Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Геолого-геофизическая изученность



Майское локальное поднятие расположено в Пудинском нефтегазоносном районе Васюганской нефтегазоносной области. В тектоническом плане оно приурочено к северной периклинали Лавровского наклонного вала.

История геолого-разведочных работ, исключая предшествующие исследования рекогносцировочно-региональной стадии, на рассматриваемой площади насчитывает около 37 лет (таблица 2.1.). Локальное поднятие было выявлено и подготовлено к глубокому бурению в 1970 г. сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1 : 100000 (с/п 24/69-70, Дугова А.Ф., СОКГЭ).

Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 г. бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия, по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти непромышленного значения в горизонте Ю1 (келловей-оксфорд).

В 1976 – 77 гг. в районе Майского поднятия были проведены сейсмические исследования МОГТ, КМПВ (с/п 7,4/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ) масштаба 1 : 100000 в результате которых были более детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.

В 1978 – 79 гг. после проведения дополнительных работ МОГТ масштаба 1 : 100000 (с/п 4,5,7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ) было уточнено глубинное геологическое строение Майского поднятия, выполнены новые структурные построения по отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф2 (кровля доюрских образований). По новому структурному плану Майская площадь включает в себя три локальных поднятия: Северо-Майское, Майское и Южно-Майское.

В пределах Южно-Майского локального поднятия в период 1979 – 80 гг. в 10 км на юго-восток от скважины 390Р была пробурена параметрическая скважина 1. Вскрытый комплекс палеозойских, юрских и меловых отложений в нефтегазоносном отношении интереса не представляют.

В 2004 – 05 гг. по заказу недропользователя ООО “Альянснефтегаз” были проведены площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1 : 50000 на лицензионных участках № 70, 86 (с/п 6/04-05, Забуга Т.В., ЗАО “ТГТ”) позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии было возобновлено глубокое бурение. В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю14-15 (тюменская свита) и пласте Ю13-4 (васюганская свита).

На основе структурных построений, выполненных по результатам проведенных работ, в 2005 г., был впервые выполнен подсчет запасов Майского месторождения [1].

В 2005 – 2006 гг. на месторождении были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1 : 50000 (с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО “ТГТ”), а также пробурены разведочные скважины 393Р и 394Р в куполе (северо-западная часть) Майского локального поднятия. Работы, выполненные в период 2005 – 2006 гг., позволили уточнить структурные планы продуктивных пластов месторождения, а также, за счет дополнительных данных, полученных в результате исследования керна и геофизических исследований вновь пробуренных скважин, провести переинтерпретацию ГИС по скважине 392Р и в целом повысить достоверность определения петрофизических параметров коллекторов месторождения. Кроме того, полученные данные позволили пересчитать запасы нефти по категории С2 пласта Ю14-15.

Выполненные по результатам интерпретации сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения 2004 – 2006 г.г. структурные построения легли в основу предварительных геологических моделей пластов Ю13-4 и Ю14-15 Майского месторождения.

 

Таблица 2.1 - Геолого-геофизическая изученность района работ

Виды работ, масштаб Организация, проводившая работы Основные результаты работ
1. Исследования ре-когносцировочно-ре-гиональной стадии Разные, 50е – 70е гг. Определена общая морфология Лавровс-кого наклонного вала и прилегающих районов Нюрольской впадины.
2. Поисковые рабо-ты МОВ, 1 : 100000 с/п 24/69-70, Дугова А.Ф.., СОКГЭ, 1970 г. На северной периклинали Лавровского вала выявлено и подготовлено к глубокому бурению Майское локальное поднятие.
3. Бурение поиско-вой скважины 390Р Томское территори-альное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1971 г. Установлена нефтеносность Майской площади. Нефтенасыщен горизонт Ю1. Ввиду получения непромышленного притока нефти скважина ликвидирована.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, КМПВ 1 : 100000 с/п 4, 7/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ, 1976 – 77 гг. В районе Майского поднятия детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, 1 : 100000 с/п 4,5,7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ, 1978 – 79 гг. Уточнено строение Майского поднятия, проведены новые структурные построения по основным отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф2 (кровля доюрских образований).
5. Бурение параметрической скважины 1. Томское территори-альное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1979 – 1980 гг. Признаков нефтегазоносности в отложениях всего вскрытого комплекса пород Южно-Майского локального поднятие не выявлено. Скважина ликвидирована.
6. Площадные работы МОГТ, 1 : 50000 с/п 6/04-05, Забуга Т.В., с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО «ТГТ», 2004 – 2006 г.г. Уточнено строение Майского локального поднятия. Построены структурные карты по основным отражающим горизонтам.
7. Бурение поисковых разведочных скважин 392Р, 393Р, 394Р ЗАО “Нефтепромбурсевис”, 2004 – 2006 гг. Изучен геологический разрез осадочного чехла. Установлена нефтенасыщенность пластов Ю13-4 и Ю14-15.

