Материал: Нестационарное заводнение в условиях Лянторского месторождения

Залежи пласта АС₉ характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

Проницаемая часть пласта АС₉ представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10^-3 мкм² и изменяется от 1,1*10^-3 до 1830*10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10^-3 - 500*10^-3 мкм², проницаемость более 500*10^-3 мкм² характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10^-3 до 495*10^-3 мкм². Участки с проницаемостью более 500*10^-3 мкм² отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10^-3 до 100*10^-3 мкм² выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432*10^-3 мкм². В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Эффективные толщины пласта АС₁₀ в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом.

Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС₁₀, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.

Газонефтяные залежи пласта АС₁₀ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС₁₀ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

Залежи пласта АС₁₀ отделяются от вышележащего пласта АС₉ глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни-стых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС₁₀ изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% Проницаемость изменяется от 1,3*10^-3 до 2735*10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10^-3 до 500*10^-3 мкм . Участки с проницаемостью менее 100*10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АС₁₀ определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10^-3 до 1493*10^-3 мкм² при среднем значении 590*10^-3 мкм². Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.

Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными 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)

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.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах 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 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 значений- газонасыщенности (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 пластов АС_9-11 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

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.

Таблица 1. Характеристика продуктивных горизонтов.

Таблица 2. Характеристика пластовых нефтей пластов АС9-11 Лянторского месторождения.

Таблица 3. Свойства и состав нефтяного газа Лянторского месторождения.

Таблица 4. Основные физические свойства пластовых вод Лянторского месторождения.

1.5 Состояние разработки месторождения

Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазоносные пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные - БС8², БС18.

Разработка месторождения велась согласно "Технологической схеме разработки Лянторского месторождения", составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и "Анализа разработки Лянторского месторождения", выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

§ Выделение одного объекта разработки АС9-11;

§