Характеристики продуктивных пластов Ярайнерского месторождения

Геологический раздел

Общие сведения о месторождении

 

Административно район месторождения расположен большей частью на территории Пуровского районе Ямало-Ненецкого автономного округа и частично в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа.

Ближайшими населенным пунктами являются город Ноябрьск (104 км), поселок Радужный (110 км), ж.д.станция Ханымей (95 км), поселок Халясавэй (75 км). Поселок Вынгапуровский сообщается с населенными пунктами автодорогой с твердым покрытием, а с месторождениями – бетонной и грунтовыми дорогами. На рисунке 1.1 представлена схема нефтяных месторождений по ОАО «Газпромнефть-ННГ».

В непосредственной близости от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой – Вынгапур – Челябинск – Новополоцк.

В географическом отношении месторождение находится в зоне лесотундры, гидрографически в верховьях рек Вынгапур и Тырльяха, относящихся к бассейну реки Пур (на севере), и в верховьях реки Ампута (на юге), которая впадает в реку Аган.

Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3 – 0,8 м/с, мелководные, с извилистыми руслами, наличием многочисленных притоков, рукавов и песчаных кос. Судоходна только река Аган в первой половине лето до поселка Варьеган. В сухое время года глубина рек не превышает 0.5 метров, во время паводков уровень воды поднимается до 2,5 – 5,0 метров. В течение года паводки наблюдаются дважды: весной, в связи с таянием снегов, и осенью в период частых дождей.

       Район месторождения представляет собой слабовосхолеленный, заболоченный и залесенный водораздел, с абсолютными отметками рельефа от 90 м на юге до 135 м в центральной части и 75 м на севере. На характер орогидрографии существенные влияния оказали деятельность покровных оледенений и появление новейшей техники.

 

Рисунок 1.1 – Схема нефтяных месторождений по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

 

Вся территория изобилует озерами и болотами. Выделяются озера трех типов: термокарстовые, остаточные и старичные. Глубина озёр обычно не превышает 0,8-1,0 м, размеры наиболее значительных – 2-3 км в поперечнике.

Климат описываемого района резко континентальный и характеризуется продолжительной зимой и коротким, сравнительно жарким летом.

Среднегодовая температура 6,7⁰С; самый холодный месяц – январь (до –56 - –580С); самый тёплый – июль (до +35⁰С). Общее количество осадков достигает 400-800 мм/г.

Населённые пункты в районе работ немногочисленны и расположены по берегам

рек. Плотность населения составляет 8 человек на 100 км²; коренное население состоит из хантов, манси и русских. В последние десятилетия национальный состав местного населения изменился и представлены: русскими, украинцами, белорусами, татарами, башкирами. Это связано с производством геологоразведочных работ и нефтедобычей на открытых месторождениях.

Характеристики продуктивных пластов Ярайнерского месторождения

 

Ярайнерская нефтегазоносная зона находится в одноименном районе Надым-Пурской НГО. Основным объектом предлагаемых здесь поисковых и разведочных работ является Новогоднее месторождение.

Оно характеризуется широким диапазоном распространения залежей нефти и газа. По материалам бурения скважин, две из которых 140 и 300, вскрыли палеозойский фундамент, продуктивными на месторождении являются: пласт Ю₂ тюменской свиты, пласт Ю₁ васюганской свиты, ачимовская толща, горизонт БВ₈ и пласты БВ₇, БВ₆, БВ₅, БВ₄, БВ₃ мегионской свиты, а также пласт ПК₁ покурской свиты. Высота этажа нефтегазоносности составляет 2000 м. залежи в выше перечисленных пластах находятся на разных стадиях изученности, так, например, залежи пластов, БВ₆ и БВ₈ эксплуатируются, а наличие залежи в пластах БВ₃ и БВ₄ лишь предполагается по материалам ГИС.

Пласт БВ₆. Вскрыт разведочными и эксплуатационными скважинами на отметках 2330-2400 м. Он развит в песчаных фациях практически на всей площади Ярайнерского поднятия. Промышленная нефтеносность пласта БВ6 была установлена в процессе испытания скважины 34Р в 1974 году. Коллекторские свойства пласта БВ₆ изучались керном по разрезу семи скважин. Проницаемость, исследованная по 25 образцам, варьирует в широком диапазоне от 3,7 до 472·10 мкм², средняя 78·10 мкм². пористость меняется от 16,5 до 25,7%, средняя 20,6 %. Средний дебит вводимых в эксплуатацию скважин составляет 50,6 м³/сут.

Пласт БВ₈ (основная залежь ). Резервуар БВ₈ (основной) содержит наиболее крупную на месторождении залежь, приуроченную к восточному погружению Новогоднего поднятия. Восточная граница площади нефтеносности резервуара БВ₈ (основного), пока не установлена и возможно ее существенное расширение.

Коллекторские свойства пласта изучены небольшим числом скважин – 14 и определений пористости – 513, и проницаемости – 175, по этим данным установлено что:

 коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты. Гранулометрические параметры по пласту варьируют в широких пределах – Md (медианный диаметр) обычно от 0,07 до 0,10 мм, коэффициент отсортированности (S) от 1,40 до 1,80%, глинистость от 3 до 15%, песчанистость меняется от 0,16 до 0,84. На этом фоне закономерна коллекторская неоднородность отложений, при этом проницаемость по разрезу исследованных скважин изменяется в большом диапазоне от 0,1 до 90,7·10 мкм², средняя 85·10 мкм²; пористость варьирует от 12,3 до 23,6%, средняя 19,6%. Для пласта характерно ухудшение коллекторских свойств с севера на юг и от центра к периферии, более высокими значениями проницаемости и песчанистости характеризуется залежь в районе скважины 50Р.

Дебиты меняются от 0,1 м³/сут, при динамическом уровне 614 метров, до 180 м³/сут. на 8-ми мм штуцере, самые высокие дебиты наблюдаются в скважинах, вскрывших наиболее эффективные мощности резервуара.

Пласт БВ₈ (южная залежь). Коллекторские свойства пласта БВ_8-1 изучены из разреза трех скважин, фильтрационные свойства исследованы по 26 образцам. Интервал изменения Кпр от 1,5 до 28·10 мкм², средняя проницаемость – 8,4·10 мкм², пористость изучена на 84 образцах и изменяется от 15,5 до 20,1%, средняя 18,5%. К песчаности изменяется от 0,03 до 0,77. Дебит нефти изменяется от 0,7 м³/сут до 19,8 м³/сут, средний дебет введенных скважин равен 13,5м³/сут.

Нефтяная залежь пласта БВ_8-2 – свойства пласта изучены по скважине 68 (приконтурная), среднее значение К песчаностости – 19%. Водоносны прослой толщиной в 1 метр представлен алевролитами крупнозернистыми, средняя пористость этого прослоя такая - же как и в пласте БВ. Пористость нефтяной части пласта правомерно принять равным 18%. Проницаемость коллекторов не изучена. По разрезу в скважинах выделяются от 2 до 5 проницаемых пропластков (Красчлененности 3,2), средняя толщина глинистой перемычки 4,4 м, проницаемого прослоя 1,9 м – это на северном участке залежи; и от 2 до 9 проницаемых пропластков (Красчлененности 3,6). Средняя толщина глинистой перемычки 4,2 м, проницаемого прослоя 1,4 м – это на южном участке залежи.

Пласт БВ₉. Коллекторские свойства пласта изучены по скважинам 39, 44,52. суммарная нефтенасыщенная толщина изученных прослоев составляет 1,8 м.

Средняя проницаемость по 9 образцам равна 18·10мкм². Пористость, изученная по 37 образцам, изменяется в большом диапазоне от 12,6 до 22%, средняя равна 19,2%.

По данным гидродинамических исследований скважин, фильтрационные свойства пластов Ярайнерского месторождения характеризуются следующими значениями:

а) Проницаемость – по пласту БВ₈ (основная залежь);

       Северный участок – 17,7 мД.

