Песчаное месторождение

 

Залежь  в районе скважины № 620 вскрыта одной скважиной и имеет размеры 6 х 2.5 км.

Характеристика  толщин по зонам насыщения и пласту в целом приведена в таблице 3.1.2. Общая толщина пласта ЮК_2-3 изменяется в диапазоне от 27.4 до 43.3 м, составляя в среднем 36.0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 9.2 м. Средний коэффициент песчанистости равен 0.252, расчлененности – 7.2.

Таблица 3.1.2

Характеристика толщин и неоднородности пласта ЮК_2-3

Параметр	Показатели		Зоны пласта		Пласт в целом
			ЧНЗ	ВНЗ
Общая толщина,   м	Среднее значение		36.0	38.4	36.2
	Коэффициент вариации, д.ед		0.092	0.083	0.093
	Интервал изменения	от	27.4	32.2	27.4
		до	43.3	42.5	43.3
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение		9.4	7.0	9.2
	Коэффициент вариации, д.ед		0.575	0.478	0.578
	Интервал изменения	от	0.8	3	0.8
		до	28.5	12.1	28.5
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение		-	3.4	3.4
	Коэффициент вариации, д.ед		-	0.562	0.562
	Интервал изменения	от	-	1.2	1.2
		до	-	7.0	7.0
Коэффициент песчанистости,     д. ед	Среднее значение		0.259	0.180	0.252
	Коэффициент вариации, д.ед		0.545	0.455	0.550
	Интервал изменения	от	0.022	0.071	0.022
		до	0.687	0.309	0.687
Коэффициент расчлененности,  ед	Среднее значение		7.0	9.3	7.2
	Коэффициент вариации, д.ед		0.521	0.280	0.503
	Интервал изменения	от	1	5	1
		до	18	13	18

В чистонефтяной зоне значения средней  нефтенасыщенной толщины и песчанистости  выше, чем в водонефтяной. В ЧНЗ  пласт менее расчленен.

Средняя нефтенасыщенная толщина  в ЧНЗ составляет 9.4 м., изменяясь  в большом диапазоне - 0.8 до 28.5 м. Песчанистость  – 0.259, расчлененность – 7.0.

Пласт опробован  в 9 поисково-разведочных скважинах  основной залежи и в одной скважине Западно-Песчаной залежи. Максимальный приток нефти (70.6 м³/сут) с водой (1.4 м³/сут) на 6 мм штуцере получен из скважины № 618Р (основная залежь). При испытании скважины № 616Р получен приток пластовой воды (10.8 м³/сут), пленка нефти - при испытании скважины № 620.

Положение водонефтяного контакта определено по пластам ЮК₂, ЮК₃ и по тектонически-экранированным блокам. Отметки ВНК пласта ЮК₂ изменяются от 2272.8 м (Западно-Песчаной залежи) до 2286 м (II – блок основной залежи). Отметки ВНК пласта ЮК₃ изменяются от 2285.5 м (Западно-Песчаной залежи) до 2312 м (II – блок основной залежи).

Карта нефтенасыщенных  толщин показана на рисунке 3.1.6 и ГП 3.6. Средняя нефтенасыщенная толщина  пласта ЮК_2-3 по скважинам составляет 9.4 м,. Средняя водонасыщенная толщина по скважинам достигает 3.4 м.

Пласт ЮК₄

В пределах пласта выявлена одна залежь, которая  разбита на четыре тектонических  блока. Размеры залежи составляют 15 × 4.5 км. Согласно результатам интерпретации ГИС, залежь вскрыта 89 скважинами на глубине от 2245 до 2362 м. Структурная карта по кровле пласта представлена на рисунке 3.1.7. и ГП 3.7.

Характеристика  толщин пласта ЮК₄ по зонам насыщения и пласту в целом приведена в таблице 3.1.3. Значение общей толщины пласта варьирует в пределах от 25.6 до 43.9 м, в среднем составляя 31.5 м. Средний коэффициент песчанистости равен 0.310, расчлененности – 7.4.

Таблица 3.1.3

Характеристика толщин и неоднородности пласта ЮК₄

 

Параметр	Показатели		Зоны пласта		Пласт в целом
			ЧНЗ	ВНЗ
Общая толщина,   м	Среднее значение		30.7	33.6	31.5
	Коэффициент вариации,  д.ед		0.105	0.108	0.114
	Интервал изменения	от	25.6	29.4	25.6
		до	39.7	43.9	43.9
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение		8.9	8.2	8.7
	Коэффициент вариации,  д.ед		0.498	0.532	0.508
	Интервал изменения	от	0.8	1.6	0.8
		до	20.4	16.9	20.4
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение		-	4.7	4.7
	Коэффициент вариации,  д.ед		-	0.764	0.764
	Интервал изменения	от	-	0.4	0.4
		до	-	12.8	12.8
Коэффициент песчанистости,     д. ед	Среднее значение		0.286	0.375	0.310
	Коэффициент вариации,  д.ед		0.463	0.419	0.468
	Интервал изменения	от	0.029	0.135	0.029
		до	0.610	0.692	0.692
Коэффициент расчлененности,  ед	Среднее значение		6.9	9.0	7.4
	Коэффициент вариации,  д.ед		0.521	0.467	0.520
	Интервал изменения	от	1	3	1
		до	16	17	17

