Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Курсовой проект

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Выполнол:

Чикиров Рустам Рустамович

Тюмень

ТюмГНГУ

2014 г.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

2.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения

2.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей

2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

2.7 Запасы углеводородов

3. Состояние разработки Равенского месторождения

3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

3.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

3.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

4. Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

4.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

4.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти

Заключение

Список литературы

Введение

Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.

Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.

Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д.

Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.

В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Равенское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к юго-западу от г. Когалыма и в 75 км к северо-востоку от г. Сургута (рис. 1). Ближайший населенный пункт — вахтовый поселок Савуйский, расположенный в 15 км к западу от площади работ. К юго-востоку от месторождения находятся поселки Покачи (в 57 км), Аган (в 50 км) и город Лангепас (в 80 км).

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ являются Савуйское, Тевлинско-Русскинское (в 15 км к западу), Федоровское, непосредственно примыкающее к Равенскому месторождению с юго-запада, Кечимовское и Южно-Кечимовское с юго-востока. В северо-восточном направлении с месторождением граничит Кустовое месторождение. Рассматриваемая площадь находится в зоне промышленного освоения этих месторождений, где имеется сеть автомобильных дорог с бетонным покрытием и с выходами на автомобильные дороги Когалым-Сургут, Когалым-Повховское (рисунок 1).

В восточной части лицензионного участка проходит магистральный нефтепровод Холмогорское-Федоровское месторождения.

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

В Сургутском районе и непосредственно вблизи площади Равенского месторождения имеются значительные запасы строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, автодорог, оснований под кустовое бурение.

Основное население сосредоточено в районном центре Сургуте и городах Когалыме, Лангепасе.

В орографическом отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, заболоченность достигает 56%. Лесные массивы встречаются по берегам рек и представлены березой, осиной, сосной. На заболоченных участках развита мохово-кустарниковая растительность.

Гидрографическая сеть района представлена р. Тромъеган (581 км) и её наиболее крупными левыми притоками, Ингуягун (236 км), Ортъягун (119 км), Волоктаягун пересекает район работ в северо-западном направлении. Кроме перечисленных рек площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Основная масса озер имеет небольшую величину, наиболее крупными являются озера Лукутлор. Ляркнилор, Яккунлор, Ингуягунлор и др. Озера, в основном, неглубокие (3−6 м), в зимнее время часть из них промерзает до дна. Район характеризуется резко континентальным климатом с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и с юга, способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток.

Среднемесячная температура самого холодного месяца января — 23,1°С (минимальная -52°С), самого теплого, июля — +16. 3 °C (максимальная +34°С).

По количеству выпадаемых осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Годовое количество осадков по многолетним наблюдением составляет 535,1 мм, выпадающих в основном с июня по сентябрь в виде дождей. Устойчивый снежный покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Высота снежного покрова до 0,75 м, на залесенных участках 1,2−1,6 м. Глубина промерзания грунтов на открытых участках достигает 1,8−2,7 м, на залесенных участках -- 0,4 м.

Преобладающее направление ветров зимой — южное, юго-западное, летом — северное, северо-восточное.

Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16. 06. 2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 857 от 25. 07. 03 г.).

В период после утверждения «Технологической схемы разработки месторождения» (2005г.) за период 2005—2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина.

В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.

Всего на 01. 01. 2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 -- 32 скважин, на объект ЮС1 -- 6 скважин, ЮС2 -- 2 скважины.

По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.

Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 — -2598 м. Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м3/сут. по разведочным скважинам и 125 м3/сут. по эксплуатационным скважинам.

Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101 Г, 102, 1103 Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130 Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м3/сут. и 35 м3/сут. соответственно, переведены в категорию С1.

Граница категории С1 на юго-западе проведена на расстоянии 1,5 км от скважины 316 Г, на остальной части залежи — ограничена контуром ВНК и линией замещения коллекторов. Запасы категории С2 по части залежи, в результате корректировки геологической модели и по данным бурения новых эксплуатационных скважины 233 и 132, которые вскрыли водонасыщенные коллектора, списаны.

В результате оперативного пересчета запасов произошло сокращение площади нефтеносности категории С2 с низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами, а средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по залежи по сравнению с утвержденным подсчетом запасов увеличилась с 4.1 м до 5,0 м

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.

Рисунок 2. Структурная карта по кровле пласта Ач31

Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру основной залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины (экс-пертное заключение № 1077−07 оп). В целом по пласту за счет перераспределения нефтенасыщенных толщин ее величина увеличилась на 0,6 м. В результате выпол-ненных работ запасы категории С1 по пласту ЮС1 сократились за счет уменьшения площади нефтеносности (рисунок 3).

Рисунок 3. Структурная карта по кровле пласта ЮС1

Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета представляет таблица1.

Таблица 1. Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета

2.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разреза Равенского месторождения произведено в соответствии с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденными МСК СССР 30 января 1991 г.

Геологический разрез Равенской площади представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, которые подстилаются метаморфизированными породами складчатого фундамента. Породы палеозоя на площади не вскрыты. На соседней Федоровской площади скв. 131 при забое 4224 м не вышла из отложений триаса.

Охарактеризованность вскрытого разреза керном неравномерная. Наиболее хорошо изучена продуктивная часть в пластах ЮС1 и ЮС2 васюганской и тюменской свит юрского возраста.

Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза месторождения в продуктивной части представляет рисунок 4.

Доюрские образования

Равенская площадь расположена в пределах тектонической структуры II порядка -- Ярсомовского прогиба. В районе месторождения предполагается наличие отложений туринской серии триаса, выполняющих глубокие грабенообразные впадины. Эти отложения вскрыты на Федоровской (скв. 131), Савуйской (скв. 103), Родниковой (скв. 203) площадях и представлены миндалекаменными базальтами, иногда трещиноватыми, с прослоями туфов и туфогенных пород.

Доюрские образования вскрыты на Равенской площади в скв. 185 на глубину 17 м и представлены базальтами серо-зелеными, трещиноватыми.

Мезозойская группа

Юрская система

Юрские отложения несогласно залегают на породах коры выветривания и представлены тремя отделами: верхним, средним и нижним. Верхи нижнего и низы среднего отделов объединяются в горелую свиту. Верхи среднего и низы верхнего отделов включают осадки тюменской свиты.

Отложения верхнего отдела преимущественно морского генезиса подразделяются на свиты: васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Горелая свита залегает в основании платформенного чехла и подразделяется на две подсвиты. Литологически она представлена чередованием песчаных и глинистых пород с прослоями алевролитов, углей, у выступов фундамента — гравелитов.

Разрез свиты включает в себя четыре пачки. Это: аргиллиты темно-серые с прослоями песчаников, тогурская глинистая пачка преимущественно темно-серых, тонкоотмученных, оскольчатых пород, аргиллиты темно-серые, серые, иногда углистые, с прослоями песчаников, радомская пачка темно-серых аргиллитов углистых, прослоями битуминозных. Песчаник среднесцементированный, слюдистый с прослоями аргиллита и вкраплениями обугленного растительного детрита. Песчаники серые, мелкозернистые, крепкосцементированные, извесковистые, слюдистые с прослоями углифицированного материала. Радомская пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, прослоями битуминозными, углистыми.

Отложения горелой свиты, вскрыты на Равенской площади в скв. 185 на глубине 3205 м. Толщина свиты 169 м. Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Отложения свиты подразделяются на три подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно песчанистая с прослоями угля, средняя — песчано-глинистая с преобладанием глинистых прослоев в нижней части иногда с прослоями угля, верхняя — песчано-глинистая с преобладанием песчаных прослоев в верхней части. К верхней части свиты приурочен песчаный пласт ЮС2, который является продуктивным в данном районе.

Рисунок 4 Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза Равенского месторождения

Отложения тюменской свиты, вскрыты всеми скважинами Равенской площади, но на всю толщину пройдены только скв. 185. Вскрытая толщина отложений тюменской свиты составила 311 м.

Васюганская свита литологически подразделяется на две подсвиты: нижнюю — глинистую и верхнюю — песчано-глинистую.

Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, преимущественно тонкоотмученными, слабослюдистыми с прослоями алевролитов и песчаников.

В отложениях верхней подсвиты, преобладают песчаники серые, светло-серые, средне- и мелкозернистые на глинистом и карбонатном цементе. Отмечается обильное включение пирита, обугленного детрита. Встречаются прослои известняка темно-серого, тонкокристаллического. Алевролиты серые, слюдистые, с включениями растительного детрита и пирита. Аргиллиты серые, темно-серые до черных, слюдистые, пиритизированные, с включениями растительного детрита.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен продуктивный горизонт ЮС1. Толщина свиты изменяется от 66 до 82 м.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком преимущественно тонкоотмученными, плотными, содержащими пирит, глауконит. Встречаются остатки аммонитов, белемнитов, двустворок. Толщина отложений свиты не превышает 5 м

Баженовская свита завершает разрез юрских отложений. Представлена аргиллитами темно-коричневыми, битуминозными, слюдистыми, плитчатыми, плотными, тонкоотмученными, с прослоями известняков. Породы свиты содержат обломки раковин аммонитов, пелеципод.

Отложения баженовской свиты являются региональным репером, к которому приурочен отражающий сейсмический горизонт Б.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает в себя отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свит, верхний — отложения верхней части покурской, кузнецовской, березовской и нижней части ганькинской свит.

Сортымская свита залегает в основании нижнемелового разреза на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. Низы свиты, представлены отложениями подачимовской пачки. Это аргиллиты темно-серые до черных, плотные, в нижней части слабобитуминозные.

Выше по разрезу залегает ачимовская толща, представленная неритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, известковистые с прослоями аргиллитов. С песчаниками ачимовской толщи связана промышленная нефтеносность. Аргиллиты темно-серые, реже серые, слюдистые с включениями растительного детрита, алевритистые, иногда с углистыми остатками. Абсолютные отметки залегания толщи -2608-- -2816 м.

Выше по разрезу залегают глины толщиной до 200 м. Аргиллиты темно-серые, реже серые, с линзовидно-горизонтальной слоистостью; ступенчатым изломом, со следами оползания осадков. Разрез сортымской свиты заканчивается чеускинской пачкой. Пачка представлена чередованием песчаников серых и аргиллитов. К отложениям свиты приурочены пласты БС10-БС14. Общая толщина отложений свиты изменяется в пределах 457−551 м.

Выше, на отметках -2045---2114 м залегают отложения усть-балыкской свиты. Они представлены мелководно-морскими, ритмично чередующимися глинами и песчаниками с двумя регионально глинистыми пачками: сармановской и пимской. Пимская пачка служит границей раздела между пластами групп АС и БС.

Нижняя подсвита, состоит из двух пачек. Нижняя — преимущественно песчаная. Песчаники (пласты БС8-БС9) серые с прослоями уплотненных глин серых, до темно-серых. Верхняя — глинистая (сармановская). Аргиллиты преимущественно тонкоотмученные, комковатые. В средней части песчаники серые (пласт БС7).

Низы верхней подсвиты, представлены песчаниками (пласты БС1-БС6) серыми ритмично чередующимися с подчиненными прослоями аргиллитов. Завершается разрез усть-балыкской свиты пачкой аргиллитов темно-серых, преимущественно тонкоотмученных (пимская пачка). Общая толщина свиты 192−226 м.

Разрез неокомских отложений завершает сангопайская свита. Отложения свиты, представлены чередованием в сложном сочетании песчаников, аргиллитов и алевролитов. Свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты: верхняя преимущественно песчано-алевритовая, нижняя — песчано-глинистая. По кровле нижней подсвиты, проходит граница между готеривом и барремом.

Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые чередуются с аргиллитами серыми, зеленовато-серыми, комковатыми. В верхней части нижней подсвиты залегают аргиллиты серые, до темно-серых, тонкоотмученные. К отложениям нижней подсвиты приурочены пласты АС7-АС12, верхней — АС4- АС6. Толщина отложений свиты изменяется в пределах 146−169 м.

