторождении 178 м (скв.352).

Васюганская свита (келловейский + оксфордский ярусы) по литологической характеристике подразделяются на две части: нижнюю - глинистую, и верхнюю - песчано-глинистую.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами серыми, темно-серыми, плотными, слабослюдистыми, прослоями алевритистыми.

Верхняя часть свиты преимущественно песчаная, включает продуктивный пласт Ю1, оценка запасов которых ввиду недоразведанности в данном отчете не производится. Разрез свиты частично охарактеризован керном в скважинах 31, 35, 352, 355.

Песчаники светло-серые, мелко-тонко-зернистые, алевритистые, в отдельных прослоях глинистые, реже известковистые, в продуктивной части нефтенасыщенные (скв.355) с прослоями алевролитов и аргиллитов.

Алевролиты серые от слабо до сильно опесчаненных, слюдистые, с размытой косой слоистостью, с глинистым, иногда карбонатным цементом.

Аргиллиты темно-серые до черных, тонкоотмученные, слюдистые, с мелкорассеянным пиритом, иногда трещиноватые, по трещинам встречаются включения кальцита.

По всему разрезу свиты наблюдается обугленный растительный детрит, ростры белемнитов, раковины пелеципод. Толщина свиты 64-76 м.

Георгиевская свита (кимериджский ярус) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с ровным иногда раковистым изломом, с включениями глауконита, пирита, остатков ростров белемнитов, раковин пелпципод (скв.31, 37, 352, 355). По комплексу ГИС породы свиты выделяются среди вмещающих низкими электрическими сопротивлениями. Толщина свиты изменяется от 7 до 27 м.

Баженовская свита (волжский +низы берриасского яруса) сложена черными, буровато-черными, битуминозными аргиллитами, слюдистыми, с ровным и раковистым изломом, остатками макрофауны, растительного детрита. Из верхней части свиты, где располагается трещинный коллектор пласта Ю0, получены незначительные притоки нефти (скв.35, 37, 38, 352). Породы баженовской свиты четко выделяются в разрезе как по керну, так и по комплексу ГИС. На диафрагмах электро- и радиоактивного каротажа они характеризуются высокими электрическими сопротивлениями и резко повышенными показаниями естественной радиоактивности.

Повсеместное распространение битуминозных аргиллитов баженовской свиты, их выдержанный литологический состав делают эту свиту наиболее характерным корреляционным репером, которому соответствует также отражающий сейсмический горизонт «Б». Толщина свиты 22-73 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает в себя породы трех свит (снизу вверх): мегионской, вартовской и нижней части покурской (последние две условно выделены в Усть-тазовскую серию); верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Мегионская свита (берриасский + валанжинский ярусы) сложена терригенными породами, залегающими на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. Отложения мегионской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами (кроме 2, 3, 40, 41). Нижняя (подачимовская) часть мегионской свиты представлена аргиллитами темно-серыми и серыми, однородными с неровным и раковистым изломом, плитчатыми, с углистым детритом.

Выше залегает опесчаненная ачимовская толща. В целом толща представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов с аргиллитами. В полном разрезе ачимовская толща включает песчаные пласты от БП15 до БП21, на Вынгаяхинском месторождении выявлена нефтеносность пластов БП15 и БП17, остальные пласты заглинизированы.

Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые, тонкогоризонтальнослоистые, с глинисто-известковистым цементом.

Алевролиты темно-серые, глинистые, слюдистые, с включениями углистого детрита.

Аргиллиты темно-серые, слюдистые, плитчатые, с прослойками и линзами светлого алевритистого материала и углистым детритом.

Нижняя граница ачимовской толщи следится почти четко, а верхняя определяется степенью развития песчаной фации в разрезе, поэтому общая толща колеблется в широких пределах от 30 м до 120 м.

Выше ачимовской толщи залегают глинистые породы с прослоями песчаников и алевролитов. К песчаным интервалам приурочены основные на месторождении продуктивные пласты БП110, БП111 и БП112.

Песчаники этих пластов аркозового состава, от светло-серых до темно-серых, преимущественно мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом порово-пленочного типа, прослоями с цементом глинисто-карбонатным, в продуктивной части разреза - нефтенасыщенные.

