Проведен анализ геолого-геофизических данных в целях изучения промышленной нефтеносности пластов покурской свиты Русского месторождения. В результате проведенных исследований на структуре выделен 31 блок, содержащий 33 залежи различного фазового состояния (газонефтяные, газовые, нефтяные). Нефть высоковязкая. Ключевой проблемой разработки является техническая трудоемкость добычи. Для обеспечения эффективной выработки запасов, необходимо проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Русское месторождение расположено в северной части Пур-Тазовского междуречья Западно-Сибирской равнины и в административном отношении относится к Тазовскому району Ямало-Ненецкого автономного округа. Открыто в 1968 году, представляет собой сложнопостроенное хранилище газа и высоковязкой нефти [1]. (рисунок1)
Рис. 1. Схема расположения Русского месторождения
Промышленная нефтегазоносность Русского месторождения приурочена к пластам покурской свиты (ПК 1–7 , ПК 21 2 , ПК 22 1 , ПК 18 ), пласту МХ 8 малохетской свиты, а также к пласту Ю 2 1 тюменской свиты.
Основным объектом Русского месторождения является пласт ПК 1–7 , разбитый тектоническими разломами на 31 блок (рисунок 2) и представленный тектонически экранированными залежами углеводородов (две залежи газа (№ 5, № 11), пять залежей нефти (№ 12, № 13, № 15, № 19, № 27) и 27 газонефтяных залежей).
Пласты ПК 1–7
Сеноманская газонефтяная залежь Русского месторождения по своему геологическому строению исключительно сложная. Общая толщина пласта изменяется от 220,4 до 305,8 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 106,2 до 192,8 м. Тектонические разломы амплитудой от нескольких метров до 250 м делят залежь на 31 блок. Локализация скоплений нефти и газа в пределах этих блоков контролируется главным образом разрывными тектоническими нарушениями, на краю структурными прогибами и склонами, В связи с тем, что глинистые перемычки не выдержаны по площади и толщине, а пласты ПК 1–7 являются гидродинамически связанными, то они рассматриваются в качестве единого объекта подсчета запасов и разработки. Однако, для небольших по размерам блоков, экранирующую роль могут играть глинистые пачки. К примеру, блоки № 6 и № 11 имеют локальные, тектонически и литологически экранированные линзы.
Рис. 2. Тектонические блоки. Пласты ПК 1–7 Русского месторождения
Продуктивная часть пластов ПК 1–7 представлена преимущественно микронеоднородными песчано-алевролитовыми неконсолидированными аркозового и полевошпатокварцевого состава, с прослоями терригенных коллекторов, невыдержанными пропластками и линзами глинистых пород, Содержание глинистого цемента варьируется в пределах от 8,8 до 27,7 % [2, с. 70].
Нефтегазоносность пластов ПК 1–7 установлена по результатам бурения и испытания поисковых и разведочных скважин, а также по результатам эксплуатации. Продуктивная часть сеноманских отложений расположена на глубинах 660–920 м.
Нефтегазовая залежь ПК 1–7 массивная. Эффективная нефтенасыщенная толщина 24,3 м, эффективная газонасыщенная толщина — 31,2 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,55 доли ед., коэффициент расчлененности — 54 доли ед.
Фильтрационно-емкостные характеристики массива ПК 1–7 определялись по газо- и нефтенасыщенным зонам по керну (таблица1), ГИС и ГДИ.
С позиции фильтрационно-емкостных характеристик блоки достаточно схожи. Коэффициенты пористости по блокам изменяются от 0,31 доли ед. до 0,34 доли ед. (блок 12), в среднем по массиву ПК 1–7 составляя 0,32 доли ед.
Рассмотрим характеристику нефтеносных блоков пласта ПК 1–7.
Блок № 12
Блок был вскрыт одной скважиной № 64Р на западе от центра месторождения. Скважина вскрыла интервал пластов ПК 1–2 . Испытаний не проводилось. Насыщение в скважины определено данными ГИС. ВНК установлен по подошве нефти на уровне — 887,5 м.
Вскрытая эффективная толщина пласта ПК 1–2 составляет 40,2 м, в том числе нефтенасыщенная толщина — 8,2 м.
Блок № 13
Блок расположен на западе от центра месторождения (Рис.1). Со всех сторон ограничен тектоническими нарушениями. Размеры блока составляет 6,5×2,7 км. По насыщению блок является нефтяным. Промышленная нефтеносность пласта подтверждена испытаниями в обеих скважинах.
В скважине № 24Р пласт ПК 1–7 испытан в 5 интервалах.
При испытании I объекта в интервале 954,0–959,0м получен приток минерализованной воды с пленкой нефти. Дебит воды — 44,7 м 3 /сут при Ндин=158 м.
При испытании II объекта в интервале 940,0–945,0 м получен приток нефти дебитом 43,9 м 3 /сут при Ндин=193 м.