Алымская свита представляет собой толщу преимущественно глинистых пород серого и темно-серого цвета, тонкоотмученных с тонкими прослоями глинистых алевролитов и известняков и условно подразделяется на нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита на отдельных участках опесчанивается, к ней приурочены пласты АС1-АС3. Толщина свиты составляет 155−170 м.

Покурская свита завершает разрез отложений нижнемеловой системы и представляет собой мощную толщу неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород. Граница между отложениями верхнего и нижнего отделов проведена условно из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов и проходит внутри покурской свиты. Отложения покурской свиты условно разделяются на три пачки. В нижней и верхней частях преобладают песчаники и алевролиты, серые, в отдельных частях с зеленоватым и буроватым оттенком, с разнообразными типами слоистости. Средняя часть — более глинистая. Глины преимущественно темно-серого цвета, от алевритовых до тонкоотмученных, в отдельных прослоях с буроватым, зеленоватым оттенком, чередующиеся в сложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными. Толщина свиты 736−757 м.

Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела. Литологически свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми с зернами глауконита и тонкими прослоями светло-серых песчаников и алевритов слабоотсортированных. Толщина свиты -- 13−20 м.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена опоками серыми, голубовато-серыми, глинами темно-серыми и черными, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Толщина отложений нижней подсвиты изменяется от 72 до 82 м. Верхняя подсвита сложена серыми, зеленовато-серыми глинами, слабоалевритистыми, с прослоями опоковидных глин и опок. Общая толщина отложений березовской свиты изменяется в пределах 135−148 м.

Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Свита представлена глинами известковистыми, серыми, реже светло-серыми, с зеленоватым оттенком, с прослоями алевролитов, с пиритизированными водорослями, стяжениями сидерита, обломками раковин. Толщина отложений ганькинской свиты 78−94 м.

Палеогеновая система

В составе палеогеновой системы в данном районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми и черными, плотными, с линзами алевролитов и известковистых песчаников, иногда кварцево-глауконитовых. Толщина отложений свиты 93−113 м.

Люлинворская свита объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена и представлена в нижней части опоками, глинами опоковидными с редкими прослоями глауконитовых песчаников; в средней — глины серые с прослоями диатомитов; в верхней — глины желтовато-зеленые, тонкоотмученные, оскольчатые, с прослойками глинистых алевритов. Толщина отложений свиты 178−198 м.

Вскрытый скважинами глубокого разведочного бурения в интервале 0−400 м разрез каротажем не изучен, что не позволяет провести детальное расчленение осадков эоцена, олигоцена и четвертичных отложений.

2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения

В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж — складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, соответствует геосинклинальному этапу развития. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности. Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле.

Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3374 м в скважине 185, которая расположена на северо-западном погружении структуры. Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермотриасового возраста и характеризует собой парагеосинклинальный этап в истории развития плиты, формирование которого происходило в погруженных частях фундамента.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью, полным отсутствием метаморфизма пород, контролирует основные известные в пределах плиты скопления углеводородов.

Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ороплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С., Боярских Г. К., 1990 г) Равенское месторождение расположено в пределах Равенского локального структурного носа Равенского малого вала. Равенский малый вал — средняя структура II порядка — находится в пределах Ярсомовского прогиба — крупной структуры II порядка (рисунок 3. 4).

С севера Равенский малый вал ограничен Южно-Ягунским, с юга — Восточно-Равенским малыми прогибами. С запада Равенский малый вал примыкает к Сургутскому, с востока — к Нижневартовскому сводам. Равенский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северо-восточном направлении и осложненную несколькими структурами III и IV порядков. В пределах вала, кроме Равенского локального структурного носа, расположены Северо-Воргенское, Гужихинское, Кустовое локальные поднятия и ряд других структур.

По результатам сейсморазведочных работ сп 15/86−87 в пределах площади Равенского месторождения по временным разрезам по поверхности отражающих горизонтов А, Б и частично Ач3 выделяются серии разрывных нарушений. Разломы, в основном, имеют северо-восточное простирание. Два тектонических нарушения сбросового характера расположены в юго-западной части площади. Основное тектоническое нарушение проходит южнее скв. 174, 161, 169, 171, ограничивая с юго-восточной.

Для рассматриваемой структурно-тектонической зоны, как и в целом для структур Западно-Сибирской плиты, характерна унаследованность развития с постепенным выполаживанием вверх по разрезу. Анализ имеющихся карт по различным горизонтам позволяет говорить о том, что Равенский локальный структурный нос уверенно прослеживается по всему разрезу. При этом свод его наиболее рельефно отражается в юрских отложениях (ОГ Б), а наименее — в сеноманских.

По отражающему горизонту, А (подошва осадочного чехла) Равенский локальный структурный нос представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северо-восточном направлении. Сводовая часть расположена в районе скв. 162, 166, 174. По оконтуривающей изогипсе -3360 м размеры структуры составляют 6 — 10×20 км, высота — 180 м. Углы наклона крыльев составляют: юго-восточное — 2°52', северо-западное — 2°9', северо-восточное — 1°19'.

Прослежен ряд разломов северо-восточного направления. Два из них (первый проходит по направлению скв. 166−162, второй — южнее скв. 165−161−169−171) формируют глубокую грабенообразную впадину северо-восточного направления. Амплитуда смещения достигает 50 м.

По отражающему горизонту Б (верхняя юра) Равенский локальный структурный нос представляет собой вытянутую в северо-восточном направлении приподнятую зону неправильной формы, осложненную в сводовой части двумя куполами, оконтуренными изогипсами -2700 м (центральная часть) и -2680 м (юго-западная часть). Размеры структурного носа в пределах площади работ по оконтуривающей изогипсе -2760 м составляют 22ё27×7ё13 км, амплитуда порядка 69 м. Углы наклона крыльев составляют: юго-восточное 1°1', северо-западное 0°38', северо-восточное 0°24'. Северо-западное крыло структуры более пологое, чем восточное.