 

       Южный участок – 16,4 мД.

       Западный участок – 28,7 мД

       Скв. – 50Р – 115 мД.

       Пропласток БВ6 – 104,03 мД.

 б) Гидропроводность, удельная на один метр мощности, по пласту БВ₈ (основная залежь);

       Северный участок – 2,0 м³/Па·С ·10.

       Южный участок – 2,1 м³/Па·С ·10.

       Западный участок – 1,7 м³/Па·С · 10.

       Скв. – 50Р – 9,3 м³/Па·С · 10.

       Пропласток БВ6 – 15,6 м3/Па·С · 10.

 в) Продуктивность, удельная, на один метр мощности по пласту БВ₈ (основная залежь);

       Северный участок – 6,78 м³/сут (МПа).

       Южный участок – 0,84 м³/сут (МПа).

       Западный участок – 0,71 м³/сут (МПа).

       Скв. – 50Р – 3,70 м³/сут (МПа).

       Пропласток БВ6 – 4,79 м³/сут (МПа).

       Средневзвешенное пластовое давление по продуктивным пластам составило: пласт БВ₆ – 244,4 атм., пласт БВ₈ – 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно – 247 атм., 270-280 атм.

       Геолого-физические характеристики пластов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Ярайнерского месторождения

Параметры	Объекты
	БВ5	БВ6	БВ7	БВ8 (осн)	БВ8/1 (юг)	ЮВ1 (восток)	ЮВ1 (запад)
1	2	3	4	5	6	7	8
Тип залежи	литолг.	пластов. пласт	пласт-свод. с литол. экран	литологич		пласт-свод. литол. экран	литологич
Тип коллектора	поровый	поровый	поровый	поровый	поровый	поровый	поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс м2	580069	165678	30075	712740/ 59940	118164	45259	69907
Средняя толщина, м (ХМАО-ЯНАО)	6,5-22	8,33	16,5	17,51-84,56	10,92	19,2	11
Средняя газонасыщенная толщина, м				1,53
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	1,43	2,0	2,8	3,63-8,14	2,0	3,5	4,5
Пористость, %	18,0	19,0(кат С2)	21,0	18,0 (ВНЗ) 20,0 (ЧНЗ)	19,0	18,4	14,0
Средняя нефтенасыщен.ЧНЗ, доли ед.	0,56	20,0(В+С1) 0,57-0,62	0,55	0,68	0,62	0,63	0,68
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.			0,53	0,59
Средняя газонасыщенность, доли ед.				0,46
Проницаемость мкм2	0,076	0,078	0,032	2,5	0,085	0,018	0,018
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,37	0,31	0,46	0,23-0,37	0,3-0,38	0,3	0,44

 

Продолжение таблицы 1.1
1	2	3	4	5	6	7	8
Коэффициент расчлененности, доли	1,6	5,4	2,8	4,6-11,3	3,4	1,3	2,7
Начальная пластовая температура, оС (нефть-газ)	85	85	86	85	85	87	87
Начальное пластовое давление, мПа	24,3	24,7	25,1	28	28	37	37
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа *с	0,7	0,6	0,45	0,45	0,45	0,9	0,9
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,713			0,701	0,707		0,667
Плотность нефти в поверхностных условия, т/м3	0,824	0,824	0,828	0,822	0,828	0,816	0,816
Абсолютная отметка ВНК, м	2340-2358	2368-2386	2402	2556-2830	2668	959,1-2969	2757-2794
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,353	1,47	1,15	1,37	1,33	1,787	1,787
Содержание серы в нефти, %	0,19	0,18	0,2	0,22	0,31	0,15	0,15
Содержание парафина в нефти, %	5,69	4,89	4,6	4,82	2,67	3,95	3,95
Давление насыщения нефти газом, мПа	9,2	16,7		16,0	13,8	30,9	30,9
Газосодержание нефти, м3/т	123	190	46	160	125	160	240
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4