Материал: Лянторское месторождение

СПБГУАП группа 4736

ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры.

Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до

28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от

2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258*10-3 мкм2, по водо-насыщенной -276*10-3 мкм2.

Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 316*10-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2.

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-

восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники

(см. рис.3)

СПБГУАП группа 4736

Рис. 2 Зональные карты пласта АС9 (а) и АС10 (б): 1,2 - контуры газоносности внешний и внутренний; 3,4 - контуры нефтеносности внешний,

внутренний; 5,6,7,8,9 - зоны насыщения соответственно газовая,

газонефтяная, чистонефтяная, газоводонефтяная, водонефтяная.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры. Основная характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.

Вподсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные -

впластах АС9, АС10, АС11; - нефтяные - в пластах БС8, БС8², БС16…17,

БС18 и другие.

По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных,

основных пластов АС9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из

СПБГУАП группа 4736

которых изучена нефтенасыщенная часть. Пласт продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Проницаемая часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта более или менее однородный.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти

(57,4%). Нефть в пласте залегается в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Проницаемая часть пласта представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. В

крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

Пластовые флюиды объектов БС8 и ачимовской толщи по имеющейся информации несколько отличаются от вышележащих пластов в сторону меньших значенийгазонасыщенности (44-37 м3/т) и плотности дегазированной нефти (876-873 кг/м3). Пластовые нефти объектов БС8 и

ачимовской толщи характеризуются более высокой концентрацией гомологов метана группы С2 - С5 (до 10-16%), что связано с относительно низкой плотностью жидкой фазы. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей исследована на образцах 116 глубинных проб из 71

скважины и на образцах 160 поверхностных проб из 131 скважины. Нефти

СПБГУАП группа 4736

пластов АС9-11 близки по своим свойствам. Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 2.

Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса высокая - 162. По содержанию компонентов нефти пласты АС9, АС10, АС11 близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10, АС11 тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Пласт АС9 - средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Характеристика продукции скважин, вскрывших газовую шапку, изучена на материалах исследований 10 скважин пласта АС9 и 13 скважин пласта АС10. Нефтяной газ ярко _ыраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2 %. Характеристика газа и конденсата газовых шапок приведена в таблице 3

Выход сырого конденсата по пластам АС9,, АС10 составляет 62 см3/м3 и

63,5 см3/м3 соответственно, выход стабильного конденсата - 53 см3/м3.

Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м3.

Пластовые воды насыщенны газом метанового состава. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м3/м3. Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно - натриевого типа (ГКН), лишь в восточной части месторождения - хлоркальциевого (скважины № 18, 52, 54, 62, 77) и хлормагниевого (скважины № 66, 69, 70, 78). Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна.

В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор, которые приведены в таблице 4.