Южно-Султангуловского месторождения
.pdfЮжно-Султангуловского месторождения
10
Сложен доломитами и известняками. Доломиты темно-серые, тонко и микрокристаллические. Известняки темно-
серые, фузуминидово-полидетритовые, глинистые, нередко сильно доломитизированные, с прослоями известновистых аргиллитов. Толщина горизонта 30 – 50 метров.
Каширский горизонт - С2m
Представлен известняками серыми, органогенно – обломочными, доломитизированными, плотными, крепкими доломитами с прослоями серых и зеленоватых аргиллитов. Толщина горизонта 60 – 90 метров.
Подольский горизонт - С2m
Сложен известняками светло-серыми и серыми, органогенно-детритовыми, микро и тонкокристаллическими,
переслаивающихся с пачками доломитизированных известняков и доломитов. Толщина горизонта 95 – 105 метров.
Мячковский горизонт - С2mс.
Нижняя часть горизонта представлена известняками светло- и темно-серыми, сгустковыми, реже мелко комковатыми. Иногда выше залегают доломиты темно-серые, мелкокристаллические. Верхняя часть горизонта сложена известняками светло-серыми, крупнообломочными, с прослойками сгустков-фороминиферовых разностей. Толщина горизонта 95 – 105 метров.
Верхний отдел – С3.
Представлен доломитами темно-серыми, мелкокавернозными, тонко-мелкокристаллическими, реже известняками органогенно -–обломочными и комковатыми, часто пористыми, доломитизированными с прослоями зеленовато-серых аргиллитов. Толщина отложений этого возраста 150 – 180 метров.
Пермская система – Р.
Представлена в полном объёме и включает нижний ( ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский) и верхний (
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
11
уфимский, казанский, татарский ярусы) отделы.
Ассельский ярус – Р1 а.
Сложен известняками и доломитами. В нижней части яруса развиты известняки светло-серые, фузулинидовые и швагериновые, пористые, с ним связаны нефтенаправления. Среднюю и верхнюю части разреза слагают доломиты светло-серые и коричневато-серые, тонко и мелкокристаллические. Толщина яруса 60 – 65 метров.
Сакмарский ярус - Р1 s.
Представлен чередованием серых и голубовато-серых ангидритов и доломитов с известняками светло-серыми,
иногда почти белыми, органогенно-обломочными, тонкокристаллическими. Толщина яруса 150 – 180 метров.
Артинский ярус - Р1 ar.
Переслаивание доломитов с ангидритами, местами с прослоями известняков и редко голубовато-серых аргиллитов.
Ангидриты темно-серые, микрокристаллические, полупрозрачные. Доломиты серые, светло-серые, пелитоморфные,
микрокристаллические, неравномерно известковистые. Толщина яруса 80 – 100 метров.
Кунгурский ярус - Р1 ik.
Подразделяется на филипповский и креньский горизонты.
Филипповский горизонт.
Сложен доломитами серыми и светло-серыми тонкокристаллическими, неравномерно пористыми, слабо глинистыми, ангидритами, с прослоями серых, известковистых аргиллитов. Толщина горизонта 25 – 30 метров.
Иренский горизонт.
Каменная соль кристаллическая, полупрозрачная с прослоями ангидритов, реже доломитов. Толщина горизонтов 44
– 60 метров.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
12
Уфимский ярус – Р2 u.
Переслаивание песчаников, глин и мергелей, алевролитов, известняков. Толщина яруса 70 – 100 метров.
Казанский ярус - Р2 kz.
Подразделяется на калиновскую, гидрохимическую и переходную + сосновскую свиты.
Калиновская свита.
Сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, с прослоями известняка, мергелей, реже песчаников. Толщина свиты
15 – 22 метра.
Гидрохимическая свита.
Представлена голубовато-серыми ангидритами и каменной солью белой, кристаллической, с редкими прослоями глины и доломитов. В разрезах чётко выделяются три пачки, из которых нижняя и верхняя сложены ангидритами, а
средняя белой кристаллической солью. Толщина свиты 75 – 90 метров.
Сосновская + переходная свиты.
Сложены светло – и тёмно-серыми доломитами с прослоями ангидритов, песчанников и мергелей. Толщина этих отложений 30 – 50 метров.
Татарский ярус - Р2t.
Переслаивание пёстро окрашенных песчаников, глин, мергелей, известняков и доломитов. Толщина яруса 70 – 100
метров.
Четвертичные отложения – Q.
На размытой поверхности татарских отложений залегают четвертичные образования, выполняющие пониженные участки рельефа : суглинки, глины, пески, галечники. Толщина их достигает 20 метров.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
13
1.4.Тектоника
Вгеологическом строении месторождения принимают участие отложения допалеозойского древнего складчатого комплекса и вышележащего платформенного осадочного чехла, включающего, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.