Алевролиты темно-серые и серые, прослоями глинистые или карбонатные, местами с включениями песчаного материала и углистого растительного детрита, с редкими пропластками (0,45 м в скважине 30) известняка пелитоморфного.

Аргиллиты темно-серые, неоднородные, от тонкоотмученных до алевритистых, слабослюдистые, с включениями углистого детрита и макрофауны. Толщина мегионской свиты - 368-537 м.

Вартовская свита (верхи валанжинского яруса + готеривский + барремский ярусы) сложены чередованием пачек песчано-алевритовых и преимущественно глинистых пород.

Глинистые породы преимущественно зеленовато-серые, глинисто-карбонатные, слюдистые, тонкослоистые, с прослоями песчаников и алевролитов. Много растительного детрита, встречаются прослои углей, зеркала скольжения. Песчано-алевритовые разности представлены песчаниками и алевролитами серого и зеленовато-серого цвета, неяснослоистые и со следами взмучивания, изредка встречаются прослои известняка. Для этой части разреза характерны прибрежно-морские и мелководные осадки, имеющие довольно хорошо выраженную зеленоватую окраску. Толщина вартовской свиты 514-586 м.

Покурская свита (аптский + альбский + сеноманский ярусы) разделяются на две части: нижнюю, в которой преобладают глинистые породы, и верхнюю - с преобладанием песков, песчаников и алевролитов.

Нижняя часть разреза свиты на месторождении сложена песчано-алевритовой толщей пород, глинистой, слюдистой, полимиктовой, вверх по разрезу переходит в глины темно-серые, аргиллитоподобные и алевритистые с прослоями песков и алевролитов.

Верхняя часть покурской свиты представляет частое переслаивание песков, песчаников, алевролитов.

Керном охарактеризована только кровля покурской свиты, к которой приурочена сеноманская залежь газа (пласт ПК1). Общая толщина покурской свиты 966-1034 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус + низы коньякского яруса) начинает цикл морских осадков верхнего мела, продолжающийся вверх до палеогена. Глинистая толща турона-маастрихт-дата является региональной покрышкой для газоносных пород сеномана. Туронские глины в керне подняты в скважинах 357, 360, 362, 363. Глины серые и темно-серые, опоковидные, слабослюдистые, с редкими остатками углистого детрита и отпечатками фауны. Толщина свиты изменяется от 13 до 23 м.

Березовская свита сложена глинами двух подсвит: нижнеберезовской (коньякский + сантонский ярусы) и верхнеберезовской (кампанский ярус).

Глины нижнеберезовской подсвиты серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, с прослоями глинистых алевролитов. Толщина подсвиты 69-83 м.

Верхнеберезовские отложения представляют собой ритмичное переслаивание серых алевролитов глинистых и глин алевритистых серых с зеленоватым оттенком. Встречаются включения пирита, в основании прослой опоковидных глин. Толщина верхнеберезовской подсвиты 32-61 м.

Ганькинская свита (маастрихт + датский ярусы) завершает разрез верхнемеловых отложений, литологически представлена толщей глин серых, зеленовато-серых, известковистых с прослоями алевритов, мергелей. В породах встречаются зерна глауконита, конкреции сидерита. Толщина свиты колеблется от 136 до 196 м. Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. В составе системы выделяется ряд свит: талицкая, люминворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, туртасская.

Талицкая свита (эоценовый отдел) сложена породами преимущественно глинистыми в нижней и более песчаным в верхней части свиты.

Глины алевритистые, слюдистые, участками опоковидные.

Пески мелко-среднезернистые, полевошпатокварцевые, прослоями глинистые, с растительными остатками. Толщина свиты в скважине 3 составляет 103 м.

Люминворская свита (эоценовый отдел) представлена опоковидными глинами, в верхней части алевритистыми с прослоями диатомитовых глин. Толщина свит до 170 м.

Тавдинская свита (верхний эоцен + нижний олигоцен) сложена глинами зеленовато-серыми листоватыми, алевритистыми, с прослойками алевритов. Толщина свиты до 180 м.

Олигоценовые отложения представлены атлымской, новомихайловской и туртасской свитами.

Атлымская свита сложена с песками кварцево-полевошпатовыми и кварцевыми с прослоями глин и алевритов. Толщина свиты 30-70 м.

Новомихайловская свита характеризуется неравномерным переслаиванием глин коричневато-серых, алевритистых, алевритов, песков, лигнитов. Толщина свиты до 70 м.