 

Карта нефтенасыщенных  толщин показана на рисунке 3.1.8 и ГП 8. Средняя нефтенасыщенная толщина  пласта ЮК₄ составляет 8.7 м, изменяясь от 0.8 м до 20.4 м. Средняя водонасыщенная толщина по скважинам ВНЗ достигает 4.7 м.

Пласт опробован  в восьми скважинах. Максимальный приток безводной нефти (18.5 м³/сут) получен из скважины № 614Р. Безводные притоки нефти получены только в скважинах №№ 614Р и 623Р, нефть с водой – в № 618Р, во всех остальных получена пластовая вода.

Положение водонефтяного контакта на залежи зафиксировано  по трем блокам. Далее приведены  отметки ВНК по блокам: I – 2314 м, II – 2318 м, III – 2290 м.

Таким образом, продуктивные пласты Песчаного  месторождения характеризуются  нефтенасыщенной толщиной около  9 м, малым коэффициентом песчанистости – от 0.252 по пласту ЮК_2-3 до 0.310 по пласту ЮК₄, и высокой расчлененностью – на уровне 7. 

 

2.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

2.2.1. Литологическая характеристика пород

Интервал пластов ЮК₂-ЮК₄ верхней подсвиты тюменской свиты характеризуется переходным генезисом осадков от континентального к мелководно-бассейновому и прибрежно-морскому. Коллектора имеют весьма сложный характер площадного распространения и строение, обусловленные многообразием фациальных обстановок.

Пласт ЮК_2-3

Проницаемые песчаные разности пласта ЮК_2-3, сформированного в прибрежных и мелководных условиях, связаны, преимущественно, с разнообразными баровыми телами (бары открытого бассейна, подводные валы).

Пласт представлен средне- и мелкозернистыми  песчаниками, разнозернистыми алевролитами, аргиллитами и глинами. Породы, слагающие  пласт, в основной массе относятся  к низкопроницаемым коллекторам (V класс  по классификации А.А. Ханина).

Состав обломков пород кварц-полевошпатовый (полевые шпаты 50-63%, кварц 34-37%, слюда 3-5%). Цемент плёночного и порового типа. По составу гидрослюдисто-карбонатный  и карбонатно-гидрослюдистый с содержанием  в составе цемента гидроокислов железа до 30%. В гранулометрическом составе алевритовая фракция  составляет 92-99%, с преобладанием  мелкозернистой 41-42%, на долю псаммитовой  фракции приходится всего 1-2%.

Пласт ЮК₄

Песчано-алевролитовые  отложения пласта ЮК₄, сформировавшиеся преимущественно в континентальных условиях, характеризуются литологической изменчивостью по площади. В основном, продуктивные породы пласта представлены алевролитами мелкозернистыми и крупнозернистыми, реже песчаниками мелкозернистыми.

Содержание  обломков пород следующее: полевые  шпаты – 33-60%, кварц – 24-35%, слюда  – 5-28%. Тип цемента плёночный и  поровый. По составу цемент гидрослюдисто-карбонатный  и карбонатно-гидрослюдистый. В гранулометрическом составе на долю алевритовой фракции  приходится 47-99%, содержание псаммитовой  фракции изменяется 6-53%, размер пелитовой  фракции составляет 1-5%.

Отложения нефтеносных пластов  Песчаного месторождения имеют  различную природу формирования, так ЮК_2-3 формировался преимущественно в прибрежных и мелководных условиях, а ЮК₄ преимущественно в континентальных условиях, при этом, основную долю в гранулометрическом составе, как одного, так и другого пласта занимают алевритовые фракции.

2.2.2. Фильтрационно-емкостные свойства пластов по керну

Пласт ЮК_2-3

Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮК_2-3 пород-коллекторов исследованы на образцах, отобранных из 11 скважин. Пористость изучалась на 226 образцах, учтено для определения пористости 76 образцов, проницаемости соответственно – 155 и 53, водоудерживающая способность определена на 53 образцах (табл. 3.2.1).

Среднее значение пористости составляет 17.7% (пределы изменения 15.2-22.8%). Средняя  проницаемость коллектора равна 10.5*10^-3 мкм² (варьирует в диапазоне 0.7-142.9*10^-3 мкм²). Среднее значение водоудерживающей способности определено 51.4% (изменяется в пределах 18-67%).