Рисунок 5. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (редактор В. С. Бочкарев, 1990 г.).

По горизонту Б выделяются разрывные нарушения северо-восточного простирания. Также прослежена граница зоны аномального строения отложений баженовской свиты, с которой в западной части площади связаны продуктивные отложения. Ачимовские отложения имеют довольно сложное строение и накапливались в обстановке подводного склона при его наращивании в западном направлении. Для осадков характерны фации косослоистых и сигмовидных отложений с подошвенным прилеганием в фондоформной подзоне. В клиноформной подзоне происходит накопление песчано-алевролитовых отложений большой мощности, которые в восточном направлении в пределах нижней части ундаформной подзоны замещаются глинистыми породами. Отражающая граница фондоформной, клиноформной и ундаформной подзон приурочена к пачке тонкоотмученнх глин, залегающих в кровле пласта Ач3 и сформированная в условиях некомпенсированного прогибания. В восточном направлении отражающая граница постепенно отходит от поверхности, соответствующей пласту Ач3 и вместе с тонкоотмученной пачкой глин контролирует, по всей вероятности, клино-формные отложения пласта Ач32, выделенные в скв. 72, 173, 199. Отражающая способность горизонта в ундаформенной части значительно снижается в результате не-однократной смены условий осадконакопления — тонкоотмученные глины замещаются локально-ограниченными песчано-алевритовыми телами пласта БС1.

2.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей

На Равенском месторождении продуктивными являются верхне- и среднеюрские (пласты ЮС2, ЮС1,ЮС01+2,ЮС02) и меловые (пласты Ач6, Ач32,Ач31) отложения. Сведения о залежах Равенского месторождения показывает таблица 3.

По состоянию на 1. 08. 2013 г в пределах лицензионного участка пробурены 21 поисково-разведочная и 36 эксплуатационных скважин (в том числе скв. 317 в интервале залегания горизонта ЮС1 пробурена на РНО).

В пределах Равенского месторождения выделено два основных объекта разработки -- пласты Ач31 и ЮС1, а также пять второстепенных: пласты Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, и ЮС2. Характеристику толщин и показателей неоднородности продуктивных пластов показывает таблица 2.

Горизонт Ач3 выделяется в отложениях ачимовской толщи, имеет сложное строение по литологическому составу, условию формирования и относится к клиноформенному комплексу, имеющему уклон в западном направлении. В объеме горизонта Ач3 были выделены продуктивные пласты Ач31 и Ач32.

Залежь нефти в пласте Ач31 выявлена в центральной части месторождения и приурочена к своду Равенской структуры (рисунок 6).

Рисунок 6. Структурная карта по кровле коллекторов пласта Ач31

Таблица 2.

Краткие сведения о залежах Равенского месторождения

Пласт,

залежь

Глубина залегания пласта в своде, м абс.

Абс. отметка ВНК,

м

Размеры залежи

Количество скв. в контуре залежи (в т.ч. экспл.), шт.

Пределы изменения нефтенас. толщин, м

Тип залежи

длина, км

ширина, км

высота, м

Ач31

2568. 6

2586. 6−2598. 0

12. 9

1.4 — 2. 6

23. 0

37 (34)

1.4 — 18. 6

структурно-литологическая, тектонически экранированная

Ач32

р-он скв. 199

2579. 1

2583. 5

3. 2

2. 5

4. 0

1

0 — 3. 0

пластовая, сводовая

Ач6

р-он скв. 199

2719

2722. 7−2723. 7

2. 0

1. 1

3. 0

1

0 — 2. 0

пластовая, сводовая

ЮС01+2

р-он скв. 185

2736

2765. 9

7. 8

4. 6

30. 0

2

3.6 — 6. 0

структурно-литологическая

ЮС02

р-он скв. 164

2719

2756. 4

5. 5

3. 0

39. 0

2

0 — 4. 6

структурно-литологическая

ЮС1

основная

2718

2727. 7−2729. 6

5. 7

0.3 — 1. 39

9. 0

5 (3)

0 — 8. 1

пластовая, сводовая

ЮС1

р-он скв. 199

2769

2771. 6

2. 2

1. 2

2. 6

1

0 — 2. 2

пластовая, сводовая

ЮС2

р-он скв. 168, 161

2786. 4

--

8. 1

1. 3−3. 8

51. 0

6

0.1 — 8. 0

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 164, 166

2798. 5

--

4. 1

6. 2

41. 0

2

0.5 — 8. 2

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 163, 185

2830

--

3. 3

3. 4

55. 0

2

0.2 — 3. 2

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 174, 1П

2797. 5

--

1. 5

3. 6

32. 0

2

0.1 — 1. 2

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 165

2807. 8

--

2. 1

3. 0

63. 0

1

0.1 — 1. 5

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 170

2866. 3

--

5. 0

2. 5

40. 0

1

0.3 — 2. 3

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 172, 173

2854

--

7. 7

3. 7

34. 0

2

0.3 — 2. 2

литологически ограниченная, массивная

ЮС2

р-он скв. 167

2862

--

4. 4

1.2 — 2. 7

35. 0

1

0 — 2

литологически ограниченная, массивная

Таблица 3.

Характеристика толщин и неоднородности пластов Равенского месторождения

Параметр

Показатели

Ач31

Ач32

Ач6

ЮС0

ЮС1

ЮС2

ЧНЗ

ВНЗ

в целом

ВНЗ

ВНЗ

ЧНЗ

ВНЗ

в целом

ЧНЗ

ВНЗ

в целом

ЧНЗ

Общая толщина, м

Среднее значение

24. 0

23. 8

23. 8

29. 8

17. 2

24

28. 2

26. 1

11. 5

12. 2

12. 1

12. 3

Коэффициент вариации, доли ед.

0. 03

0. 14

0. 13

-

-

0. 09

0. 29

0. 21

-

0. 06

0. 06

0. 18

Интервал изменения

от

23. 4

17. 1

17. 1

-

-

22. 4

22. 3

22. 3

-

11. 5

11. 5

9. 8

до

24. 9

32. 3

32. 3

-

-

25. 6

34

34

-

13

13

18. 1

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Среднее значение

17. 5

9. 4

10. 2

1. 8

1. 8

3. 3

4. 4

3. 9

7. 0

4. 5

5. 2

2. 8

Коэффициент вариации, доли ед.

0. 07

0. 46

0. 47

-

-

0. 13

0. 51

0. 38

-

0. 44

0. 39

0. 64

Интервал изменения

от

16. 2

0. 8

0. 8

-

-

3

2. 8

2. 8

-

2. 2

2. 2

0. 4

до

18. 5

18. 6

18. 6

-

-

3. 6

6

6

-

7. 4

7. 4

6. 4

Эффективная водонасыщенная толщина, м

Среднее значение

-

8. 0

8. 0

12. 8

3. 2

-

3. 3

3. 3

-

3. 2

3. 2

-

Коэффициент вариации, доли ед.

-

0. 49

0. 49

-

-

-

0. 56

0. 56

-

0. 72

0. 72

-

Интервал изменения

от

-

1. 4

1. 4

-

-

-

2

2

-

0. 6

0. 6

-

до

-

16. 8

16. 8

-

-

-

4. 6

4. 6

-

6. 4

6. 4

-

Коэффициент песчанистости, доли ед.

Среднее значение

0. 729

0. 715

0. 716

0. 49

0. 291

0. 137

0. 264

0. 2

0. 609

0. 632

0. 628

0. 224

Коэффициент вариации, доли ед.

0. 08

0. 15

0. 14

-

-

0. 03

0. 26

0. 41

-

0. 35

0. 32

0. 60

Интервал изменения

от

0. 681

0. 560

0. 560

-

-

0. 134

0. 215

0. 134

-

0. 383

0. 383

0. 031

до

0. 791

0. 949

0. 949

-

-

0. 141

0. 312

0. 312

-

0. 847

0. 847

0. 457

Коэффициент расчлененности, ед.

Среднее значение

9. 3

7. 8

8. 0

11. 0

5. 0

5. 0

9. 0

7. 0

7. 0

2. 4

3. 2

3. 3

Коэффициент вариации, доли ед.

0. 16

0. 31

0. 30

-

-

-

0. 79

0. 67

-

0. 37

0. 64

0. 48

Интервал изменения

от

8

2

2

-

-

-

4

4

-

1

1

1

до

11

13

13

-

-

-

14

14

-

3

7

7

Рисунок 7. Карта нефтенасыщенных толщин пласта Ач31

2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

Фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность по ГИС дается по вскрытой скважинами нефтенасыщенной части залежей пластов. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических исследований, утвержденный для Западной Сибири.

Сведения о коллекторских свойствах основных нефтяных пластов Равенского месторождения (число скважин, количество исследованных метров, полученные зна-чения) приводит таблица 3.4.

Пласт Ач31 — в 34 скважинах выполнены определения открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности в 326,2 м эффективной толщины.

Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,2%. до 19. 8%. при сред-нем значении 18,8%, коэффициент проницаемости — от 0,9*10−3 мкм2 до 15,9*10−3 мкм2 при среднем значении 3,1*10−3 мкм2. Коэффициент начальной нефтенасыщенности из-меняется от 32,5% до 67,7% при среднем 50,6%.

Пласт Ач32 — продуктивные коллекторы пласта вскрыты лишь одной скважиной в 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности имеют значения 16,0%, 0,6*10−3 мкм2 и 37,4% соответственно.

Пласт Ач6. — емкостные и фильтрационные характеристики пласта Ач6 также, как и пласта Ач32, исследованы по ГИС в одной скважине по 1,8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности соответственно имеют значения 18. 0%, 1,0*10−3 мкм2 и 41,0%.

Пласт ЮС01+2 — емкостные и фильтрационные характеристики пласта исследованы по ГИС в 4 скважинах по 15,4 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 15.5 до 16,8% при среднем 15,4%, проницаемости — от 1,9 до 5,7*10−3 мкм2 при среднем значении 3,6*10−3 мкм2. Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности составляет 49,3%, изменяясь от 22,5 до 74,3%.

Пласт ЮС1 — нефтяная залежь пласта представлена по ГИС в 7 скважинах, определения пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности выполнены в 32,9 м эффективной толщины. Средние значения: пористость — 18,5%, проницаемость — 16,3*10−3 мкм2 и начальная нефтенасыщенность — 55,9%. Интервалы изменения: коэффициент открытой пористости — 16,9−20,1%, коэффициент проницаемости — 5.5 — 31. 6*10−3 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности — 48,3−63,1%.

Пласт ЮС2 — охарактеризован по 17 скважинам, исследовано 46.2 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 14,0 до 16,4%, коэффициент проницаемости — от 0,5 до 3,15*10−3 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется в интервале 38,0 — 71,2%.

Начальная нефтеводонасыщенность пластов, остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой

Коэффициент вытеснения нефти водой (Кв) определяет полноту извлечения нефти из породы в процессе промыслового заводнения и является важнейшей физико-гидродинамической характеристикой. Определяется Кв в зависимости от начальной и остаточной нефтенасыщенности (Кнн, Кон) по формуле:

Остаточная нефтенасыщенность, являясь весьма важным геолого-технологическим параметром, определяет эффективность вытеснения нефти водой. При обосновании остаточной нефтенасыщенности используются различные методические подходы, но основным методом определения Кон является метод лабораторного исследования на образцах керна.

Экспериментальные исследования по вытеснению нефти водой по Равенскому месторождению выполнены только для плаcта Ач31 по скважине 317 отделом физики пласта ОИКПФ КогалымНИПИнефть на 6 образцах керна (таблица 3).

Таблица 3. Результаты лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой Равенского месторождения

Проницаемость исследованных образцов изменяется от 11,25 мД до 15,17 мД, открытая пористость — от 20,2% до 21,9%, начальная нефтенасыщенность — от 58,0% до 58,2%. Остаточная нефтенасыщенность образцов керна варьирует от 24,28% до 27,69%.