Туртасская свита сложена алевритами глинистыми, с прослоями диатомитов, песков с глауконитом. Толщина свиты до 90 м Антропогеновая система

На размытой поверхности палеогеновых пород залегают отложения антропогеновой системы. Литологически эти отложения разнообразны, представлены песками, глинами, супесями, суглинками, торфяниками, галечниками, медниковыми валунниками.

Современные осадки представлены отложениями пойм, надпойменных террас, болот.

Толщина антропогеновых отложений достигает 125 м.

1.4 Тектоника

геофизический платформенный нефтегазоносность тектоника

Западно-Сибирская плита, в центральной части которой расположено Вынгаяхинское поднятие, по современным представлениям имеет трехъярусное строение и состоит из осадочного чехла, представленного мезозойско-кайнозойскими отложениями, промежуточного структурного этажа триасового возраста и складчатого фундамента плиты.

Изученность перечисленных комплексов неравномерна.

Слабее изучены доюрские структурные формы, представления о геологии, которые складываются по данным геофизических методов (гравимагнитные, электроразведочные, ТЗМПВ, КМПВ).

Складчатый фундамент отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен эффузивными, изверженными, сильнодислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Результаты работ КМПВ указывают на то, что фундамент имеет четко выраженное блоковое строение.

По всем рассмотренным поверхностям поднятие представляет линейно вытянутую в меридиональном направлении брахиантиклинальную складку с крупными западным и восточным крыльями и пологими переклиналями. Основные элементы морфологии структуры сохраняются по всему разрезу. Сравнение размеров и амплитуд приводится ниже в таблице.

Из таблицы и сравнения структурных карт, построенных по результатам бурения, видно, что структурный план Вынгаяхинского поднятия при движении снизу вверх по разрезу не претерпевает существенных изменений, основные структурные элементы повторяются при постоянном выполаживании их крыльев, что указывает на унаследованный характер развития структуры. При этом основные структурные элементы были заложены в юрское время. Последующая перестройка планов в меловую эпоху существенных изменений в структурный план не внесла.

Из графика изменения амплитуды Вынгаяхинской структуры видно, что интенсивный рост складки наблюдался в юрское и позднемеловое время, когда шло основное накопление осадков.

Для условий Западно-Сибирской плиты доказана связь между характером развития поднятий и их нефтегазоносностью (49). Эта закономерность состоит в том, что интервалы нефтегазопроявлений соответствуют этапам энергетического роста положительных структур.

Изучение степени соответствия результатов сейсморазведки материалам бурения является критерием оценки достоверности первой. Подобный анализ проведен для Вынгаяхинской структуры применительно к структурным картам по отражающим горизонтам «Г» и «Б» в текстовом приложении 2. Исходя из выполненного сопоставления, в качестве геофизической структурной основы при подсчете запасов основных продуктивных горизонтов рекомендованы структурные карты по отражающим горизонтам «Б» (верхняя юра) и «Г» (сеноман).

Следует отметить, что сопоставление данных бурения и сейсморазведки относительно положения в разрезе горизонта «Б» не полное, так как юрские отложения вскрыты ограниченным числом скважин (7 из 34), пробуренных в разных частях структуры. Но учитывая, что среднее отклонение сейсмического горизонта «Б» от геологического репера по бурению равно +5 м и среднеквадратичная ошибка определения глубин не превышает + 10 м, в качестве сейсмической основы для пластов группы БП2 взят опорный отражающий горизонт «Б».

По кровле основного продуктивного пласта БП21 Вынгаяхинское поднятие также представляет меридионально вытянутую антиклинальную складку размером по длиной оси 41 км и короткой 6-14 км в пределах замыкающей изогипсы-2360 м. Амплитуда поднятия 130 м. Наиболее приподнята и вытянута в ширину южная половина структуры, осложненная двумя куполами. Углы наклона крыльев достигают: западного-2,50, восточного-1,50.

Северная часть структуры значительно сужается и осложнена малоамплитудным куполком в районе скв.31.

1.5 Нефтегазоносность

По схеме районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (36) Вынгаяхинское газонефтяное месторождение расположено в пределах Пурпейского района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Залежи углеводородов в пределах этой области выявлены практически по всему разрезу вскрытых отложений от васюганской (Вынгапуровское, Губкинское, Ярайнерское и др. месторождения) и баженовской (Западно-Таркосалинское месторождение) свит верхней юры до сеноманского яруса верхнего мела включительно.

В отложениях сеноманского яруса под регионально выдержанной покрышкой турон-датских глин открыты уникальные и гигантские скопления газа на Уренгойском, Губкинском, Комсомольском и др. месторождениях.

Вынгаяхинское месторождение тяготеет к юго-западной части района. Разведочными скважинами осадочный разрез на месторождении вскрыт до глубины 3090 м (скв.38), при этом 140 м пройдены в отложениях тюменской свиты.

В изученной части разреза промышленные скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит верхней юры, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов нижнего и верхнего мела.

Безводные притоки нефти из коллекторов ачимовской толщи получены в скважинах 34 (16,9 м3/с при Нд=550м) и 38 (14,8 м3/с на 4 мм штуцере). В последней скважине из другого интервала получен непромышленный приток нефти (0,1 м3/с при Р=102,3 кгс/см2). В скважинах 33 и 355 получены незначительные притоки нефти с водой. В скважинах 35, 36, 37, 39 и 351 при положительной характеристике по данным ГИС получены притоки воды.

Пласты Ю0 (баженовская свита) и Ю1 (васюганская свита) были опробованы в скважинах 30, 31, 35, 36, 38, 351, 352 и 355. В скв.31 (пласт Ю1) получен фонтан нефти и воды дебитом соответственно 5,1 м3/с и 10,2 м3/с на 4 мм штуцере. В скв.352 и 355 проведено совместное опробование пластов Ю0 и Ю1. В скважине 352 при опробовании в открытом стволе получено 95 м3/с нефти при Р=38,1 кгс/см2. В скважине 355 получен приток нефти 9,36 м3/с и воды 2,04 м3/с при Р=81,0 кгс/см2. В скважине 38 из пласта Ю0 получен непромышленный приток нефти. В остальных скважинах получены притоки воды или притока из пласта не получено.

Таким образом, имеющиеся данные не дают представления о промышленной значимости, площадях распространения и запасов нефти в отложениях верхней юры и ачимовской толщи, вследствие чего оценка запасов углеводородов в них без проведения работ по доразведке не может быть проведена.

Основываясь на совокупности данных, включающих в себя, в основном, опробование скважин и промыслово-геофизическую характеристику продуктивной части разреза, на основе длительной корреляции в объеме горизонта БП11 выделено три подсчетных объекта (снизу вверх): пласты БП112, БП111, БП110. В качестве репера при корреляции продуктивных отложений использовалась регионально-выдержанная глинистая пачка (аналог чеускинской пачки Среднего Приобья), выделяемая в кровле мегионской свиты и представленная темно-серыми, почти черными аргиллитами. На каротажных диаграммах пачка характеризуется низкими сопротивлениями на кривых КС и ИК, наличием каверны на кавернограмме.

Останавливаясь на корреляции разрезов скважин, следует отметить, что прослеживание границ отдельных продуктивных пластов внутри горизонта БП11 затруднений не вызывает, и выделенные подсчетные объекты соответствуют достаточно уверенно следащимся песчаным телам, на отдельных участках замещенных глинистыми породами. Наличием особенно значительных зон глинизации характеризуется пласт БП110.

Всего на месторождении подсчет запасов произведен по четырем подсчетным объектам: пластам БП112, БП111, БП110 и сеноманской продуктивной толще.

Краткие сведения о размерах, глубине залегания, положении ВНК (ГВК) и др. параметрах по отдельным залежам даны в таблице 1.1.

Результаты определения границ коллекторов, их мощности по отдельным скважинам приведены в табл. 6.4.

Ниже приводится характеристика залежей нефти и газа в составе выделенных подсчетных объектов (снизу вверх).

Пласт БП112 в контуре залежи вскрыт в 7-ми разведочных скважинах в интервале абсолютных отметок 2243,9-2321,6 м. Нефтенасыщенные мощности по скважинам изменяются от 1,2 м до 11,6 м. ВНК в залежи вскрыт в двух скважинах: 38 и 39 и находится в интервале абсолютных 2309,5-2315,8, в остальных скважинах по результатам интерпретации ГИС коллекторы нефтенасыщенны до подошвы пласта. Залежь нефти рассматриваемого пласта испытанием практически не охарактеризована. Опробование в пределах контура залежи было проведено в скважинах 355 и 372. В скважине 355 в результате опробования из чисто нефтяного по данным ГИС интервала 2355-2362 м получен приток нефти с водой. Необходимо отметить, что до этого в скважине была произведена перфорация 4-х объектов в отложениях юры и ачимовской толщи, причем на первом объекте с целью интенсификации проводился ПГД-БК. Цементометрия была проведена до перфорации первого объекта, в дальнейшем контроль за качеством цементажа не проводился. Поступление воды в продукцию скважин скорее всего связано с тем, что в процессе перфораций нижележащих объектов была нарушена целостность цементного камня, тем более, что при опробовании пласта Ю11 в интервале 2843,0-2847,0 м был применен пороховой генератор высокого давления.

В скважине 372 при испытании интервалов 2319,0-2328,0, 2334,0-2347,0 м притока получено не было. Здесь в интервал перфорации входят пропластки с ухудшенной коллекторской характеристикой, работы по интенсификации притока в скважине проводились, но есть подозрение, что не сработал перфоратор.

Скважина 350 по данным интерпретации ГИС находится за контуром залежи. Однако при опробовании скважины в интервале отметок 2326,6-2337,6 м был получен приток нефти и воды дебитом соответственно 0,48 м3/с и 1,13 м3/с при Р=119 кгс/см2. Присутствие нефти в этой скважине связано с тем, что при освоении скважины с помощью КИИ-95 НКТ были заполнены нефтью. С другой стороны получение столь незначительного количества нефти может быть связано с высокой остаточной нефтенасыщенностью.

ВНК в залежи пласта принят в интервале абсолютных отметок, на которых он устанавливается по данным ГИС скважинам 38 и 39, т.е. 2309,5-2315,8 м, среднее его значение 2312,6+3,2 м. В наиболее высокой законтурной скважине 377 пласт вскрыт на абсолютной отметке 2311,4 м, что не противоречит его принятому среднему положению по залежи.

Размер залежи 14,2х8,4 км, высота залежи около 69 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь нефти в пласте БП111 является основным объектом разведки на Вынгаяхинском месторождении и имеет наиболее широкое площадное распространение в пределах основной части структуры, осложненной тремя куполками.

Залежь ориентирована в меридиональном направлении и вскрыта 21-ой скважиной в интервале абсолютных отметок 2228,1-2357,3 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина резервуара в пределах площади изменяется от 2,0 до 13,6 м. Зона минимальных нефтенасыщенных толщин отмечается в пределах южной части структуры.

Первооткрывательницей залежи явилась скважина 33, вскрывшая 9,8 м нефтенасыщенных коллекторов. При испытании в скважине интервала абс. отм. 2258,8-2273,8 м был получен фонтан нефти дебитом при переливе 1,7 м3/с.

ВНК в залежи по данным интерпретации ГИС непосредственно в разрезе прослежен только в четырех скважинах:351, 358, 362 и 375. В скважинах 362 и 375 он проходит между подошвой нефтенасыщенного и кровлей водонасыщенного коллекторов в узком интервале отметок соответственно 2339,3-2340,3 м и 2351,6-2352,2 м. В скважине 358 ВНК по данным ГИС следится непосредственно внутри коллектора на абсолютной отметке 2332,6 м также как и в скважине 351 (а.о.-2322,7 м). Максимально низкое гипсометрическое положение продуктивного коллектора отмечено в южной части залежи в скважине 378 на отметке 2357,3 м, т.е. ВНК проходит ниже подошвы пласта.

По данным опробования промышленная нефтеносность объекта доказана на северо-восточном участке структуры до отметки 2336,9 м, где из скважины 362 при испытании пласта в интервале 2398,0-2403,0 м (абсолютная отметка коллекторов в интервале перфорации 2332,3-2336,9 м) был получен приток нефти дебитом 8,0 м3/с при Р=55 кгс/см2 (результат по радиограмме), на юго-востоке площади в скважинах 370 и 375 до отметок 2350,3 и 2350 м. В этих скважинах при опробовании были получены фонтанирующие безводные притоки нефти дебитами соответственно 0,48 м3/с на 8 мм штуцере и 19,3 м3/с на 4 мм штуцере.

