Расположение Приобского нефтяного месторождения, анализ его геологического и тектонического строения, нефтеносности продуктивных пластов. Литолого-стратиграфическая характеристика. История и условия осадконакопления. Состав и свойства пластовых флюидов.
Аннотация к работе
.2 Геологическое строение пластов Ас10-Ас12История и условия осадконакопленияПриобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Рис 1) Приобское месторождение расположено в 65 км от города Ханты-Мансийска в восточном направлении и на 100 км к западу от города Нефтеюганска. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск. Северная часть Приобского месторождения, расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения.Освоение части месторождения, расположенного на левом берегу Оби, началось в 1988 г., правобережной части (Южно-Приобское месторождение) - только в 1999 г., так как изза плохой проницаемости пластов долгое время его освоение считалось нерентабельным. В нем были выделены три эксплуатационных объекта пласты АС10, АС11 и БС4-5 (АС12) (до 1989 года пласт АС12 считался пластом БС4-5); принята блоковая трехрядная система размещения скважин, с расстоянием между скважинами и рядами 500x500 м. С 1986 по 1988 гг. в результате дальнейшего разбуривания Приобского месторождения (число разведочных скважин увеличилось с 17 до 63) было уточнено геологическое строение продуктивных пластов, расширены зоны их развития, получены промышленные притоки нефти на правой части месторождения и новые данные о размерах залежи нефти, уточнены подсчетные параметры, значительно возросли запасы нефти. В проекте были выделены два участка для пробной эксплуатации на правобережной части Приобского месторождения и два на левобережной - на пласты АС11 и БС4-5. Максимальные проектные уровни по месторождению составили: добычи нефти - 860 тыс. т/год; добыча жидкости - 1861 тыс. т/год; закачки воды - 2480 тыс. м3/год.Приобское месторождение приурочено к Приобскому локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в центральной части Пимского вала Сургутского свода. На тектонической схеме мезокайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты [5] Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской групп поднятий. Геологический разрез Приобского месторождения сложен значительной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста.Как по разрезу, так и по латерали, свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, Рисунок 2,1.2алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и с резкими тонкими прослоями сильно глинистых известняков. В кровле подсвиты залегает пласт ЮС2, наиболее четко выделяемый и прослеживаемый по площади. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Верхняя подсвита (50-80 м) не делится на пачки и представлена переслаиванием линзовидных песчаников и алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений свиты составляет 290-610м.Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Практически все пласты на Приобском месторождении представляют собой линзовидные песчаные тела, исключением являются пласты: АС111, АС101, 4. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания, когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС12, плотность 0,86-0,87 г/см3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС10, плотность 0,88-0,89 г/см3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС6).Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации. Коллекторы содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями. ФЕС коллекторов горизонта АС10 отличаются ярко выраженной бимодальностью распределений пористости и проницаем
План
Содержание
Введение
1. Физико-географический очерк
2. Геолого-геофизическая изученность
3. Геологическое строение
Вывод
4. История и условия осадконакопления
5. Нефтеносность
5.1 Состав и свойства пластовых флюидовНефтеносность Приобского месторождения охватывает почти все продуктивные комплексы, выделяемые в юрско-меловом разрезе Западной-Сибири. Основные продуктивные пласты: АС10, АС11, АС12, приурочены к Черкашинской свите. Которая в свою очередь подразделяется на две подсвиты - нижняя и верхняя. Нижняя подсвита (70-290 м) представлена чередованием песчано-алевролитовых пластов (АС9-АС12) с пачками глин. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Верхняя (быстринская) пачка сравнительно маломощная (7-15 м) и сложена глинами.
Месторождение отличается сложным строением песчаных тел по площади и по разрезу, Неокомские отложения имеют клиноформное строение.
Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами, является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400 м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.
Практически все пласты на Приобском месторождении представляют собой линзовидные песчаные тела, исключением являются пласты: АС111, АС101,
4. История и условия осадконакопления
История и условия осадконакопления даны по работе [3]
История развития рассматривается со средней юры. В средней юре территория представляла бассейн. В период поздней юры кластические породы накапливались в результате нескольких трансгрессий моря с севера. Это приводит к тому, что бассейн становится существенно ограниченным от нормальной морской циркуляции, то есть создавались бескислородные условия, при которых была отложена мощная толща черных органогенных сланцев. Эта толща, называемая баженовской свитой, является основным источником углеводородов для резервуаров нижнемелового периода.
В раннемеловом периоде сформировалась шельфовая зона в Среднеобском регионе, которая постепенно углублялась к западу. Обломочные породы привносились с востока в регрессивные периоды, формируя стратиграфические циклы в виде клиноформ. В дальнейшем, на протяжении всего мелового периода остальные циклы покрывали предыдущие и мигрировали к западу, что приводило к заполнению бассейна.
Пласты-коллекторы отлагались в виде клиноформ, сложенные чешуйчатым образом и наклоненные к западу. Восточная часть формировалась в условиях относительно мелкой воды (20-30 м), в то время как западный край был отложен на глубине от 50 до 100-150 метров. Пачки клиноформ хорошо видны на сейсмических широтных профилях, пересекающих месторождение (Рисунок 5). Строение клиноформ выражается в постоянном наклоне на запад с выклиниванием вниз по падению и усечением вверх по восстанию.
Рисунок 5 - Сейсмический широтный разрез по линии скважин [9]
Песчаные коллекторы мелкозернистые, часто в виде переслаиваний с аргиллитами и алевролитами. Песчаники вверх по восстанию клиноформ являются более крупнозернистыми и лучше отсортированы. Эта часть относится к фациям мелководного морского бара или авандельты. Вниз по падению песчаники более мелкозернисты и хуже отсортированы, характерны частые переслаивания с глинистым материалом. Поэтому в этих осадках наблюдается самая низкая проницаемость на месторождении. Такие осадки относятся к продельтовым турбидитным фациям или подводным фациям конуса выноса.