Пласт ЮК₄

Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов исследованы на образцах, отобранных из 9 скважин. Пористость изучалась на 155 образцах, учтен для определения пористости 51 образец, проницаемости соответственно – 126 и 43, водоудерживающая способность определена на 43 образцах (табл. 3.2.1).

Среднее значение пористости составляет 17.2% (пределы изменения 15.2-21%). Средняя  проницаемость коллектора  равна 9.9*10^-3 мкм² (варьирует в диапазоне 1.2-55.2*10^-3мкм²). Среднее значение водоудерживающей способности определено 50.1% (изменяется в пределах 31.1-64.6%).

Таблица 3.2.1

Характеристика фильтрационно-емкостных  свойств по керну

 

Пласт	Пористость, %					Проницаемость, 10-3 мкм2					Водоудерживающая способность, %
	Эффективная толщина, м	Количество  анализов, шт.	Значение			Эффективная толщина, м	Количество  анализов, шт.	Значение			Эффективная толщина, м	Количество  анализов, шт.	Значение
			Минимальное	Максимальное	Среднее			Минимальное	Максимальное	Среднее			Минимальное	Максимальное	Среднее
ЮК2-3	42	76	15.2	22.8	17.7	37.2	53	0.7	142.9	10.5	36.4	53	18.0	67.0	51.4
ЮК4	23.8	51	15.2	21.0	17.2	22	43	1.2	55.2	9.9	22	43	31.1	64.6	50.1

Фильтрационно-емкостные  свойства пластов на основе результатов  исследования керна можно охарактеризовать как низкие. При этом, не смотря на различную природу формирования, нефтеносные пласты характеризуются  сходными средними величинами, с той  лишь разницей, что пласт ЮК_2-3 несколько более разнороден.

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На Песчаном месторождении в  качестве подсчетных объектов выделены пласты ЮК_2-3 и ЮК₄.

Впервые запасы в пределах Песчаного  месторождения были рассмотрены, утверждены и поставлены на баланс в 1999 году Западно-Сибирским  отделением ЦКЗ Роскомнедра в  объеме по пластам (геологические, тыс.т): ЮК_2-3 по категории С₁ – 8369 тыс.т, С₂ – 58641 тыс.т; ЮК₄ - С₁ – 3740 тыс.т, С₂ – 3800 тыс.т; ЮК₅ - С₁ – 4178 тыс.т, С₂ – 2227 тыс.т; всего С₁ – 16287 тыс.т, С₂ – 64668 тыс.т. Большая доля запасов нефти категории С₂ (79.9%) свидетельствовала о недоразведанности месторождения.

В 2002 году по результатам доразведочных работ  и эксплуатационного бурения  ЗАО «Арчнефтегеология» было уточнено геологическое строение Песчаного  месторождения на «старой» сейсмооснове МОГТ 2Д и проведена оперативная  переоценка запасов нефти пластов  Ю_2-3, Ю₄ и Ю₅, прошедшая экспертизу и утвержденная ЦКЗ МПР (протокол № 390(м)-2002 от 25 апреля 2002 года). Запасы УВ месторождения приняты и поставлены на баланс в следующем количестве (геологические, по категории С₁ / С₂, тыс.т): ЮК_2-3 – 11939 тыс.т / 16144 тыс.т, ЮК₄ – 6640 / 2735 тыс.т, ЮК₅ – 178 / 0 тыс.т; всего – 18757 / 18879 тыс.т. В связи с неподтверждением полностью списаны запасы УВ категории С₂ и значительно (в 24 раза) сокращены по промышленной категории С₁.

Кроме этого  с учетом проведенного эксплуатационного  бурения и результатов опробования  объектов проведена повторная переоценка запасов, в результате которого незначительно  изменились запасы УВ по пласту Ю₄ и в целом по месторождению: С₁ – 20414 тыс.т, С₂ – 17536 тыс.т.

В 2007 г. по месторождению был проведен пересчет запасов и ТЭО КИН. Геологические и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа были утверждены протоколом ГКЗ РФ № 1466 от 5.10.2007 г. Состояние запасов нефти месторождения на 01.01.2010 г. приведено в таблицах 3.4.1-3.4.2, изменений в принятом ранее коэффициенте нефтеизвлечения не произошло (табл. 3.4.3). Значения подсчетных параметров, геологических запасов нефти и растворенного газа представлены в таблице 3.4.4.

В целом  по месторождению утверждено 36995 тыс.т  начальных геологических запасов  нефти и 2443 млн.м³ растворенного газа. Суммарные извлекаемые запасы нефти Песчаного месторождения составляют 11 384 тыс.т, основная доля – 8 982 тыс.т (79%) приходится на категорию ВС₁. Геологические запасы нефти по подсчетным объектам распределены следующим образом: