Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

Переслаивание песчаника и алевролита не всегда чёткое. Иногда наблюдается постепенное замещение песчаника алевролитом и наоборот.

Аргиллитовые прослои линзовидные, маломощные и приурочены, в основном, к подошве пласта.

Цемент по составу кварцево-хлористый. Часто отдельные поры заполнены кальцитом.

Средняя общая толщина горизонта  составляет 35 метров. Отмечается общее  увеличение толщины горизонта в  его северо-западном погружении, где  в скважине 222 она составляет 50 метров.

В центральной части месторождения, в районе скважин 47, 154, 193, 198, 221, 222, 314 отмечается зона развития монолитного песчаного слоя толщиной 3 и более метров.

Коллекторы горизонта БС_4-5 низкопроницаемые. Проницаемость по керну 14 мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2.

Покрышкой над горизонтом БС_4-5 служит глинистая пачка толщиной в среднем 38 метров.

В составе горизонта  БС_4-5 выделяется две залежи нефти: Приразломная (основная) и залежь в районе скважины 191 (северная).

Приразломная (основная) залежь ограничена, в основном, линией глинизации. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 1,0 метра в скважине 219 до 21,8 метра в скважине 222.

Горизонт БС_4-5 на Приразломной залежи был испытан в 25-ти скважинах. В 5-ти скважинах дебиты нефти от 4,8 м³/сут до 36,1 м³/сут были получены через 2 и 6мм штуцера.

ВНК не вскрыт. По комплексу  данных испытаний ГИС и керна  ВНК на Приразломной залежи принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 221 на абсолютной отметке – 2549,2 метра.

Размеры залежи 55,4 х 7,25км, высота 187 метров. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь в районе скважины 191 (северная) с юга и юго-востока ограничена линией глинизации. С севера и северо-запада оконтурена линией ВНК.

Залежь была вскрыта 2-мя разведочными скважинами 190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет 1,6 и 9,8м соответственно.

ВНК залежи не вскрыт, принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 190 на отметке  – 2598м.

Размеры залежи 10,3 х 4км, высота 33 метра, по типу залежь литологически экранированная.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                      2.2 Продуктивные пласты

 

 

Приразломное месторождение  открыто в 1982 году и является крупным  по объёму запасов, многопластовым месторождением.

Продуктивность выявлена в шести пластах (А¹₁₁, А²₁₁, Б₁, горизонт Б_4-5, ачимовская толща – пласты Ач^1-2-3, Ач⁴) из которых основным объектом разработки является горизонт Б_4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С₁.

 

Горизонт  Б_4-5

 

Продуктивный горизонт Б_4-5 характеризуется низкими коллекторскими свойствами (проницаемость по керну составляет 15мд, пористость - 0,18, расчленённость – 4,2) расчленённостью и литолого-фациальной изменчивостью отдельных прослоев, линзовидностью, особенно в нижней части разреза горизонта.

Литологически пласт  БС_4-5 представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причём в нижней части продуктивного интервала песчаники развиты преимущественно в виде изолированных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения. Горизонт состоит из двух литологически экранированных залежей – основной и северной.

Основная залежь имеет  в плане заливообразную форму, которая расширяется и раскрывается в северном направлении. Ограничена линией глинизации.

Глубина залегания 2430 – 2720 м. Размеры залежи составляют 55 х 30 км. ВНК не зафиксирован и принят условно на абсолютной отметке – 2528 м.

Северная залежь вскрыта  двумя разведочными скважинами №190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет соответственно 1,6 и 9,8 м. ВНК принят условно на абсолютной отметке – 2528 м. Размеры залежи 10,3 х 4 км. В скважине №191 получен приток безводной нефти дебитом 6,7 м³/сут.

Средняя толщина пласта составляет 11,8 м. Максимальная насыщенная толщина достигает 32 м. Основные геолого-физические параметры пласта БС_4-5 приведены в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2

 

Геолого-физическая характеристика горизонта БС_4-5

 

Глубина залегания кровли пласта                                                   2430-2720 м

Тип залежи                                                        литологически экранированная

Тип коллектора                                                                терригенный поровый

Абсолютная отметка ВНК (условно)                                                  2559,2 м

Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      11,8 м

Средняя проницаемость                                                                             15 мд

Средняя пористость                                                                                     18%

Средняя нефтенасыщенность                                                                     71%

Начальное пластовое давление                                                             25,4 Мпа

Давление насыщения                                                                              10,8 Мпа 

Пластовая температура                                                                             80⁰С

Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            1,34 Мпа с

Газовый фактор                                                                                       68 м³/т

Плотность нефти в поверхностных условиях                                   855 кг/м³

Содержание серы в нефти                                                                         0,9%

Содержание парафина в нефти                                                               3,35%

Содержание смол и  асфальтенов в нефти                                             7,63%

Температура застывания нефти                                                                -6⁰С

 

 

Ачимовская  толща

                    

Пласт А_ч^1-2-3

 

В 1987г. в процессе доразведки была доказана промышленная нефтеносность  пласта А_ч¹ и А_ч^2-3.

   Залежь пласта расположена в юго-западной части месторождения, на склоне структуры, в плане с основной залежью пласта БС_4-5 не совпадает.

По типу  залежь литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки А_ч¹ варьирует от 0 до 7,2 м, пачки А_ч^2-3 от 0 до 18,5 м.

Основные геолого-физические параметры  пласта А_ч^1-2-3 в целом представлена в таблице 2.3.

 

Таблица 2.3

Геолого-физическая характеристика пласта А_ч^1-2-3

 

Глубина залегания кровли пласта                                                   2590-2640 м

Тип залежи                                                     литологически - экранированная

Тип коллектора                                                                терригенный поровый

Абсолютные отметки ВНК                                                            2780-2790 м

Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      9,93 м

Средняя проницаемость                                                                              12 мд

 Средняя пористость                                                                               16-18%

Средняя нефтенасыщенность                                                                      60%

Пластовая температура                                                                              97⁰С

Вязкость нефти в  пластовых условиях                                            0,82 Мпа с

Газовый фактор                                                                                         55 м³/г

Плотность нефти в  поверхностных условиях                                   840 кг/м³

Содержание серы в  нефти                                                                        1,08%

Содержание парафина в нефти                                                                2,36%

Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71%

Температура застывания нефти                                                                -6⁰С

 

 

Пласт А_ч⁴

 

Нефтеносность пласта выявлена в 1984г. в процессе испытания разведочной  скважины №161.

   Залежь имеет размеры 42 х 17 км и в плане охватывает территорию площадок ДНС-1, ДНС-2 и ДНС-3. Участок залежи с запасами категории С₁, где расположены 14 добывающих на пласт А_ч⁴ скважины (кроме скважины №37 К), расположен в пределах площадки ДНС-1.

Основные геолого-физические параметры пласта А_ч⁴ представлены в таблице 2.4.

 

Таблица 2.4

Геолого-физическая характеристика пласта А_ч⁴

 

Глубина залегания кровли пласта                                                             2815м 

Тип залежи                                                        литологически экранированная

Тип коллектора                                                                терригенный поровый

Абсолютные отметки  ВНК                                                                     2897 м

Средняя нефтенасыщенная  толщина                                                    16,75 м

Средняя проницаемость                                                                               5 мд

Средняя пористость                                                                                     16%

Средняя нефтенасыщенность                                                                54-56%

Пластовая температура                                                                             97⁰С

Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            0,82 Мпа с

Газовый фактор                                                                                       70 м³/т

Плотность нефти в поверхностных  условиях                                   856 кг/м³

Содержание серы в нефти                                                                        1,08%

Содержание парафина в нефти                                                                2,36%

Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71%

Температура застывания нефти                                                                 -6⁰С

 

 

Пласты А₁₁¹,А₁₂²,Б₁

 

Залежи пластов А₁₁¹ и А₁₁² пластовые сводовые, разделённые между собой глинистой перемычкой толщиной 4 - 15 м. Эффективные средние нефтенасыщенные толщины пластов составляют соответственно 5м и 1,07м.  Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.

Залежь пласта Б₁ литологически экранированная. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,85м. Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.

Залежи пластов А₁₁¹,А₁₁² и Б¹на современном этапе разработки месторождения интереса не представляют. Это залежи отдалённого будущего.

 

 

 

 

 

2.3 Свойства  пластовых жидкостей и газов

 

 

На месторождении глубинные  пробы нефти были отобраны из пластов  БС_4-5 (19 скважина), разгазированные нефти представлены анализами поверхностных проб из пластов АС₁₁, БС₁, БС_4-5 и Ю₀. Отбор и исследование нефти проведён институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Юганскнефтегаз». Наиболее полно исследованы нефти пласта БС_4-5.

Глубинные пробы жидкости отбирались с помощью пробоотборника типа ВПП-300. Методическое обеспечение  исследований соответствовало требованиям  отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой  нефти».