5. Нефтеносность
Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
На Приобском месторождении, нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями, и охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими и относятся к категории сложнопостроенных, что обусловлено особенностями формирования песчаных тел, к которым они приурочены. [9]
Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин (рис.6) Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома,. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов: АС123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют. Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 (рис.7). По данным [1] в стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхневартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.
Рисунок 7 - Геологический профиль по линии скважин [1]
АС10. Подразделяется на пласты АС100, АС101, АС102-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу. На месторождении горизонт АС10 представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС11. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС102-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС10. При низком уровне моря шельф горизонта АС101 был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС101. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС10 показала, пласт представляет собой единое песчаное тело.
АС11. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона).
АС12. Залежь нефти продуктивного пласта АС12 охватывает практически всю территорию, ее размеры составляют 67.3км с севера на юг и 53.2 км с запада на восток по самой длинной оси. Площадь залежи - 2107 км2. Перепад отметок кровли продуктивного пласта по площади составляет 326 м, от минимальной - 2420 м до - 2751 м. Границы залежи определены по данным бурения скважин и результатам сейсмических исследований. Залежь вскрыта 1286 скважинами.
Коллекторы продуктивного пласта представлены серией линзовидных песчаных тел невыдержанных по простиранию. Их формирование происходило в фондоформной части циклита АС12. На площади залежи отмечается наличие пяти локальных малоразмерных зон отсутствия коллекторов. Восточная граница осложнена двумя узкими полосами зон замещения.
Запасы нефти залежи оценены по категориям В, С1, С2. Категория В охватывает три участка эксплуатационного разбуривания. Запасы по категории С1 выделены вокруг площадей с категорией В, а также локальными участками в краевых частях залежей, где при опробовании разведочных скважин получены притоки нефти. Запасы категории С2 выделены в пределах периферийных частей залежи, где границы залежи определены по данным геофизических исследований.
Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в пределах от 0.4м до 55.7м, в среднем по залежи составляя 13 м. На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщин. Одна в зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова, другая - в зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Песчанистость пласта составляет в среднем 0,21 при коэффициенте расчлененности пласта равным 8. Дебиты нефти при испытании пласта в колонне изменяются от единиц м3/сут до 48 м3/сут.
В целом породы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.
Пласт Средняя глубина, м Средняя толщина, м Нефтенасыщен-ность, % Коэффициент песчанистости Расчлененность
АС100 2529 10,2 60,4 0,183 1,8
АС101-2 2593 66,1 71,1 0, 200 10,5
АС110 2597 20,3 57,0 0,091 2,0
АС111 2672 47,3 66,6 0, 191 6,1
АС112-4 2716 235,3 67,2 0,183 4,5
АС122 2752 26,7 67,5 0,164 3,3
АС123-4 2795 72,8 69,8 0,185 9,3
Принципиальная историко-генетическая модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных неокомских резервуарах Приобского месторождения представляется следующим образом. Механизм, который, вероятнее всего, привел к формированию неокомских залежей, заключается в латеральной (вверх по восстанию) миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в более песчаные части клиноформ. Нефть и газ мигрировали вверх по восстанию, заполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. В пользу такого представления о механизме миграции нефти свидетельствуют: литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС. [7]
Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания, когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС12, плотность 0,86-0,87 г/см3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС10, плотность 0,88-0,89 г/см3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС6). [7]
5.1 Состав и свойства пластовых флюидов
Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей из горизонтов АС10, АС11, АС12 данны по данным СИБНИИНП и объединения "Юганскнефтегаз".
Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).
Нефти пластов Ас10, Ас11, и Ас12 близки между собой, более легкая нефть в пласте Ас11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами [9]
Количество легких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. [9]
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нем составляет 56,19 (пласт Ас10) - 64,29 (ПЛАСТАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта Ас10 средней вязкости, с содержанием фракций до 350 С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.
Значения физико-химических параметров нефти продуктивных пластов Приобского месторождения приведены в таблицах 2.3.4
Таблица 2 - Свойства нефти. Пласт АС10 [9]
Наименование Диапазон изменения Среднее значение (ТСР, 2001 г.) Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПА 4,6-11,9 8,3 12,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 25-85 65 87
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д. ед. 1,111-1,280 1, 196 87
Плотность пластовой нефти, кг/м3 761-836 796 763
Плотность сепарированной нефти, кг/м3 866-875 868 877
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т 32-82 66 73,6
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д. ед. 1.088-1.241 1,17 1, 203
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПА 10,9 12,6
Список литературы
Введение
Актуальность работы. Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В Среднеобской нефтегазоносной области открыто более 220 нефтяных и нефтегазовых месторождений, включая крупнейшие по запасам Самотлорское, Федоровское, Мамантовское, Приобское, Приразломное, Ватинское, Аганское.
На Приобском месторождении основная часть разведанных запасов (более 90%) сосредоточена в неокомских пластах группы АС. Группа АС подразделяется на 11 пластов. Наиболее крупные по запасам пласты АС1-212 и АС11. Основная добыча нефти в настоящее время ведется из пластов АС1 10, АС2-3 10 [5] В связи с этим наиболее актуальной является проблема исследования геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12, что и определило цель работы.
Цель работы - анализ геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12 Приобского месторождения. В рамках данной проблемы были поставлены следующие задачи.
Исходный материал. Материал по геологическому строению и нефтеносности Приобского месторождения был собран во время прохождения второй производственной практики в ОАО "Юганскнефтегаз" (г. Нефтеюганск, ХМАО) геология нефтеносность продуктивный пласт