 

2.2 Поисково-разведочное бурение и эксплуатационное бурение

 

Майская площадь была введена в поисковое бурение в 1971 г. заложением первой скважины 390Р. Забой скважины находится на глубине 3093 м. (-2965.3 а.о.). Во вскрытом разрезе по геолого-геофизическим данным нефтеносной характеристикой обладает пласт Ю13-4 горизонта Ю1 васюганской свиты. При его испытании в колонне получен приток воды с нефтью. При испытании в открытом стволе Тюменской свиты совместно с палеозоем был получен приток пластовой воды [1].

В 1972 г. закончена строительством скважина 391Р (забой на глубине 2860 м., -2756.4 а.о.). Скважина вскрыла пласт Ю13-4, однако в ходе испытаний пласта, как в открытом, так и в закрытом стволе был получен приток воды без признаков нефти [1].

С 2004 г. начинается новый этап в изучении Майского месторождения. В период с 2004 по 2007 гг. были пробурены скважины 392Р, 393Р, 394Р, 397Р.

C 2007 г. начинается эксплуатационное бурение на Майском месторождении. В 2007 – 2008 гг. пробурены скважины: на пласт Ю13-4 101, 102, 103, 202, 204, 205. На пласт Ю14-16 539 и 542. Также были пробурены оценочные скважины 395, 396 на пласт Ю13-4.

Сведения об объемах буровых работ приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Сведения об объемах буровых работ

Назначение скважин Количество пробуренных скважин Количество ликвидиро-ванных скважин Причина ликвидации скважин
всего в том числе до пласта в том числе до пласта    
Ю13-4 Ю14-16
Поисковые (390Р, 391Р) 390Р – выполнившая геологическое назначение 391Р – выполнившая геологическое назначение
Разведочные (392Р, 397Р)  
Оценочные (393Р, 395, 396, 394Р)  
Эксплуатационные (101, 102, 103, 202, 204, 205, 539, 542)  
Всего  

 

2.3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

 

Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю14-16 (аален) тюменской свиты и Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты.

Пласт Ю14-16

Нефтяная залежь пласта Ю14-16 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р, 393Р, 397, 539 и 542 на абсолютных отметках 2825,4 – 2852,7 м. Толщина пласта составляет в среднем 57 м, при эффективных значениях от 25 до 47 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 18 и их эффективная толщина изменяется от 0,6 до 13,7 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р, 393Р и 397Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. Слоистость песчаников меняется от субгоризонтальной до ритмичной косой, обусловленной крупным углистым растительным детритом или глинистым материалом. Текстурные и структурные характеристики песчаников указывают на их аллювиальный генезис.

В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 – 3027,8 м (а.о. - 2852,7 – 2900,1 м). Опробование пласта Ю14-16 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю6 и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут.

В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 – 3028,2 м (а.о. -2849,0 – 2899,5 м). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 – 2995,0 м (а.о. -2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. на среднединамическом уровне 1552 м Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м3/сут, фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут. и 8,5 м3/сут. соответственно.

Нефть особо легкая (плотность 794,4 кг/м3), высокопарафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S – 0%).

Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.

В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 – 3004,0 м (а.о. -2822,4 — -2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м3/сут. Испытание пласта в колонне проводилось в интервалах перфорации 2956 – 2990,5 м; 2967 – 2989 м; 2983 – 2987 м, 2989 – 2990,5 м; 2993 – 2995,5 м; 2996,5 – 2997,5 м; 2998,5 – 3000 м (а.о. от -2825,4 до -2869,4 м). Дебит нефти составил 2,1 м3/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды при работе ЭЦН составил 124 м3/сут и 22 м3/сут соответственно.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов [2] условным уровнем на отметке -2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи – 13,2 × 5 км, амплитуда – 80 м.

Пласт Ю13-4

Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 – 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13 и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майской площади.

Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках -2527,6 – 2543,3 м. Толщина пласта составляет в среднем 24 м, при эффективных значениях от 14,6 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне- и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.

Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 – 2693 м (абс. отм. -2547,3 – -2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут., а дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.

В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5 – 2666,1 м, 2667,9 – 2670,3 м, 2671,3 – 2673,1 м (абсолютная отметка нижнего отверстия перфорации – -2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм.

Нефть легкая (плотность 829,6 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 4,4%), малосернистая (S – 0,4%).

В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 – 2665 м (абс. отм. 2525,3 - -2534,6 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.

Скважина 394Р вскрыла пласт Ю13-4 и при ее освоении получен устойчивый приток безводной нефти. Максимальный дебит жидкости (буровой раствор, пластовая нефть и газ) в период отчистки скважины (работа на амбар) составил 440 м3/сут. При работе на штуцере 12 мм был получен дебит нефти 28,5 м3/сут, на штуцере 8 мм – 77,6 м3/сут, на штуцере 12 мм – 99,48 м3/сут.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю13-4.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи – 6,3 × 3,01 км, амплитуда – 25,8 м.

 






Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 141; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2017 год. Все права принадлежат их авторам! (0.093 с.) Главная | Обратная связь