Так как выборка реальных образцов по данному пласту недостаточно представительная, то для более достоверной оценки величины остаточной нефтенасыщенности дополнительно привлечены данные лабораторных исследований по пласту БС18−19 Кустового месторождения, непосредственно примыкающего к Равенскому месторождению и расположенного с ним в одних структурно-тектонических условиях. Сходимость значений остаточной нефтенасыщенности достаточно высокая. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач3 принята равной 0. 258.

Так как экспериментальные исследования выполнены только для пласта Ач3, то для обоснования остаточной нефтенасыщенности по остальным пластам использованы аналоги с других близлежащих месторождений, основываясь на том, что данные залежи незначительно отличаются по своим фильтрационно-емкостным свойствам и нефти имеют схожие физико-химические свойства.

Для пласта ЮС0 Кон принят равным 0,265 по аналогии с ЮС0 Кечимовского месторождения, для пласта ЮС1 — 0,240 по аналогии с пластом ЮС11 Кустового месторождения, для пласта ЮС2 — 0,303 как среднее значение по опытам Федоровского и Кечимовского месторождений. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач6 взята по аналогии с вышележащим пластом Ач3 и равна 0. 258.

2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Равенского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб. Пробы исследовались в ОАО Тюменской Центральной лаборатории, Центре ис-следования керна и пластовых флюидов (ЦИКПФ) г. Когалым и ТОО Реагент АООТ СибНИИНП по методикам, предусмотренным Государственным отраслевым стандар-том.

Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем штуцере.

Глубинные пробы отбирались при испытании скважин. Анализ глубинных проб нефти производился однократным и ступенчатым способами сепарации. Анализ газа производился хромотографическим методом.

Всего на месторождении проанализировано 15 поверхностных и 25 глубинных проб нефти, 6 поверхностных и 25 глубинных проб растворенного газа. Кроме того, в скважине 163 (пласт ЮС2) проведен анализ углеводородного состава нефти. Нефти горизонта Ач3 охарактеризованы 9 поверхностными пробами (1проба забракована) и 20 глубинными пробами (12 проб нефти забракованы).

По результатам анализов поверхностных проб нефть горизонта Ач3 сернистая (0,68−0,87%), смолистая (5,43−8,73%), парафиновая (1,82−3,8%). Плотность нефти изменяется от 830 до 852 кг/м3 и в среднем составляет 837,5 кг/м3. По качественным пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составила 839,7 и 831,3 кг/м3, содержание газа 120,78?м3/т (101,44 м33) и 105,91 м3/т (88,05 м33), объемный коэффициент 1,283 и 1,213. Давление насыщения определено равным 13. 22 МПа (таблица 4). Состав нефтяного газа изучен по одной устьевой пробе и 8 качественным пробам газа, выделившегося при ступенчатом разгазировании нефти. Газ высокожирный, содержание этана+высшие составили 54,1% по поверхностным пробам и 24,6% по глубинным пробам (парафиновая (2,29%), плотность нефти составляет 838,5 кг/м3 (таблица 5). Пласты горизонта ЮС0 пробами нефти и растворенного газа не охарактеризованы. Нефти горизонта ЮС1 охарактеризованы 2 поверхностными и 5 глубинными пробами (из них 3 — качественные), 5 пробами газа, полученными при разгазировании глубинных проб нефти.

Таблица 4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пластов Равенского месторождения

Ач3

ЮС1

ЮС2

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

скважин

скважин

проб

скважин

скважин

проб

скважин

Плотность при 200С, кг/м3

4

8

830. 4−852

837. 5

2

2

834. 9−842

838. 5

4

4

891−899

894

Вязкость, мПа. с

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

при 20ОС

4

7

4. 36−7. 59

5. 55

1

1

4. 66

4. 66

4

4

49. 20−83. 13

65. 67

при 50ОС

4

7

2. 66−3. 97

2. 83

1

1

2. 43

2. 43

4

4

15. 04−20. 93

18. 01

Молярная масса, г/ моль

4

7

180. 7−200

186. 9

2

2

180. 5−196

188. 3

4

4

282−306

293. 5

Температура застывания, °С

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Массовое содержание, %

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

серы

4

7

0. 68−0. 87

0. 78

2

2

0. 74−0. 86

0. 80

4

4

1. 76−1. 86

1. 79

смол силикагелевых

4

7

6. 06−8. 73

6. 8

2

2

5. 96−7. 16

6. 56

4

4

7. 69−9. 36

8. 63

асфальтенов

4

7

0. 53−0. 83

0. 66

2

2

0. 68−1. 63

1. 16

4

4

1. 23−2. 59

1. 90

парафинов

4

7

1. 82−3. 80

2. 72

2

2

2. 12−2. 46

2. 29

4

4

2. 35−3. 54

3. 10

воды

4

7

52. 5−55. 5

54. 6

-

-

-

-

-

-

-

-

механических примесей

4

7

35−78

49. 8

-

-

-

-

-

-

-

-

Содержание микрокомпонентов, г/т

-

-

-

-

-

-

-

-

-

ванадий

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

2

2

54. 5−57. 4

56

4

4

50−59

55. 6

Температура начала кипения, °С

-

-

-

-

2

2

51−74

62. 5

4

4

100−124

109. 3

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

до 100°С

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

до 150°С

4

7

15. 5−22. 9

20. 2

2

2

19. 05. 2021

20. 3

4

4

2. 5−6

4. 8

до 200°С

4

7

28−33. 5

31. 6

2

2

30. 05. 1932

31. 3

4

4

7. 8−12. 5

10. 7

до 250°С

4

7

38. 5−43. 1

42. 1

2

2

42. 5−43

42. 8

4

4

16−21

18. 9

до 300°С

4

7

53. 2−58

54. 7

2

2

55−56. 5

55. 8

4

4

27−33

30. 8

Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Таблица 5.

