Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

 

Стратиграфия

Стратиграфический разрез района месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

-   меловой «фундамент»

-   мачигарский горизонт (олигоцен)

    даехуриинский горизонт (олигоцен)

    уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)

    нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)

- четвертичные отложения

Наиболее древней вскрытой частью стратиграфического разреза (скважина 1) является верхнеокобыкайский подгоризонт (N₁ ok). Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений составляет 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, к востоку от месторождения (в пределах Восточно-Одоптинской зоны) составляет около 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных аргиллитов.

Нутовский горизонт (N₁ nt) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море).

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт (N₁ nt₁ - верхний миоцен) литологически представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Максимальным содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI₂ пластам) приурочены все установленные залежи углеводородов на месторождении. В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов 3Д на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX₁², XX₂, XXI₁, XXI₂ с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в пласте XX₃ залежь нефти предполагается по материалам ГИС. Все продуктивные пласты объединяются в общую пачку - XX и XXI пласты; для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт».

Верхненутовский подгоризонт - N₂nt (плиоцен).

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами “М”,”Н”, “О”, I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м.

В результате детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных в период с 1996 по 2005 гг. с учетом материалов сейсморазведки 3Д, изменена корреляция продуктивных пластов, что отражено в табл. 1.

 

Таблица 1 - Сопоставление номенклатуры продуктивных пластов, числящейся на балансе и использованной при пересчете запасов

Номенклатура продуктивных пластов, применяемая с 1985 по 2002 гг.	Уточненная номенклатура продуктивных пластов
-	XX1 2 (2 прослой)
XIX1	XX2
XX2
XX3	XX3
XXI1	XXI1 -XXI2

 

Тектоника

В тектоническом плане Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32´6,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 2-3˚, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5˚ до 17˚, на восточном - 3-7˚. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом, входящим в лицензионный участок проекта Сахалин-1. Размеры Северного купола составляют 11 ´ 4 км. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5˚, западном - до10˚

В пределах Северного купола выделены три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера - сброс №1. Нарушение протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола и прослеживается по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения вне возможностей разрешающей способности сейсморазведки. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скважины 204 установлено возможное присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. Сброс экранирует залежь нефти XX₁² пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах примыкающего блока (скважины 1, 209).

Сброс №2 установлен по сейсмоматериалам 3Д, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так же существованием газовой шапки залежи XXI₂ пласта в 3 блоке. Ослабленные нарушениями зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически несвязанные залежи.

Нефтегазоносность

На месторождении установлено 13 залежей в XX₁², XX₂, XX₃, XXI₁ и XXI₂ пластах из них 4 газонефтяные, 9 нефтяных.

По величине извлекаемых запасов нефти и газа месторождение относится к категории мелких, очень сложного геологического строения: присутствуют одно- и двухфазные залежи, которые характеризуются как наличием литологических замещений, так и невыдержанностью по площади толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, осложнены тектоникой. По фазовому состоянию залежи углеводородов относятся к нефтяным (XX₂, XX₃), нефтяным с газовой шапкой (XX₁², XXI_1, XXI₂). По строению коллектора в ловушке к пластовым, по типу коллектора - к поровым, по типу экрана в ловушке - к сводовым и частично тектонически- и литологически экранированным. По величине рабочих дебитов залежи относятся к мало- и средне дебитным, к залежам с высоким пластовым давлением (136 - 173 кгс/см²). Максимальная высота залежей характерна для I блока XXI_1, XXI₂ пластов - 260-254 м, минимальная (XX₁²) - 87м. Характеристика залежей, их размеры, принятые отметки ГНК и ВНК, средние толщины пластов коллекторов приведены приложении 1.

В 1 блоке залежь установлена по признакам насыщения керна в скважине 201/203, предполагается по результатам интерпретации комплекса ГИС в скважинах 202, 204, 208, 210, доказана опробованием скв.210, где из интервала перфорации 5097-5160 м (абсолютные отметки 1361.1-1375 м) совместно с XX₁² пластом, получен приток нефти. За водонефтяной контакт в блоке принята отметка подошвы пласта в скважине 201/203 -1501 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, высота - 176 м, ширина водонефтяной зоны до 200 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора - 4.1- 6.9 м.

