Борьба с солеотложениями и АСПО

В 1964-1965 г.г проведенными сейсморазведочными работами МОВ М1:100 000 с/п 6 Тюменского геологического управления было изучено геологическое строение мезо-кайнозойских отложений восточнее р. Конда.

В 1966 г. в западной части  Толумской структуры пробурена скважина 6Р, ставшая первооткрывательницей описываемого месторождения, при опробовании которой был получен фонтан нефти из продуктивного пласта П дебитом 12 м³/сут на 5 мм штуцере. В связи с открытием промышленной нефтеносности составлен проект разведочного бурения Толумской площади.

В 1968-1969 г.г. на Толумском месторождении проведены детализационные работы МОВ с/п 3/69-70, 3/70-71 треста «Тюменьнефтегеофизика». На основании материалов партий были построены карты по отражающим горизонтам «Б» и «А».

К 1970 г. на Толумском лицензионном участке пробурено 42 разведочные скважины. Основной этап разведки месторождения был закончен. Пробуренные скважины позволили, в определенной мере, изучить геологическое строение месторождения. По материалам 39 скважин был проведен первый подсчет запасов, который утвержден ГКЗ СССР (протокол № 6034 от 28.08.70 г.). С более подробными данными можно ознакомиться в отчёте по подсчету запасов 1970 года.

В 1974 г. была введена в  эксплуатацию Восточная залежь.

В 1975 г. была создана партия промыслово-сейсмических исследований, целью работ которой являлось уточнение линий выклинивания продуктивных горизонтов МОВ СОГТ. На Восточной  залежи был сделан ряд профилей. По результатам работ даны рекомендации по расположению скважин, построена  карта по кровле фундамента.

В 1979 году бурением эксплуатационных скважин выявлена обособленная Малая  залежь, расположенная в юго-восточной  части Толумского месторождения.

В 1980 г. введена в разработку Южная залежь, в 1985 г. началось разбуривание Западной залежи.

В 1985-1986 г.г. с/п 9/85-86 управлением «Запсибнефтегеофизика» на Западной залежи месторождения были проведены детализационные работы МОВ СОГТ, с целью уточнения границ выклинивания продуктивных отложений.

По состоянию на 01.01.89 г. в пределах лицензионного участка  пробурено 295 эксплуатационных и 58 разведочных  скважин, сделан пересчет запасов нефти  и растворенного газа Толумского месторождения, который был утвержден ГКЗ СССР (протокол №10593 от 01.01.89 г.).

В 1998-1999 г.г. для уточнения структурного плана и прослеживания границ выклинивания продуктивных отложений вогулкинской толщи в пределах Северо-Западной залежи ОАО «Башнефтегеофизика» были проведены детальные сейсморазведочные работы 2Д по методу «крестов».

В 2000 г. для уточнения контуров нефтеносности в пределах Северо-Западной залежи пробурены две разведочные  скважины 10517Р и 10516Р, вскрывшие нефтенасыщенные коллектора пласта П.

В период с 1989-2001 г.г. на Восточной залежи дополнительно пробурено 79 эксплуатационных скважин.

Всего на дату настоящего подсчета запасов (01.01.2008г.) в пределах Толумского лицензионного участка пробурено 60 разведочных и 214 эксплуатационных скважины. С учетом новых данных построена числовая геологическая модель Толумского месторождения и на ее основе проведен подсчет запасов нефти и растворенного газа.

 

2.3 Геолого-геофизическая изученность

Рис. 2.2. Геологический профиль Толумского месторождения

 

 

2.3.1 Стратиграфия

В пределах Толумского месторождения всеми пробуренными скважинами вскрыты отложения мезокайнозойского платформенного чехла толщиной 1720-1920 м и верхняя часть домезозойского фундамента с корой выветривания.

 

2.3.2 Тектоника

Структуры района приурочены к Шаимскому валу, осложняющему северо-западную наиболее возвышенную часть Туринско-Кондинского уступа, выделенного в пределах юго-западной части Западно-Сибирской плиты. Эта структура и крупные элементы Шаимского вала ограничены глубинными разломами северо-восточного простирания, крупными и локальными разрывными нарушениями преимущественно северо-западного простирания.

Шаимский вал имеет четко выраженное северо-восточное простирание, длиной около 170 км, шириной 45-60 км. Амплитуда (в низах платформенного мезокайнозоя) составляет 250 м.

Описываемый район работ  расположен в южной части Тетеревского вала (структура II порядка). Тетеревский вал расположен в осевой части Шаимской группы поднятий, он представляет собой структуру линейной формы, вытянутую в северо-восточном, частично северном направлении.

К сводовой части Тетеревского вала происходит постепенное выклинивание юрских отложений, в осевой части залегают отложения валанжина, на крыльях появляются существенно песчаные образования верхней юры (вогулкинская толща). В более погруженных участках появляются отложения тюменской свиты.

В южной части Тетеревского вала расположено Толумское локальное поднятие. Толумская положительная структура третьего порядка имеет изометричную, несколько вытянутую в северо-восточном направлении форму. Размеры по подошве осадочного чехла составляют 7х14 км, амплитуда – 50 м. Основу Толумского поднятия в осадочном чехле образует выступ в рельефе размытой поверхности доюрского фундамента. Толумская структура по отражающему горизонту П с севера, востока и юга оконтурена сейсмоизогипсой – 1700 м. В северо-западной части структура раскрывается через узкий прогиб в сторону Мортымья-Тетеревской структуры. Глубина залегания седловины немного более 1650 м. В пределах самой Толумской площади замыкается единственная изогипса – 1650 м, образующая три купола: на севере, в центральной части и на юге.

Выветрелая поверхность фундамента перекрывается осадками юрского возраста. Мощность юрских отложений, как и мощность коры выветривания, резко сокращается в сводовой части структуры и увеличивается к периферии, на погруженных участках рельефа фундамента.

 

2.3.3 Нефтегазоносность

Основные залежи нефти  Толумского месторождения приурочены к базальным песчано-алевритовым отложениям горизонта П абалакской свиты верхней юры. Промышленные притоки нефти получены также из тюменской свиты и коры выветривания фундамента.

Продуктивный горизонт П  известен как основной нефтеносный  объект (преимущественно высокопродуктивный)   в пределах всего Шаимского нефтегазоносного района. Характерной особенностью строения залежей нефти горизонта П Толумского месторождения, как и для всего Шаимского района, является то, что базальные песчаники распространены неповсеместно. Они залегают в эрозионно-тектонических ложбинах фундамента в виде отдельных полей, имеющих   сложную конфигурацию, выклиниваясь к сводам поднятий. По мере погружения крыльев поднятий толщина коллектора горизонта П увеличивается. Породы горизонта П перекрываются глинистыми осадками волжского (верхняя юра) и валанжинского (нижний мел) ярусов, тем самым создавая ловушки для скопления углеводородов. Залежи относятся к структурно-литологическому типу.

По данным разведочного и  эксплуатационного бурения месторождение  расчленяется на ряд самостоятельных  залежей зонами отсутствия продуктивного  пласта П: Западную I, Западную III, Южную, Восточную и Малую. В 2000 году в результате бурения разведочных скважин 10517, 10516 расширилась зона нефтеносности на северо-запад Западной залежи I (выделился Северный участок).

От участков отсутствия пласта в направлении пологих склонов  и заливообразных прогибов между ними, толщина пласта П постепенно увеличивается. Наращивание толщины пласта П происходит за счет появления в разрезе более древних отложений – от киммериджских до келловейских .

В пределах Западной и Восточной  залежей выявлены песчано-глинистые  отложения тюменской свиты. Отложения  тюменской свиты имеют локальное  распространение, что связано со специфичностью их образования, и приурочены, в основном, к заливообразным прогибам.

По кровле пласта П Толумское поднятие оконтуривается на западе изогипсой – 1610 м, в восточном направлении происходит постепенное погружение структуры.

Наиболее сложным строением  характеризуются залежи (Южная, Западная), приуроченные к коре выветривания фундамента, что связано с характером распространения  проницаемых и трещиноватых зон  в этих породах. Проницаемые участки  коры выветривания ограничены по площади  и часто не прослеживаются от скважины к скважине. Нефтеносность пород  коры выветривания отмечается, в основном, на отметках выше водонефтяного контакта основного горизонта.

 

 

2.3.4 Западная залежь

Залежи нефти здесь  выявлены в горизонте П, тюменской  свите и коре выветривания фундамента.

Толщина плотного раздела  между коллекторами тюменской свиты  и пласта П в среднем составила 6,5 м, изменяясь от 0,6 м до 18,0 м. Проницаемые  прослои коры выветривания фундамента залегают непосредственно под горизонтом П. Залежь горизонта П располагается  на западном борту Толумского поднятия. После разбуривания эта залежь разделилась зонами отсутствия продуктивного плаcта на две самостоятельные залежи – Западная I, Западная II.

Залежь I пласта П выявлена в западной части, где пробурена основная часть скважин. Максимальные первоначальные дебиты достигли 103 т/сут.(1908) Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина составила 13,3 м (скв. 1829). Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 4,0 м. ВНК на данном участке принят на а.о. – 1686,8 м – 1691,6 м. Размер залежи – 11,0х3,0 км; высота – 77 м.

Залежь II пласта П выявлена в восточной части Западной залежи. Залежь вскрыта 8 скважинами. Максимальный дебит при испытании составил 24,2 т/сут (скв. 12). Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина составила 10,4 м (скв.12). Средняя эффективная нефтенасыщенная  толщина по  залежи II  равна 3,0 м. ВНК принят на а.о. – 1720,5 м. Размер залежи 4,0х1,5 км, высота 48 м. Тип залежи – структурно-литологический. Ширина водонефтяной зоны залежи пласта П 0,25 – 0,1 км. Доля площади водонефтяной зоны – 9.0%.

Продуктивные отложения  тюменской свиты представлены двумя  небольшими изолированными залежами. Залежь I тюменской свиты расположена в северной части Западной залежи I, вскрыта 8 скважинами, из них 4 - расположены в контуре нефтеносности. Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 4,1 м, изменяясь от 12,0 (скв.1894) до 0,0 м (скв. 1741). Дебиты нефти при совместном испытании с пластом П изменяются от 13.5 т/сут (скв. 1890) до 19,0 т/сут (скв. 1721). ВНК принят на а.о. – 1663,5 м. Размер залежи 2,1х1,5 км, высота залежи 19 м.

Залежь II тюменской свиты расположена в юго-западной части Западной залежи I, вскрыта 10 скважинами, из них 4 скважины находятся за контуром нефтеносности, в одной – пласт заглинизирован. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составила 1,8 м, изменяясь от 1,6 м (скв. 1766) до 3,2 м (скв. 1763). Тюменские отложения отделены от пласта П глинистой перемычкой от 0 м (скв.27) до 18,0 м (скв.1894). При совместных испытаниях тюменских отложений и пласта П получены дебиты нефти от 1,0 (скв. 1767) до 16 т/сут (скв. 1817), ВНК принят на а.о. – 1692,9 м. Размер залежи 1,0х1,0 км, высота залежи 24 м.

Залежь нефти  в породах  коры выветривания представляет собой  небольшую по размерам массивную  залежь, расположенную в западной части Западной залежи. Залежь вскрыта  двумя скважинами. Дебит нефти  равен 4,0 т/сут. В скв.1763 при совместном опробовании коры выветривания с пластом П получен приток нефти 0,5 т/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 9,0 м. Размер залежи 1,0х0,5 км, высота – 10 м. Залежь массивная.

2.3.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Глубинные и поверхностные  пробы нефти отобраны из пласта П  всех залежей Толумского месторождения и проанализированы в ЦЛ Главтюменьгеологии, СибНИИНП и производственном объединении КЛНГ.

Пластовые  нефти по залежам  Толумского месторождения не имеют резких различий по своим свойствам. Давление насыщения намного ниже пластового (17,2-16,6 МПа) и изменяется в диапазоне 4,3-6,3 МПа, газосодержание низкое и колеблется от 28,3 до 62,1 м³/т.

Нефть скв.№11, находящейся  рядом с северным участком Западной залежи, самая легкая по месторождению  – 0,842 г/см³. Вязкость нефти также самая низкая – 0,99 мПа*с. Содержание серы  в нефти не превышает 0,27%, парафинов – 5,2%, смол – 3,92% и асфальтенов – 0,66 %.

Дегазированная нефть  Западно-Толумской залежи, легкая, маловязкая, малосмолистая, парафиновая, малосернистая, с выходом фракций до 350^оС не менее 45%. Фракционный состав нефти характеризуется следующими величинами: до 150^о С выкипает 5,4-7,0% нефти, до 200^о С – 13-15,5%. Начало кипения 60^о С.  Удельный вес нефти в поверхностных условиях – 0,842 г/см3, вязкость нефти при 20^о С – 10,7 мПа*с. Содержание серы в нефти – до 0,3%, парафина – до 4,8%, смол – до 4,5%. В пластовых условиях нефть Западно-Толумской залежи имеет газосодержание до 39 м³/т, усадка нефти – до 11,2%. Плотность нефти – 0,789 г/м³.

Нефти Восточно-Толумской залежи легкие, маловязкие, малосмолистые, высокопарафиновые, малосернистые, с выходом фракций до 350^о С не менее 45%. Удельный вес нефти в поверхностных условиях – 0,855 г/см³, вязкость нефти при 20^о С – 16,4 мПа*с.  Содержание серы в нефти – до 0,31%, парафина – до 6,4%, смол – до 4,8%. В пластовых условиях нефть имеет газосодержание до 28 м³/т, усадка нефти – 8,9%.

Нефти Южно-Толумской залежи средней плотности, вязкие, малосмолистые, парафиновые, малосернистые, с выходом фракций до 350^о С не менее 45%.

Нефти Мало-Толумской залежи средней плотности, средней вязкости, малосмолистые, парафиновые, малосернистые, с выходом фракций до 350^о С больше 45%.

Таким образом, результаты изучения поверхностных и глубинных проб нефти показывают, что нефти всех опробованных залежей в основном легкие, маловязкие, парафиновые. По компонентному  составу  пластовые нефти характеризуются  малым содержанием метана, с содержанием  легких углеводородов  (СН₄-С₅Н₁₂) в разгазированных пробах (до 9%) .

Вязкость пластовой нефти  по залежам изменяется от 0,99 мПа*сек (Северо-Западная залежь) до 2,15 мПа*с (Южно-Толумская залежь), плотность от 0,842 т/м³ (Северо-Западная залежь) до 0,857 т/м³ (Южно-Толумская залежь).

Параметры, обусловленные  физико-химическими свойствами нефти  и газа, обоснованы по данным ступенчатой  сепарации, выполненной в соответствии с технологией сбора и подготовки нефти.