Наиболее гипсометрически высоко кровля водоносного коллектора вскрыта в скважине 357 на абс. отметке 2331,7 м и скв. 356 на абс. отм.- 2333,1 м.

При опробовании скважин 351, 355, 358, 363 были получены притоки, противоречащие результатам интерпретации ГИС.

Присутствие воды в скважине 377 при опробовании пласта в интервале 2344,0-2368,0 м, 2374,0-2383,0 м (абсолютные отметки 2281,0-2305,0 м, 2311,0-2320,0 м), где был получен приток нефти дебитом 12,7 м3/с и воды дебитом 2,7 м3/с при Р=112 кгс/см2, связано с поступлением ее из водонасыщенных по данным ГИС коллекторов пласта БП112, совместно с которыми было проведено опробование.

Таким образом, на основании имеющихся интервалов интерпретации ГИС, а также данных опробования раздел «нефть-вода» в залежи не является горизонтальным, а находится в интервале абсолютных отметок 2322,7-2357,3 м. При подсчете запасов ВНК по каждому участку залежи принят исходя из его уровня в ближайших скважинах, где он определяется наиболее достоверно.

В целом по залежи наблюдается довольно закономерная картина изменения поверхности ВНК, выражающаяся в его наклоне с северо-запада на юго-восток. Наиболее высокое положение ВНК имеет на участке скв.351 (-2323 м), далее в западной и северной части залежи (скв.357, 39, 35, 356, 358) понижается до а.о.-2332 м, затем вдоль восточного склона структуры до -2340-2352 м (скв.362, 36, 370, 375), достигая максимального погружения в юго-западной части залежи в районе скв.378 (ниже 2375,3 м).

Поскольку при значительной высоте залежи межконтурные зоны узкие, а линии равных контактов на большинстве участков идут параллельно контурам нефтеносности, карта наклона ВНК не прилагается. Как уже отмечалось, при проведении контуров нефтеносности учтено положение ВНК по конкретным скважинам.

В пределах принятых границ размеры залежи составляют 28,0х11,3 км, высота 116,4 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Пласт БП110 в песчаной фации на площади месторождения выделяется на двух локально-обособленных участках, в пределах которых и разведаны две небольшие залежи нефти.

Залежь нефти в районе скважин 351, 377 вскрыта четырьмя скважинами на абсолютных отметках 2283,6-2309,3 м. Суммарные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 до 6,6 м. Во всех скважинах, вскрывших пласт в контуре залежи, ВНК проходит ниже подошвы пласта, т.е. ниже отметки 2309,3 м. Наиболее высоко кровля водоносного коллектора вскрыта в скважине 356 на отметке 2316,7 м. ВНК по залежи принят на отметке 2310 м.

Раздельное опробование залежи проведено в скважине 351, получен фонтанирующий безводный приток нефти дебитом на 8 мм штуцере 35,7 м3/с. В скважине 377 опробование проведено совместно с пластами БП111 и БП112.

Размер залежи 10,5х3,6 км, высота ее 26,4 м. По типу залежь структурно-литологическая. Протяженность зоны глинизации составляет более 50% параметра залежи, за счет этого залежь имеет небольшую площадь водонефтяной зоны - 12,1% от всей площади.

Вторая залежь пласта БП110 выделяется в центральной части поднятия в районе скважины 33, захватывая на восточном крыле район скважин 350 и 359. Нефтенасыщенные толщины по залежи составляют всего 1,2-1,8 м. Во всех скважинах пласт до подошвы продуктивен, самая низкая его отметка в скважине 350-2299,2 м, при подсчете ВНК по залежи принят на отметке 2300 м. Опробование залежи не проводилось. Залежь имеет почти изометричную форму, размеры ее 6,2х5,5 км, высота 53 м.

По типу залежь является структурно-литологической и также, как и вышеописанная залежь имеет очень небольшую водонефтяную зону-2,9% от общей площади залежи.

В отложениях сеномана на Вынгаяхинском месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом. Каждая залежь имеет свой ГВК.

Одна небольшая залежь выделяется на севере в пределах небольшого локального поднятия в районе скв.3. Залежь имеет небольшую газонасыщенную толщину 2,2 м, отметка ГВК-736,8 м (округлено 737 м). Размеры залежи 3,0х2,0 км. При опробовании скважины в интервале 794-769 м был получен фонтан газа дебитом 577,3 тыс.нм3/с на диафрагме 25,4 мм. Скважина явилась первооткрывательницей Вынгаяхинского месторождения. Залежь водоплавающая, высота более 2,2 м.

Вторая основная залежь газа вскрыта 17 скважинами, абсолютная отметка кровли продуктивных коллекторов по ним находится в интервале абсолютных отметок 636,5-707,7 м. Залежь вытянута в меридиональном направлении, но по форме и площади близка к основной неокомской (БП111).

Газонасыщенные толщины по залежи меняются в довольно широких пределах от 2,4-6,2 м, на периферийных участках до 61,6-62,4 м в своде поднятия.

ГВК в залежи имеет наклон с юга на север от отметок 704,7 м до отметок 713,6 м, что находится в соответствии с общей закономерностью падения напоров апт-сеноманского водоносного комплекса в северном направлении. Среднее положение ГВК 709,2+4,5 м. Опробование залежи проведено в трех скважинах 33, 34, 40, во всех случаях получены фонтаны газа. По результатам испытания залежь характеризуется высокой продуктивностью.

Размер залежи 25,3х10,8 км, высота ее 72,7 м. По типу залежь массивная, водоплавающая.

2. Термометрия

1. Метод заключается в изучении ЕСТЕСТВЕННЫХ и ИСКУССТВЕННЫХ тепловых полей в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Сокращение - Т или Терм. (международное - Term).

Измерение ЕСТЕСТВЕННЫХ полей выполняют: а) в установившемся режиме с целью геотермических исследований - определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени; б) в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов, получения информации для учета температуры при интерпретации данных каротажа. Разница полей, измеренных на этих режимах зависит от времени пребывания скважины в покое. Она тем больше, чем меньший промежуток времени прошел после прекращения циркуляции промывочной жидкости в стволе скважины и других тепловых воздействий - заколонных перетоков, дросселирования нефти, газа и воды, прохождения фронта закачиваемых в пласт вод и т.д.

Измерения ИСКУССТВЕННЫХ полей ведут для: а) оценки технического состояния обсаженных скважин - определения высоты подъема цемента; выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб; б) сопровождения процесса эксплуатации скважин в комплексе с другими методами определения притока-состава - выделения интервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интервалов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; исследования нагнетательных скважин; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением. Результаты измерений, в том числе естественных полей, полученные в установившемся режиме, используют при этом в качестве фоновых наблюдений.

2. В зависимости от измеряемой величины различают модификации метода: обычную термометрию ("термометрия"), при которой измеряют температуру и дифференциальную термометрию, когда измеряют разность температур. Дифференциальную термометрию подразделяют на аномалий - термометрию (измерение отклонений температуры от некоторого среднего значения) и градиент - термометрию (измерение разности температур двух датчиков, разнесенных на фиксированное расстояние).

3. Для измерения температуры применяют термометр сопротивления, спускаемый на каротажном кабеле, максимальный ртутный термометр и глубинный самопишущий термометр, опускаемые на бурильных трубах в составе ИПТ.

Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС, он является частью технологического блока в сборках модулей.

4. Термометр сопротивления должен удовлетворять следующим требованиям: разрешающая способность - не хуже 0,01°С (для отдельных модификаций приборов - 0,1 - 0,3°С); погрешность измерения температур в заданном диапазоне измерений - не выше ±2%; постоянная времени - не выше 2 с; сопротивление чувствительного элемента мостикового термометра - не более 2000 Ом; погрешность измерения за счет нагревания чувствительного элемента проходящим через него током - не выше половины допустимой погрешности; сопротивление изоляции жил кабеля при работе с термометром не менее 2 МОм.

5. Первичную, периодические и полевые калибровки ведут согласно общим требованиям раздела 2. Калибровки выполняют, руководствуясь эксплуатационной документацией для конкретного типа скважинного прибора.

5.1. Контролируемыми параметрами являются постоянная времени и постоянная термометра, соответствующая изменению выходного напряжения на 1°С.

5.2. Основным средством периодических калибровок являются баки с водой различной температуры; температуру воды устанавливают с помощью образцовых ртутных манометров.

6. Исследования скважин ведут, руководствуясь следующими требованиями:

6.1. Перед спуском прибора в скважину измеряют температуру окружающей среды (допускается измерение температуры воздуха в станции) одновременно скважинным термометром и ртутным. Разница в показаниях обоих термометров не должна превышать ±0,5°С.

6.2. Примерная скорость каротажа должна составлять 1000; 800; 600 и 400 м/час, если постоянная времени равна 0,5; 1; 2 и 4 с соответственно.

Для регистрации аномалий температур, имеющих небольшую протяженность по глубине, скорость каротажа рассчитывают как v = (3600 ) / Gtд, где - порог чувствительности термометра, G - градиент температуры в скважине (для естественного поля - геотермический градиент Г), tд - динамическая тепловая инерция, которая в 1,5 - 2,5 раза больше паспортного значения постоянной времени t.

Минимальная толщина hmin прослоя в метрах, для которой аномалия температуры максимально близка к истинной, определяется выражением hmin = n·v·tд/3600. Если значение аномалии устанавливают с точностью 99,9; 99,5; 99; 95 и 90 %, то коэффициент n равен соответственно 6,9; 5,3; 4,6; 3 и 2,3.

6.3. Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. При определении естественной температуры необходимо: провести на ряде глубин измерения при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интервалом времени между ними не менее суток; в обоих вариантах разница показаний не должна превышать 1°С.

6.4. Измерение текущей температуры в скважине для определения температурного режима работы бурового инструмента и каротажных приборов проводят при спуске и подъеме термометра.

При определении мест поглощения в открытом стволе выполняют серию разновременных диаграмм. Локализацию интервалов интенсивных поглощений производят по характерным аномалиям температуры.

6.5. Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного прибора, повторное измерение - при его подъеме.

6.5.1. Для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже, чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 часов для быстросхватывающихся цементов. Оптимальное время исследований для нормально схватывающихся цементов - через 15 - 30 часов после окончания заливки. Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

При применении нестандартных цементных растворов, а также в случае выполнения работ по специальным программам рекомендуется проводить временные измерения термометром в период схватывания и затвердевания цементной смеси через каждые 2 - 3 часа в течение 1 - 2 суток после окончания заливки.

Эффективность определения высоты подъема цемента по температурной аномалии снижается в высокотемпературных скважинах, при использовании низкосортных цементов (глино- и гельцементы), в случае загрязнения цементного раствора или односторонней заливки.

6.5.2. Для определения интервалов перфорации измерения проводят на спуске и подъеме прибора непосредственно после перфорации, захватывая выше интервала перфорации участок глубин протяженностью не менее 50 м. Температурная аномалия, образованная горением зарядов перфоратора, расплывается в течение 1-2 суток. Эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов.

6.5.3. При определении мест негерметичности обсадных колонн и лифтовых труб термометрию комплексируют с методами комплекса "приток-состав".

В случае хорошей приемистости скважины регистрируют термограммы в процессе закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости - после снижения уровня жидкости в скважине. Выполняют не менее двух измерений: в остановленной скважине (контрольное); после закачки воды в скважину или после снижения уровня в ней.

6.6. Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями данных других методов "притока-состава". Последовательность операций определяется требованиями раздела 8. Дополнительные требования следующие:

6.6.1. Применение термометров с порогом чувствительности не хуже 0,01°С обязательно при решении задач выделения интервалов притока и приемистости, определения местоположений отдающих пластов и установления обводненных интервалов в добывающих скважинах, прослеживания температурного фронта закачиваемых вод.

6.6.2. Применение термометров с порогом чувствительности 0,1 - 0,3°С допускается при решении задач исследования нагнетательных скважин, определения интервалов интенсивных перетоков, мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб, контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением.

.6.6.3. Обязательна выдержка скважины перед выполнением фонового замера в течение не менее одних суток после приостановления работ, связанных с промывкой скважины.

6.6.4. В режиме притока регистрируют несколько термограмм (не менее трех), первую из которых - непосредственно после вызова притока, вторую через 1,5 ч после первой, затем через 2-3 часа проводят следующие замеры. Общее время наблюдений за формированием аномалии дроссельного эффекта зависит от дебита скважины и должно быть не менее 10 часов при дебите более 10 м3/сут и не менее 20 часов при меньших дебитах.

Размещено на Allbest.ru