В блоке 2 пробурены скважины 1, 209, 201/203, 205, 215. В скважине 1 пласт опробован в интервале перфорации 1402.8-1412 м (абсолютные отметки -1373-1382 м), получен приток безводной нефти с дебитом 11.4 м³/сут., в остальных скважинах нефтенасыщенность пласта предполагается по ГИС. За ВНК в блоке принята отметка подошвы коллектора в скважине 205 - 1485 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, высота залежи 160м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средние нефтенасыщенные толщины изменяются от 7.6 до 12.1 м.

В 3 блоке залежь вскрыта скважинами 217, 216, 3. Пласт опробован в скважине 3 в интервале перфорации 1536-1548 м (абсолютные отметки 1507,5-1519,5 м), получен приток воды с нефтью дебитом 22.1 м³/сут., содержание нефти до 15%., что свидетельствует о близости ВНК. В скважине 216 пласт залегает на глубинах 4318-4413.5 м (абсолютные отметки 1502.6-1527.2 м), по результатам интерпретации ГИС продуктивен до глубины 4333 м (абсолютная отметка -1506 м). В скважинах 211, 212, 207 объект оценивается по ГИС как водоносный. За ВНК в блоке принята отметка -1506м, что не противоречит результатам опробования скважины 3.

Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная, высота залежи 81 м, ширина водонефтяной зоны от 50 до 500 м, средняя нефтенасыщенная толщина 7.6-9.2 м.

XX₃ пласт хорошо коррелируется в скважинах, развит в сводовой части купола, общая толщина пласта изменяется от 2.6 до 14 м, толщина коллектора от 0 (в зоне замещения) до 7.6 м. Характеризуется песчанистостью 0.4, расчлененность 4.4.

По результатам интерпретации ГИС коллектор насыщен в 1 блоке в скважинах 204, 202, 210, 211. Граница нефтеносности проведена по подошве насыщенного прослоя в скважине №211 на абсолютной отметке -1543 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Высота залежи 143 м, ширина водонефтяной зоны 75-100 м, средняя нефтенасыщенная толщина 1.56 м.

Во 2 блоке пласт предположительно продуктивен по ГИС в скв. 208, 209, 1, 201/203, 205, 215. За ВНК в блоке принята отметка подошвы пласта в скв. 205 -1536м. Высота залежи 111 м, ширина водонефтяной зоны до 100 м, средняя насыщенная толщина коллектора 2.0-2.5 м.

В 3 блоке предполагается продуктивность пласта в скважине 217, за ВНК в блоке принята отметка подошвы пласта в скважине -1538 м. Высота залежи 13 м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средняя насыщенная толщина коллектора 2.0-3.1 м.

XXI₁ пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевритовых разностей пород, состоит из трех прослоев коллектора. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 27 м, толщина коллектора - от 0 (в зоне замещения) до 14.2 м. Максимальные толщины приурочены к западному крылу складки. Пласт совместно с нижележащим XXI₂ характеризуется низким показателем песчанистости 0.36, высокой расчлененностью, равной 10. Сбросами 1 и 2 структурно-литологическая ловушка разделена на три залежи.

В 1 блоке залежь вскрыта и опробована скважинами 1, 9, 210, 211, 212, 204, 202. Из них в скважинах 9, 210, 204, 211, 212 пласт опробован совместно с XXI₂. В скважине 9 получен слабый приток безводной нефти с дебитом 2.7 м³/сут, что свидетельствует о низких фильтрационно-емкостных свойствах XXI₁ и XXI₂ пластов в ней. При опробовании пластов в скважинах 204 и 210 получен приток нефти с газом (газовый фактор в скв. 210 -2339 м³/м³). С учетом интерпретации ГИС и опробования газонефтяной контакт принят на отметке-1457 м. ВНК в блоке принят на отметке -1710 м, что доказано результатами опробования скважины 9, соответствует результатам интерпретации ГИС и отметке ВНК, принятой при утверждении запасов в 1984г.

Залежь тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 3.25´4.5 км, высота нефтяной оторочки 253 м, ширина водонефтяной зоны до 120 м, газонефтяной -1200 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора изменяется от 1.6 до 4.8 м, газонасыщенная - 4.7 м.

Газонефтяная залежь 2 блока вскрыта скважинами 1, 208, 209, 201/203, 205, 215, 221, 224.

Опробование пласта проведено во всех скважинах, при чем в скв. 201/203, 215 совместно с XXI₂ пластом. Все скважины, кроме скв.1, находятся в эксплуатации. При опробовании пласта в скважинах 209 и 208 получен приток нефти с газом, при этом в первой был зафиксирован высокий газовый фактор -1273,8 м³/м^3, во второй - 334 м³/м³. Данный факт свидетельствует о существовании газовой шапки в сводовой части блока. Граница газонасыщения принята на абсолютной отметке - 1466 м, что соответствует результатам опробования и данным ГИС. За ВНК залежи принята граница нефтенасыщения в блоке, проведенная по подошве проницаемого насыщенного прослоя скважины 224 -1702м, в результате опробования которого получен приток нефти.

Залежь газонефтяная, тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 1.75´4.25 км, высота нефтяной оторочки - 236 м, ширина газонефтяной зоны 1000 м, водонефтяной - до 125 м, средняя нефтенасыщенная толщина коллектора в блоке изменяется от 3.4 до 6.0 м, газонасыщенная - 3.5 м.

Залежь нефти в 3 блоке вскрыта и опробована скважинами 3, 207, 216, 226, 229, в скв. 206 пласт продуктивен по ГИС. В скважинах 207, 226, 229 опробование и эксплуатация пласта ведется совместно с XXI₂. В скважине 207 (пилотный ствол) пласт продуктивен по ГИС; по подошве пласта в скважине принята граница нефтенасыщения в блоке -1702 м.

Пласт в блоке имеет незначительные эффективные толщины (в среднем 2.8-3.3 м), литологически изменчив по площади залежи, в восточном направлении (скважина 217) и в районе скважин 216, 229 происходит ухудшение коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Нефтяная залежь тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке, имеет размеры 3´5 км, высота - 143 м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора -2.8-3.3 м.

XXI₂ пласт литологически изменчив по площади, состоит из набора песчаных тел, ограниченных по площади, картирование которых весьма затруднено. Вскрытые общие толщины пласта максимальны на западном крыле, минимальны на восточном крыле и сводовой части 3 блока, изменяются от 5 до 30 м. Толщины коллектора изменяются от 14.2 до 0 м (в зоне замещения), достигают максимума в сводовых и западных частях блоков

В пределах ловушки установлено наличие трех залежей.

Залежь 1 блокаопробована и эксплуатируется совместно с XXI₁ пластом скв. 204, 210, 211, 212. Граница насыщения в 1 блоке проведена по отметке нижнего отверстия перфорации пласта в скважине 9 - 1721 м

Залежь нефти пластовая сводовая, тектонически экранированная с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 4.25´3.75 км, высота -246 м, ширина водонефтяной зоны до 75 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора -1.6-1.8 м.

В блоке 2 XXI₂ пласт находится в совместной эксплуатации с XXI₁ скв. 201/203, 205, 215. Первоначально в скважине 224 пласт был опробован совместно с XXI₁ пластом, получен приток воды с нефтью. По результатам интерпретации ГИС в интервале XXI₂ пласта отмечаются низкие нефтенасыщенности (в среднем 44-45%). Возможно, близко расположенный от подошвы скважины ВНК явился причиной притока воды. После изоляции пласта, скважина заработала чистой нефтью из вышележащего объекта - XXI_1.

ВНК залежи проведен по кровле пласта в скважине 224 на отметке -1707 м, что не противоречит результатам опробования и ГИС. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная сбросами 1 и 2, на востоке имеет литологическое ограничение. Размеры залежи 4.0´2.4 км, высота -232 м, ширина водонефтяной зоны от 100 до 400 м, средняя эффективная толщина нефтенасыщенного коллектора 4.9-5.7 м.

