Ключевые слова: КИН, нефтенасыщенность, газонасыщенность
Геологическое строение месторождения и залежей
Рис.1. Структура запасов нефти и газа на Восточном месторождении
Нефтегазоносность месторождения установлена в 21 пласте, основным из которых является группа пластов ПК 1–3, который выбран в качестве объекта исследования и будет рассмотрен подробнее.
Продуктивная группа пластов ПК1–3 залегает в кровельной части сеноманского яруса покурской свиты. Выполнено описание 191 шлифов из образцов, отобранных из 20 скважин Восточного месторождения. Проницаемые разности представлены песчаниками мелкозернистыми алевритовыми, вверх по разрезу зернистость уменьшается, глинистость увеличивается, преобладают песчаные алевролиты с прослоями глинистых алевролитов. Средняя и верхняя часть пласта характеризуется сложным переслаиванием глинистых алевролитов, песчаных алевролитов, песчаников мелкозернистых алевритовых, преимущественно слабо сцементированных, и тонких прослоев угля.
Коллекторами нефти и газа в сеноманских отложениях являются песчаники мелкозернистые алевритовые и алевролиты мелко-крупнозернистые песчаные.
На Восточном- месторождении преобладают глинисто-алевритовые породы, реже песчано-алевритовые. Содержание цемента составляет 10–30 %, основная глинистая составляющая — каолинит (53–92 %) и гидрослюдистые минералы (30–45 %). Количество обломочного материала в песчано-алевритовых породах 60–90 %.
Пласт перекрыт региональной покрышкой покурской свиты, которая состоит из аргиллита алевритистого тонкоплитчатого темно-серого.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта ПК1–3 Восточного месторождения к 01.01.2018 г. изучены на 5 149 образцах из 25 скважин.
Коэффициент открытой пористости Кп измерен на 2 819 образцах из коллекторов. Среднее значение Кп коллекторов по керну составляет 31,4 %, диапазон — от 23 до 43,6 %. Средневзвешенные значения в нефтенасыщенной части разреза составляют 28,2 %, в газонасыщенной — 27,1 %.
Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр измерен на 2 732 образцах из коллекторов. По коллекторам среднее значение Кпр составляет 444,9 мД при диапазоне от 0,54 мД до 5 043 мД. Средневзвешенные значения в нефтенасыщенной части разреза составляют 318,1 мД, в газонасыщенной — 251,6 мД.
Нефтегазоносность
В соответствии с нефтегеологическим районированием Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Восточное нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Гыданской нефтегазоносной области (НГО). Гыданская НГО на востоке граничит с Енисей-Хатангской НГО, ближайшими нефтегазоносными районами в пределах севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции являются Тазовский, Уренгойский, Сидоровский.
Во вскрытом разрезе осадочного чехла выделяются восемь нефтегазоносных комплексов (НГК): нижнеюрский, среднеюрский верхнеюрский, нижненеокомский, верхненеокомский, аптский, альб-сеноманский, турон-коньякский. Исследуемый пласт приурочен к Альб-сеноманский НГК в северных нефтегазоносных областях имеет региональное распространение. Комплекс выделяется в объеме верхней части покурской свиты (пласты ПК16-ПК1). Он представлен преимущественно континентальными алеврито–песчаными отложениями с локально, реже зонально, развитыми пластами и пачками глин, обычно алевритистых. Мощность комплекса 600–700 м.
В альбских отложениях на соседнем Западно-Мессояхском поднятии выявлены залежи углеводородов в пластах ПК12 и ПК8. Залежи имеют небольшие размеры и являются тектонически экранированными. На Восточном месторождении установлена нефтеносность пласта ПК15. В пределах Восточного локального поднятия в кровле сеноманских отложений под региональной глинистой покрышкой туронского возраста (кузнецовская свита) в группе продуктивных пластов ПК1–3 установлена залежь, разделенная тектоническими нарушениями на блоки. В пласте ПК1–3 сосредоточены основные запасы углеводорода.
Описание основного объекта ПК 1–3 Восточном месторождения
Пласт ПК1–3 включает в себя 20 залежей:
— 12 нефтяных — блок скв. 10; блок скв. 36 юг; блок скв. 57; блок скв. 112; блок скв. 2; блок скв. 58; блок скв. 418; блок скв. 42; блок скв. 42 север; блок скв. 1В; блок скв. 65; блок скв. 115;
— 7 нефтегазовых — блок скв. 121, 123; блок скв. 36; блок скв. 49, 85, 127, 148; блок скв. 33, 132; блок скв. 35, 52; блок скв. 95;
— 1 газонефтяную — блок скв. 60.
По данным Подсчета запасов пласт ПК1–3 Восточном месторождения изучен отборами 11 глубинных проб нефти из 5 скважин (скв. 35, 36, 60, 85 и 93). После подсчета запасов пласт активно доизучался отборами проб пластовых флюидов — отобрано 48 проб пластовой нефти из 15 скважин.
Подсчетные параметры пластовой нефти нефтяных залежей приняты по результатам исследований восьми кондиционных глубинных проб нефти из скважин № № 1В, 120Р и 444: плотность сепарированной нефти 945,0 кг/м3, пересчетный коэффициент 0,967 (объемный коэффициент 1,034), газосодержание 20,4 м3/т (19,3 м3/м3). Вязкость пластовой нефти 121,4 мПа*с. Давление насыщения нефти газом 5,6 МПа.
Подсчетные параметры пластовой нефти двухфазных залежей приняты по результатам исследований двух рекомбинированных проб предельно насыщенной нефти из скважин № 31 и 33: плотность сепарированной нефти 944,6 кг/м3, пересчетный коэффициент 0,957 (объемный коэффициент 1,045), газосодержание 29,0 м3/т (27,4 м3/м3). Вязкость пластовой нефти 111,2 мПа*с. Давление насыщения нефти газом 7,8 МПа.
По данным физико-химических исследований нефть пласта ПК1–3 Восточном месторождения битуминозная (плотность при 20 0С 943 кг/м3), сверхвязкая (динамическая вязкость при 20 0С 267,1 мПа*с), малосернистая (содержание серы 0,31 % масс.), малопарафиновая (содержание парафинов 0,79 % масс.), смолистая (содержание смол силикагелевых 8,59 % масс.)
Литература:
- Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи / О. Э. Цынкова, Н. А. Мясникова, Б. Т. Баишев. — М.: Недра, 1993. — 160 с.: ил. — Библиогр.: с. 154
- Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири: учебное пособие / Т. К. Апасов, Р. Т. Апасов, Г. Т. Апасов; ТюмГНГУ. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. — 187 с.
- Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении./ Манырин В. Н.,Швецов И. А. Самара Дом печати 2002г. -392с