При испытании IIIобъекта совместно со II в интервалах 930,0–935,0 и 940,0–945,0 м при среднем динамическом уровне 195 м получен приток нефти дебитом 24,5 м 3 /сут.
При испытании II и III объектов совместно с IV объектом, проперфорированным в интервале 918,0–925,0 м, получен непереливающий приток нефти дебитом 20,72 м 3 /сут при Ндин=135 м.
В скважине № 36Р пласт ПК 1–7 испытан в 4 интервалах.
При испытании I объекта в интервале 960,0–965,0 м получен приток минерализованной воды. Дебит воды — 4,94 м 3 /сут.
При испытании II объекта в интервале 949,0–954,0 м получен непереливающий приток минерализованной воды с пленкой нефти дебитом 4,06 м 3 /сут.
При испытании III объекта в интервале 937,0–940,0 м получен приток нефти дебитом 1,45 м 3 /сут при Ндин=298,5 м.
При испытании IV объекта в интервале 927,0–920,0 м получен приток нефти через штуцер диаметром 10 мм с дебитом 13,5 м 3 /сут на режиме фонтанирования скважины эрлифтом при депрессии 3,82 Мпа.
Вскрытая эффективная толщина пласта ПК 1–7 в скважине № 24Р составляет 149,2 м, нефтенасыщенная — 19,2 м.
Скважина № 36Р вскрыла интервал пластов ПК 1–3 . Эффективная толщина пласта скважине составляет 46,0 м, в том числе нефтенасыщенная толщина — 14,6 м.
ВНК блока принят по нижним отверстиям перфорации нефтяного интервала в скважине № 24Р на а. о. — 900,9 м.
Блок 15
Блок расположен в северной части месторождения. С юга, запада и востока ограничен тектоническими нарушениями, на севере контролируется погружением структуры. Длина залежи (север-юг) составляет 5,6 км, ширина — 4,5 км. Блок вскрыт скважиной № 11П в самой высокой точке блочной структуры.
Скважина № 11П испытана в 2 интервалах. В результате испытания объекта в интервале 839,0–855,0 м получен приток очень вязкой нефти дебитом 7,75 м 3 /сут при Ндин=250 м.
На основании данных ГИС по подошве нефтенасыщенного коллектора был установлен ВНК блока а. о. -864,3 м. Эффективная толщина составляет 127,6 м, нефтенасыщенная — 33,8 м.
Блок 19
Расположен в восточной части месторождения. Со всех сторон ограничен тектоническими нарушениями. Длина залежи 3,3 км, ширина — 1,1 км.
Насыщение в коллекторах определено по данным ГИС. Отметка ВНК определена по прямому контакту «нефть-вода» и находится на уровне -874,7 м.
Блок 27
Блок расположен в восточной части месторождения, вскрыт 4 разведочными, 1 поисковой, 2 водозаборными и 16 горизонтальными скважинами.
При испытании Iобъекта в интервале 880,0–893,0 м получен приток нефти, дебит которого при динамических уровнях 253, 176 и 123 м составил 19,3; 2,1 и 1,3 м 3 /сут соответственно. При испытании IIобъекта в интервале 854,0–861,0 м совместно с Iобъектом получен приток нефти с дебитом при динамических уровнях 217, 130 и 65 м, соответственно 16,4, 9,2 и 2,4 м 3 /сут.
По данным ГИС подошва нефтенасыщенных коллекторов отмечается в интервале а. о. — 849,4–868,6 м.
ВНК характеризуются пологим наклоном с севера на юг — от -851,9 м до -865,9 м.
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в блоке составляет 18,1 м.
Таблица 1
Параментры ФЕС пород-коллекторов продуктивного горизонта ПК 1–7 по данным лабораторных исследований керна
|
Насыщение |
Всего по пласту ПК 1–7 |
||
|
Пористость (Кп), % |
Значение |
Минимальное |
0,4 |
|
Максимальное |
44,6 |
||
|
Среднее |
29,2 |
||
|
Проницаемость (Кпр), мД |
Значение |
Минимальное |
0,01 |
|
Максимальное |
8175,1 |
||
|
Среднее |
491,2 |
||
|
Водоудерживающая способность (Квс), % |
Значение |
Минимальное |
1,8 |
|
Максимальное |
96,4 |
||
|
Среднее |
57,0 |
||
|
Количество скважин по видам анализов |
Кп |
46 |
|
|
Кпр |
46 |
||
|
Квс |
30 |
||
Литература:
- Месторождение нефти Русское в ЯНАО. Русское месторождение. Режим доступа: URL: https://scribes.ru/mestorozhdenie-nefti-russkoe-v-yanao-russkoe-mestorozhdenie.html.
- «Дополнение к технологической схеме разработки Русского нефтегазоконденсатного месторождения Тюменской области», ООО «Тюменский нефтяной научный центр», АО «Тюменнефтегаз», г. Тюмень, 2021 г.