В 3 блоке пласт вскрыт скважинами 3, 207, 207г, 216, 217, 206, 226, 227, 229, опробован и разрабатывается совместно с залежью XXI₁ пласта скважинами 216, 226, 229, отдельно XXI₂ пласт эксплуатируется скважиной 227. В скважине 3 пласт опробован в интервале 1691-1719 м (абсолютные отметки - 1662,5 - 1677,5 м), получен приток воды с признаками нефти, расчетный дебит 11 м³/сут при динамическом уровне 970 м.

В скважине 217 из интервала пласта получен фонтанный приток газа. Газонефтяной контакт установлен по результатам опробования и исследования скважины 217 и принят на отметке -1580 м, что соответствует подошве коллектора в скважине, подтверждено расчетом (по графику градиентов пластовых давлений, замеренных в скважине 217, и нефтяной части залежи в скважине 3). Газожидкостный контакт отмечается так же по некоторым характерным признакам по сейсмическим материалам в пределах изогипсы 1600 м.

Самая низкая абсолютная отметка притока чистой нефти соответствует нижнему отверстию интервала перфорации скважины 227 -1670 м. В III блоке отмечается уменьшение общих и эффективных толщин пласта, в районе скважин 206, 217, 227, 229 установлена зона ухудшенных коллекторских свойств.

Газонефтяная залежь 3 блока пластовая, тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 2.8´5.0 км, высота газовой шапки 18 м, нефтяной оторочки -90 м. Ширина газонефтяной зоны до 400 м, водонефтяной до 1000 м (в районе скважины 3). Средняя газонасыщенная толщина пласта -2.1-3.5 м, нефтенасыщенная толщина пласта в блоке изменяется от 3.3 до 7.6 м. По показателю песчанистости (0.35) коллектора XXI₁-XXI₂ пластов относятся к 3 типу - доля гидродинамически связанных коллекторов менее 50%, расчлененность равна 10.

Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов

Коллектора месторождения имеют средние и низкие фильтрационно-емкостные свойства, которые обусловлены преимущественным развитием тонко- и мелкозернистых песчаников, алеврито-песчаников, алевролитов с глинистостью более 15%. Нижние пределы коллекторских свойств для разделения пород на коллектор-неколлектор в стандартных и пластовых условиях приведены в таблице 2.

 

Таблица 2 - Нижние пределы проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и объемной глинистости при нормальных и пластовых условиях

Параметр	Для нефтенасыщеного коллектора		Для газонасыщеного коллектора
	При нормальных условиях*	При пластовых давлениях	При нормальных условиях*	При пластовых давлениях
Проницаемость, мкм2х10-3	8	6,2	2,7	1
Пористость,%
по керосину	19,34		17
по гелию		18,49	16,6	14,1
Остаточная водонасыщенность,%	60		65,5
Глинистость,%	23,2		27
Объемная глинистость, доли ед.	0,187	0,189	0,225	0,23
Относительная глинистость, доли ед	0,492	0,505	0,57	0,62

 

Исследования керна в условиях, моделирующих пластовые, включали в себя два различных эксперимента: определение коэффициента нефтевытеснения и фазовых проницаемостей. Исследованию подвергались образцы керна XXI пласта из скважины №17.

Исследования по определению коэффициента нефтевытеснения проводились при постоянной скорости закачки вытесняющего агента. Линейная скорость течения не превышала 2 м/сут для образцов с проницаемостью до 0,1 мкм², и 5 м/сут для образцов с проницаемостью выше 0,1 мкм². В качестве флюидов использовались раствор NaCl концентрацией 43г/л и очищенный керосин, с вязкостью 1,07 МПа с и плотностью 0,795г/см³.

Результаты моделирования процесса вытеснения нефти водой показали что коэффициент нефтевытеснения в XXI пласте варьирует в пределах от 0,01 до 0,72.