Врегиональном тектоническом плане Южно-Султангуловское месторождение приурочено южному борту Большекинельского вала. Представляет собой брахиантиклинальную складку, прослеживается в осадочном чехле, как установлено бурением, в пермских, каменноугольных и девонских отложениях. Залежь пласта Б2 пластового типа, этаж нефтеносности -34,8 м. В контуре нефтеносности имеет размеры 2,5 х 1,5 км.
1.5.Нефтегазоводоносность
Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриковского горизонта (пласт Б2). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами толщиной пять - шесть метров.
На пласт Б2 Южно-Султангуловского месторождения пробурено три разведочных скважины №№ 77, 78, 99. Нефтеносность пласта Б2 установлена скважиной № 78, в которой при испытании пласта в колонне в интервале 1830-
1834 (минус1671,2-1675,2) м получен приток безводной нефти с дебитом 4,3 м3/сут. В скважине по данным ГИС пласт вскрыт в интервале 1832,6-1834,4 (минус 1673,8-1675,6) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 0,6 м. В скважине № 77 пласт вскрыт в интервале 1804-1807,5 (минус 1664-1667,0) м, что на 9,8 м выше, чем в скважине № 78. Скважина № 77 ликвидирована по технологическим причинам из-за сильно поглощения в верхнефранских отложениях,
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
14
пласт Б2 в ней не опробовался.
В1977-1980 годах на месторождении проводились сейсмические исследования методом ОГТ, уточнившие строения
еструктуры. По их результатам в присводовой части сейсмического поднятия пробурена поисковая скважина № 99, вскрывшая в бобриковском горизонте мощный пласт нефтенасыщенного песчаника в интервале 1848-1864 (минус
1658,2-1674,2) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 13,6 м. При опробовании нижней части пласта в интервале 1854-1864 (минус 1664,2-1674,2) м получен фонтанный приток безводной нефти с дебитом 84 м3/сут на 8 мм штуцере. Скважина эксплуатировалась с 1982 до 1992 года, за это время обводнение достигло 97 %.
В1992 году провели ремонтно-изоляционные работы, нижнюю часть залили цементным раствором и перфорировали верхнюю часть пласта в интервале 1848-1854 (минус 1658,2-1664,2) м. В результате получен приток нефти с водным дебитом 22,5 м3/сут., воды 89 %.
По результатам дополнительных сейсмических работ в 1996-1998 годах пробурены четыре эксплуатационные скважины - №№ 861,859,858,854. Все скважины вскрыли пласт Б2 на высоких гипсоотметках – от минус 1643,8 м (скв. №859) до минус 1658,2 м (скв. № 861). Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 6,8 (скв №854) до 14,8 м (скв. №858). Во всех скважинах в результате испытания получены промышленные безводные притоки нефти.
Залежь пласта Б2 имеет сложное геологическое строение. По скважинам толщины изменяются от 1,8м (скв. № 78) до 20,4 (скв. № 861). Монолитный пласт песчаника прослеживается в скв. №99 и № 858, расчленяется на отдельные пропластки шириной от 0,4м до3,6 м в скв. № 859.
Вцелом по пласту эффективная нефтенасыщенная толщина (средневзвешенная) равна 4,8 м. Коэффициент
песчанистости (эффективности) равен 0,665, коэффициент расчлененности – 3,5.
Консорциум н е д р а Консорциума Н е д р а
Южно-Султангуловского месторождения
15
Залежь пласта Б2 пластового типа, этаж нефтеносности -34,8 м. В контуре нефтеносности имеет размеры 2,5 х 1,5
км.
ВНК принят на отметке минус 1678,6 м по подошве нефтенасыщенной части пласта Б2 в скв. № 861.
1.6. Коллекторские свойства пласта Б2
Коллекторские свойства изучались по керну, отобранному из скважин №№ 859,861,99 и данным ГИС. Пласт Б2 представлен песчаниками буровато-серыми, среднезернистыми, средней крепости до рыхлых.
В целом для определения пористости использовано 56 значений и 32 значения проницаемости. Пористость принимается равной 21,7%, проницаемость – 1,137 мкм2.
Начальная нефтенасыщенность по керну не определялась По данным ГИС использовано 20 определений пористости и нефтенасыщенности. Пористость по скважинам
изменяется от 19,6 % (скв. № 859) до 24,8 % (скв. № 858), в среднем составляя 21,5 %. Значение нефтенасыщенности изменяется от 8 3% (скв. № 854) до 96 % (скв. № 858), среднее значение равно 87,8 %.
По гидродинамическим исследованиям проницаемость принята равной 0,227 мкм2.
Для проектирования приняты следующие значения: пористость – 21,7 %, начальная нефтенасыщенность – 88%,
проницаемость – 0,227 мкм2.
Геолого-физическая характеристика представлена в таблице 1.1.
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
|
16 |
|
Таблица 1.1 |
Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов Южно-Султангуловского месторождения |
|
|
|
|
Объекты |
Параметры |
|
Б2 |
|
|
|
Средняя глубина залегания, м |
1847 |
Тип залежи |
пластовый |
Тип коллектора |
терригенный |
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2 |
4230 |
Средняя общая толщина, м |
13,4 |
Средняя газонасыщенная толщина, м |
- |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
8,9 |
Пористость, % |
21,7 |
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. |
- |
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. |
- |
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед. |
0,88 |
Средняя насыщ. газом газовой шапки, доли ед. |
- |
Проницаемость, мкм2 |
0,227 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,665 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
3,5 |
Начальная пластовая температура, С |
36 |
Начальное пластовое давление, МПа |
20,5 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с |
8,96 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа с |
- |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 |
0,8586 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,879 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1678,6 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,05 |
Содержание серы в нефти, %. |
2,76 |
Содержание парафина в нефти, %. |
10,44 |
Давление насыщения нефти газом, МПа |
2,54 |
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
17
Газосодержание нефти, м3 /т |
18,9 |
Содержание сероводорода, % |
- |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с |
1,05 |
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа с |
- |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,178 |
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
- |
Сжимаемость, 1/МПа·10-4 |
- |
нефти |
- |
воды |
- |
породы |
- |
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
18
1.7. Физико – химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти пласта Б2 бобриковского горизонта на Южно-Султангуловском месторождении изучались по глубинным пробам, отобранным в скв. №№ 78, 99, 861. В пластовых условиях нефть имеет плотность 858,6 кг/м3; вязкость – 8,96 мПа.с, давление насыщения нефти газом – 2,54 МПа, газосодержание – 17,8 м3/т. Пластовая вода – плотность 1178 кг/м3, вязкость – 1,05 мПа.с.
Физико-химические свойства нефти пласта Б2 бобриковского горизонта приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Свойства пластовой нефти пласта Б2 Южно-Султангуловского месторождения
|
|
|
Евгеньевское поднятие |
|||
|
|
|
|
Пласт Б2 |
|
|
|
|
Наименование параметра |
Диапазон |
|
Среднее значение |
|
|
|
|
изменения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
3 |
|
|
Пластовое давление, МПа |
– |
|
17,5 |
|
|
|
Пластовая температура, 0С |
– |
|
36 |
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа |
– |
|
2,54 |
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
– |
|
17,8 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, |
– |
|
16,1 |
|
|
|
3 |
|
|
|
||
|
м /т |
|
|
|
|
|
|
Р1=0,67 МПа |
Т1=20 С |
– |
|
35,69 |
|
|
Р2=0,32 МПа |
Т2=23 С |
– |
|
5,40 |
|
|
Р3=0,11 МПа |
Т3=22 С |
– |
|
11,27 |
|
|
Р4=0,10 МПа |
Т4=20 С |
– |
|
0,61 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |
Южно-Султангуловского месторождения
19
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
– |
858,6 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
|
8,96 |
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10-4 |
– |
– |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С |
|
1,550 |
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
– |
||
1,384 |
|||
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
||
|
|
||
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С |
|
879,0 |
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
– |
||
846,0 |
|||
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
||
|
|
Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях определены в институте «Гипровостокнефть» расчетным путем для условий дифференциального разгазирования по данным стандартных исследований. Плотность нефти равна 879 кг/м3, вязкость 21,5 мПа.с, нефть содержит (мас.) 2,76 % серы, 10,44 % парафина. Выход светлых фракций при температуре: 100 0С - 4,5 % (объем), 150 0С – 12%,200 0С – 20 %, 300 0С – 38 %.
Газ, отобранный в скв. № 861, содержит сероводорода 1,79 %, метана – 8,01 %, этана – 24,63 %, пропана – 37,31 %,
азота – 10,7 %, в том числе гелия 0,0205 %, относительная плотность газа по воздуху – 1,384.
1.8. Расчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа
Запасы нефти и попутного газа были впервые подсчитаны в 1967 году объединением «Оренбургнефть». По степени изученности они отнесены к категории С1 и составляли: начальные балансовые – 2860т. т., начальные извлекаемые – 1430 т.т. В таком количестве запасы нефти били приняты ЦКЗ МНП.
В 1986-1989 годах были проведены дополнительные сейсмические исследования. По результатам обработки
Консорциум н е д р а |
Консорциума Н е д р а |