Свойства пластовой нефти пластов Ач3 и ЮС1 Равенского месторождения

Наименование параметра

Численные значения Ач3

Численные значения ЮС1

диапазон значений

принятые значения

диапазон значений

принятые значения

Пластовое давление, МПа

24. 5−26. 2

25. 35

26. 3

26. 3

Пластовая температура, °С

83

83

83

83

Давление насыщения, МПа

10. 21−15. 8

13

9. 06−9. 33

9. 13

Газосодержание, м3 /т

90. 05−130. 5

110. 2

79. 7−81. 74

80. 98

Плотность в условиях пласта, кг/м3

745. 7−772. 9

759. 3

750−659

704. 5

Вязкость в условиях пласта, мПа с

-

-

-

-

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10−4

15. 34−28. 55

21. 94

12. 98−13. 71

13. 41

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:

— при однократном (стандартном) разгазировании

— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

1. 29−1. 355

0. 954−1. 074

1. 315

1. 298−1. 342

1. 031−1. 041

1. 313

1. 037

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:

— при однократном (стандартном) разгазировании

— при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

836. 2−842. 6

824. 9−834. 2

839. 7

831. 3

836. 9−837. 1

828. 9−829. 3

837. 0

829. 1

Таблица 6.

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Ач3 Равенского месторождения

Наименование параметра

при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

Молярная концентрация компонентов, %

— сероводород

н/обн

-

н/обн

-

-

— двуокись углерода

0. 118

-

0. 741

-

-

— азот+редкие

1. 553

-

1. 854

-

-

в т.ч. гелий

Следы

-

н/опр

-

-

— метан

44. 221

-

73. 140

-

-

— этан

8. 518

-

7. 823

-

-

— пропан

24. 008

-

8. 550

-

-

— изобутан

4. 483

-

1. 711

-

-

— норм, бутан

11. 518

-

3. 657

-

-

— изопентан

2. 310

-

0. 600

-

-

— норм. пентан

2. 294

-

0. 931

-

-

— гексаны

0. 968

-

0. 126

-

-

— гептаны

-

-

-

-

-

— октаны

-

-

-

-

-

— остаток С9+

-

-

1. 200

-

-

Молекулярная масса

-

-

-

-

-

Плотность:

— газа, кг/м3

1. 315

-

1. 315

-

-

— газа относительная (по воздуху), доли ед.

1. 2076

-

0. 991

-

-

— нефти, кг/м3

-

836. 2−842. 6

-

824. 9−834. 2

-

месторождение пласт нефть газ

По результатам исследований качественных проб методом однократного разгазирования нефть плотностью 837 кг/м3 содержит 94. 98 м3/т растворенного в ней газа.

По данным ступенчатой сепарации в нефти плотностью 829,1 кг/м3 растворено 80,9 м3/т нефтяного газа.

По результатам анализов газа, полученного при разгазировании глубинных проб нефти, нефтяной газ — жирный с содержанием С2 + высшие — 26,5%. Относительная плотность по воздуху составила 1,039.

Пласт ЮС2 охарактеризован 4 поверхностными пробами нефти.

Нефти горизонта тяжелые (плотность составила 891−899 кг/м3), смолистые (7,69−9,36%), сернистые (1,76−1,86%), парафиновые (2,35−3,54%).

Растворенный газ изучался по 5 поверхностным пробам, одна из которых забракована. Нефтяной газ преимущественно полужирный, содержание С2 + высшие колеблется от 2,02 до 16,1%. Газ характеризуется высоким содержанием азота (4,7−21,5%).

2.7 Запасы углеводородов

Запасы нефти и растворенного газа Равенского месторождения подсчитаны по семи пластам: ЮС2, ЮС1, ЮС02, ЮС01+2, Ач6, Ач32 и Ач31. Подсчет запасов нефти и газа по Равенскому месторождению выполнен ЗапСибГеоНАЦ по состоянию изученности на 01. 01. 2002 г. Начальные геологические запасы составили по категории С1: геологические — 9699 тыс.т., извлекаемые — 3402 тыс. т.; по категории С2: геологические — 48 450 тыс.т., извлекаемые — 8144 тыс. т. В 2003 г. в результате уточнения строения пласта ЮС2 были оперативно изменены запасы нефти по пласту ЮС2 и в целом по месторождению (протокол ГКЗ РФ № 857 от 25. 07. 2003 г.). По промышленной категории С1 запасы нефти не изменились, по категории С2 начальные геологические запасы нефти уменьшились на 27 069 тыс. т. и составили 21 381 тыс. т; извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили 4193 тыс. т. Данные запасы были приняты при проектировании в Технологической схеме разработки 2005 г.

По состоянию на 01. 01. 2014 г. на государственном балансе по Равенскому месторождению числятся геологические запасы нефти категории С1 в количестве 11 107 тыс. т, С2 — 12 220 тыс. т, извлекаемые -- 3983 и 1719 тыс. т. соответственно.

В связи с уточнением геологической модели произошло увеличение начальных геологических запасов по промышленным категориям, по основному объекту разработки Ач31 на 32,5%, извлекаемые — на 33,8% (протокол № 18/928 от 22. 11. 2007 г.).

По категории С2 вследствие сокращения площади залежи произошло списание 91,8% начальных извлекаемых запасов нефти.

По объекту ЮС1 были оперативно уточнены площадь залежи и нефтенасыщенные толщины (экспертное заключение № 1077−07 оп от 31 октября 2007 г), в результате чего произошло списание 4. 7% начальных геологических запасов нефти и 5,1% начальных извлекаемых запасов по промышленной категориям.

В период после утверждения технологической схемы (2005 г.), по результатам бурения 21 эксплуатационной скважины и переинтерпретации сейсмики 3Д была скорректирована геологическая модель залежи пласта Ач31, уточнены нефтенасыщенные толщины.

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.

В связи с новыми данными, на Государственном балансе по Равенскому месторождению начальные геологические запасы в целом по месторождению по промышленным категориям по сравнению с утвержденными ГКЗ РФ увеличились на 14,5% извлекаемые — 17,1%, по категории С2 произошло списание 74,8% геологических запасов и 78,9% извлекаемых как не подтвердившихся.

Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа на Госбалансе Р Ф на 01. 01. 2014 г. представлено в таблице (таблица 7).

Состояние запасов нефти на 01. 01. 2014 г. показывает таблица 8.

Выводы:

В период после утверждения Технологической схемы 2005 г. уточнение геологического строения месторождения осуществлялось за счет эксплуатационного бурения, что позволило уточнить границы залежей пластов основных объектов разработки (Ач31 и ЮС1). В результате этого произошло сокращение площади нефтеносности по залежи пласта Ач31 за счет категории С2 и основной залежи пласта ЮС1 за счет категории С1. По пласту Ач31 часть запасов из категории С2 переведена в категорию С1 и из категории С1 в категорию В.

Таблица 7

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа на госбалансе РФ на 01. 01. 2014 г.

Пласт

Зона

Категория запасов

Площадь нефтенос- ности, тыс. м2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Объем нефтенасыщенных пород,

Коэффи- циент порис- тости, доли ед.

Коэффи- циент нефтена- сыщен-ности, доли ед.

Перес-четный коэффи- циент, доли ед.

Плот- ность нефти, г/см3

Начальные геологичес-кие запасы нефти,

Газовый фактор, м3/т

Начальные геологические запасы растворенного газа,

тыс. м3

тыс. т

млн. м3

Ач31

НЗ+ВНЗ

В

5177

10. 8

55 864

0. 190

0. 46

0. 824

0. 831

3343

106

354

C1

11 442

3. 9

44 423

0. 190

0. 44

0. 824

0. 831

2542

106

269

В+С1

16 619

6. 0

100 287

0. 190

0. 44−0. 46

0. 824

0. 831

5885

106

622

ВНЗ

C2

4799

1. 3

6211

0. 190

0. 44

0. 824

0. 831

356

106

38

Ач32

ВНЗ

C1

2050

2. 07

4243

0. 161−0. 17

0. 351−0. 367

0. 824

0. 831

172

106

19

C2

3564

2. 05

6691

0. 161−0. 17

0. 351−0. 367

0. 824

0. 831

318

106

33

Ач6

ВНЗ

C2

1804

1. 57

2832

0. 174

0. 407

0. 824

0. 831

137

106

15

ЮС01+2

НЗ+ВНЗ

C2

32 185

2. 26

72 738

0. 159

0. 478

0. 833

0. 829

4008

81

325

ЮС02

НЗ+ВНЗ

C2

14 646

2. 01

29 438

0. 155

0. 469

0. 833

0. 829

1547

81

126

всего ЮС01+2

НЗ+ВНЗ

C2

46 831

2. 18

102 176

0. 155−0. 159

0. 469−0. 478

0. 833

0. 829

5555

81

451

ЮС1(1014)

ВНЗ

С1

5424

4. 4

23 866

0. 183−0. 179

0. 515−0. 542

0. 833

0. 829

1555

81

126

ЮС1(199)

ВНЗ

C1

1933

1. 87

3614

0. 16

0. 522

0. 833

0. 829

236

81

19

всего ЮС1

ВНЗ

C1

7357

3. 74

27 480

0. 16−0. 179

0. 515−0. 542

0. 833

0. 829

1791

81

145

ЮС2

НЗ

С1

14 000

3. 23

45 220

0. 143−0. 159

0. 415−0. 700

0. 905

0. 867

3259

45

146

С2

325 541

1. 69

550 164. 29

0. 143−0. 159

0. 415−0. 700

0. 905

0. 867

5854

45

263

Таблица 8

Состояние запасов нефти на 01. 01. 2014 г.

Месторождение, объект

Утвержденные ГКЗ

Протокол № 857 25. 07. 03 г.

Начальные запасы на гос. балансе на 1. 01. 2008 г.

Текущие запасы на

гос. балансе на 1. 01. 2008 г.

Текущий КИН

Геологические, тыс. т

Извлекаемые, тыс. т

КИН С1/С2, доли ед.

Геологические, тыс. т

Извлекаемые, тыс. т

КИН С1/С2, доли ед.

Геологические, тыс. т

Извлекаемые, тыс. т

ВС1

С2

ВС1

С2

ВС1

С2

ВС1

С2

ВС1

С2

ВС1

С2

Месторождение

9699

21 381

3402

4193

0,351/0,196

11 107

12 220

3983

1719

0,359/0,141

10 251

12 220

33 127

1719

0,077

Ач

4560

9972

1830

2667

0,401/0,267

6057

811

2449

193

0,404/0,238

5335

811

1727

193

0,119

ЮС0

-

5555

-

671

-/0,121

-

5555

-

671

— /0,121

-

5555

-

671

-

ЮС1

1880

-

739

-

0,393/ -

1791

-

701

-

0,391/-

1657

-

567

-

0,075

ЮС2

3259

5854

833

855

0,256/0,146

3259

5854

833

855

0,256/0,146

3259

5854

833

855

0

3. Состояние разработки Равенского месторождения

3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа (таблица 9).

Таблица 9 Проектные документы по разработке Равенского месторождения

Название проектного документа

Дата составления

Организация

Дата утверждения или отклонения

1

Проект пробной эксплуатации Равенского месторождения

2000 г.

БашНИПИнефть

Утвержден протоколом ЦКР № 2552 от 29. 02. 2000 г.

2

Технологическая схема разработки Равенского месторождения

2005 г.

ООО «КогалымНИПИнефть»

Принята протоколом ТО ЦКР по ХМАО № 675 от 16. 06. 2005 г.

3

Авторский надзор за реализацией «Технологической схемы разработки Равенского месторождения»

2007 г.

ТФ ООО «КогалымНИПИнефть»

Принят протоколом ТО ЦКР по ХМАО № 979 от 14. 12. 2007 г.

С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненной ООО «КогалымНИПИнефть» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 675 от 16. 06. 2005 г.), где предусматривалось:

* Выделение двух основных эксплуатационных объектов разработки — Ач31 и ЮС1.

* По объекту Ач31 разбуривание залежи осуществлять по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формированием приконтурного очагово-избирательного заводнения.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой