Материал: Геологическая характеристика Талинского месторождения

Пласт ЮК10 характеризуется также значительной неоднородностью по проницаемости. По участкам 1,3 и 4 около 30% коллектора имеет низкую проницаемость, не более 20*10-3 мкм2. По остальным участкам процент содержания низкопроницаемых пропластков увеличивается до 45%.

Построение геолого-статических разрезов, по распределению относительно содержания коллектора и проницаемости, позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮК10. На большей площади залежи, в разрезе, пласта выделяются две пачки различающиеся по песчанистости и проницаемости. Верхняя пачка пласта имеет более прерывистое строение, коллекторские свойства ее значительно хуже, степень вовлечения запасов нефти в связи с этим также значительно меньше, чем в подошвенной (более выдержанной части пласта).

Осредненное значение коэффициента песчанистости ЮК11 в пределах залежи 2 значительно выше чем пласта ЮК10 и составляет 0,835. Пласт ЮК11 в пределах залежи 3 характеризуется несколько меньшим коэффициентом песчанистости - 0,692. Расчлененность пласта 2-ой залежи - 4,8, 3-ей - 8,9. Коллектор пласта ЮК11 в пределах залежи 2, обладая меньшей нефтенасыщенной толщиной, имеет лучшие коллекторские свойства чем в пределах залежи 3.

Доля высокопроницаемых пропластков (более 20*10-3 мкм2) пласта ЮК11 выше, чем по пласту ЮК10, одинакова по обеим залежам и составляет 37,5%. Низко проницаемых коллекторов (до 20*10-3мкм2) вдвое меньше, чем по пласту ЮК10 и по обеим залежам процент содержания их в разрезе -19-22%.

Нефтенасыщенная часть пласта ЮК11 в пределах обеих залежей представлена одной пачкой. Песчанистость разреза пласта залежи 2 - 0,46, средняя проницаемость коллектора 286*10-3 мкм2.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать выводы:

.Геологическое строение пластов ЮК10 и ЮК11 характеризуется значительной неоднородностью коллектора по толщине пропластков и их проницаемости. Коллектор пласта ЮК11 обладает лучшей, по сравнению с пластом ЮК10, фильтрационно-емкостной характеристикой и имеет более однородное строение. Песчанистость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта ЮК11 сопоставима с аналогичными характеристиками нижней пачки пласта ЮК10.

.Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11 сложены преимущественно тонкими (до 2м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность, соизмеримую с шагом сетки эксплуатационных скважин. При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и системы разработки.

.Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие значительной доли низкопроницаемых коллекторов определяет полноту выработки запасов нефти. Степень вовлечения запасов нефти сосредоточенных в нижней, более выдержанной, пачке пласта ЮК10 будет выше, чем в верхней.

Темп отбора запасов нижней пачки будет в два-три раза выше чем верхней.

2.6 Нефтегазоносность

Исследуемая площадь находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность Красноленинского свода связана с отложениями викуловской и тюменской свит. Залежи нефти в отложениях тюменской свиты выявлены в пределах Талинской, Южно-Талинской, Ем-Еговской, Пальяновской, Сосново-Мысской, Каменной, Елизаровской и др. площадей.

Результаты опробования, с учетом детальной корреляции разрезов скважин показали, что в разрезе тюменской свиты выделяется пять нефтенасыщенных объектов, приуроченных к пластам ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9, ЮК-10.

Залежи нефти в пластах ЮК-2-3, ЮК-4-5, ЮК-7-8, ЮК-9 связаны как правило, с литологически экранированными линзами песчаников и алевролитов. (Разведка их продолжается). Базисным объектом разведки на Восточно-Талинской площади является пласт ЮК-10 (шеркалинский горизонт).

При трассировании границ выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта наряду с результатами опробования скважин и результатами ГИС учитывались данные сейсморазведки по отражающему горизонту Т2, который стратиграфически увязывается с кровлей шеркалинского горизонта.

Пласт ЮК-10 залегает, в основном, на размытой поверхности доюрского основания и только в районе скважин №603, 423, 76 над пластом ЮК-11, отделяясь от него глинистой пачкой мощностью до 20м. Площадь подсчета запасов в северо-западной части оконтурена условной границей установленной ГКЗ СССР. Остальная часть площади оконтурена линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, которая подтверждена материалами сейсморазведки и данными бурения скважин №36, 51, 52, 422, 25, 48, 446, 35, 34, 445, 424, 429, 436, 404, 428.

В пределах Восточно-Талинской площади пласт ЮК-10 вскрыт в 16 разведочных скважинах. Приток нефти получен в 12 скважинах, приток воды получен в скважинах №39,444,423, а в скважине №433 при испытаниях получены притоки фильтрата с нефтью. В скважинах №96,410,415 при испытаниях приток не получен.

В скважинах №43,45,433,444 пласт ЮК-10 испытан совместно с пластами тюменской свиты и породами палеозоя. В остальных скважинах пласт ЮК-10 испытан раздельно.

На основании сопоставления данных испытания скважин, геофизических материалов и карты кровли пласта ЮК-10, на исследуемой площади можно выделить пять самостоятельных залежей нефти (1,2,3,4,5).

Залежь 1 расположена в северо-западной части площади. С севера-запада и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, с юго-запада и северо-востока - зонами выклинивания коллекторов пласта ЮК-10.

Залежь вскрыта скважиной №40. В результате испытаний в интервале глубин 2651-2662 м. (абс. отм.-2605,7-2616,7м) получен приток нефти 5,3 м3/сут. на штуцере 4 мм. Западнее, в скв.№39, получен при испытаниях приток воды. На основании сопоставления результатов, а также интервалов испытания скв.39 и 40 абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№40 и составляет - 2616,7м.

Залежь 2 расположена в центральной части исследуемой площади. С северо-запада, востока и юга залежь ограничена линией ВНК, с запада и северо-запада - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами №433,431,400 и 408. Испытание скв.№433 проводилось с применением испытателя пластов в интервале глубин 2665-2750 м (абс. отм.-2624,8-2711,8м). В результате испытания получен приток фильтрата объемом 18,2 м3 при ∆р 11,7 МПа с нефтью. В скв.№431 получен приток нефти. Дебит составил 6,5 м3/сут. при Нд=1363 м [из интервала глубин 2622,7-2633,7м. (абс. отм. -2622,7-2633,7м)]. В скважине №408 получен приток 2,7 м3/сут при Нд=803 м. (абс. отм.2643,9-2648,9м), а из интервала глубин 2693-2696м приток воды- 7,4 м3/сут. Подошва продуктивного коллектора в скв.408 отбита на отметке -2654м.

На основании сопоставления результатов испытаний этих скважин и геофизических материалов, ВНК во второй залежи принят по отметке подошвы последнего нефтенасыщенного коллектора и составляет -2654 м.

Залежь 3 расположена в северо-восточной части исследуемой площади. С юга и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, на северо-западе, севере, северо-востоке - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скв.№76,43,45,410,96. В скв.№43 и №45 пласт ЮК-10 испытан совместно с коллекторами тюменской свиты и отложениями палеозоя. Минимальная отметка кровли воды в скважинах №76 и №444 по геофизическим данным составляет -2664 м, что совпадает с отметкой нижней дыры перфорации в скв.№76.

Абсолютная отметка ВНК принята по отметке нижних дыр перфорации скв.№76 из интервала, давшего при испытаниях приток безводной нефти и составляет -2664м.

Залежь 4 с севера и запада ограничена линией ВНК, с востока и юга - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 448 и 407, где пласт ЮК-10 испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№407 и составляет -2682м.

Залежь 5 расположена в южной части исследуемой площади. С севера она оконтурена линией ВНК, с запада и востока - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, с юга - условной линией проведенной на 1 км южнее скв.№603, в которой пласт испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК приняты по абсолютной отметке нижней дыры перфорации указанного интервала и составляет -2587 м.

Наличие водоносных зон подтверждено испытаниями скважин №39,444, 423.

К востоку от условной линии подсчета (в районе скважин №437,450) на площади подсчета в Кальмановской зоне прослеживается часть основной залежи Талинской площади, запасы которой по категории С1 были подсчитаны институтом Укргпрониинефть в 1989 году. Контур залежи ограничен отметкой ВНК - 2608м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126 Талинской площади основной залежи). Этот участок залежи Талинской площади ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126). Этот участок залежи Талинской площади скважинами в пределах Кальмановского прогиба не вскрыт, его площадь подсчитана по категории С2.

2.7 Гидрогеология

По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами:

.Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста.

.Сеноман-альбский комплекс преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнеханты-мансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу) 9,3г/м.. Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м3/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома-23,9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнеханты-мансийской подсвиты мощностью порядка 150м.

.Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса состовляет 150м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды. Величина притока в скважину которых составляет чаще 1 м3/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м3/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г/л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.

.Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветренную зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты, в пределах Восточно-Талинской площади колеблется, от 0 до 330 м. Толщина зоны выветренной достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков.

Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей

.Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах.

.Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.

.Отбор глубинных и поверхностных проб воды, их химический анализ.

В соответствии с результатами анализа проб воды, на Восточно-Талинской площади, в шеркалинском горизонте распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа (по классификации В.А.Сулина) общая минерализация которых 8-10 мг/л.

Содержание йода в пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома - 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов содержащихся в подземных водах.

Пластовые давления на площади замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа, что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Величины пластовых температур на Восточно-Талинской площади колеблются в пределах 97-121°С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6°С на 100м.

Пластовые воды Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин.

Гидрогеологическая и гидродинамическая изученность «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить естественный режим их работы как упруго-водонапорный. Залежи нефти в пласте ЮК10 в пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены в сравнении с общими контурами залежей Роль напора законтурных вод, как фактора естественной пластовой энергии, понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, гидродинамическая связь между различными участками затруднена.

2.8 Свойства пластовых жидкостей

Отбор и исследование нефтей проведен институтом СибНИИНП, Центральной лабораторией Главтюменгеологии и службами производственного объединения Красноленинскнефтегаз.

Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300.Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов

определялся методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-8МД, «Хром-5» и «Вариан -3700».

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ выполнялся по стандартным типовым методикам. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. (Таблица № 2.8.1.). Так, газосодержание от 140 м3/т до340 м3/т. Давление насыщение нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.