Список графических приложений

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ

 

Таблицы

 

3.1. Геолого-технические сведения по скважинам на 01.01.08г
3.2. Результаты опробования и испытания продуктивных пластов
4.1. Комплекс геофизических методов исследования скважин, условия проведения исследований
4.2.Результаты обработки материалов ГИС коллекторов
4.3. Результаты определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности коллекторов
6.1. Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей при стандартной сепарации
6.2. Результаты исследования поверхностных проб нефтей
6.3. Результаты анализов растворенного газа (глубинные пробы)

 

Введение

Месторождение было открыто в 1965г. В результате бурения и испытания поисковой скв. 201, пробу­ренной в присводовой части структуры, были выявлены 3 залежи нефти: одна в терригенных отложениях D3tm2 (пласт "А") и две в карбонатных отложениях D3src и D3fm1 (пласт Ф0).

В настоящее время в пределах участка пробурено 16 скважин, 10 из которых располагаются в контуре нефтеносности.

С 2002 года месторождение находится в пробной эксплуатации. Пробная эксплуатация ведется по 3 скважинам (201, 305, 306).

           

           

 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении месторождение располагается в пределах южной части Печорской низменности. Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +80 до +130 м над уровнем моря, изрезанную сетью ручьев и речек. В пониженных частях рельефа широко развиты болота глубиной до 2м, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лecaми c незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представитель­ный.

Гидрографическую сеть образуют реки бассейна р.Печора, Кожва и Луза и их притоки. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декаб­ря. Реки вскрываются в первой половине мая.

По климатическим условиям район относится к континентальному, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Значительная влажность кли­мата связана с наличием озер и болот. Температура воздуха колеб­лет­ся от плюс 25 ^оС до минус 53 ^оС, среднегодовая температура отрицательная (– 2,2 ^оС). Среднегодовое количество осадков со­ставля­ет 525 мм. Большая часть осадков приходится на теплый период.

B районе работ действует постоянная автодорога до г. Печоры и п. Ираель. Непосредственно месторождение связано автодорогой с пантонной переправой с железнодорожной станцией п. Каджером. Кроме того, завоз материалов и оборудова­ния производится по зимнику. В п. Каджером расположена те­хническая база недропользователя Лузского месторождения – Печорской энергетической компании (ПЭК), оборудованная средствами приемки грузов и терминалом для отгрузки нефти железной дорогой.

В г. Печора базируются нефтегазодобывающие и буровые предприятия, строительные организации, обеспе­чива­ющие обустройство месторождений. Сообщение с центральными районами России осуществляется желез­нодо­рож­ным и авиационным транспортом. Центром энер­гос­наб­жения является Печорская ГРЭС, расположенная в г. Печоре. Ближайший магис­тральный нефтепровод – Усинск – Ухта – Ярославль проходит в 30 км к юго-западу от месторождения. Ближайший центр нефтепереработки г. Ухта находится в 150 км по железной дороге.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза достаточно хорошо изучена по данным глубокого бурения и подробно рассмотрена в предыдущих отчетах. На изучаемой площади разрез вскрыт и исследован до силурийских отложений (граф.прил.1). Ниже приведена краткая характеристика вскрытого разреза.

Верхнесилурийские отложения представлены доломитами и доломитизированными известняками с прослоями мергелей. Вскрытая толщина достигает 140 метров (скв.205).

Девонские отложения со стратиграфическим несогласием перекрывают силурийские породы. Они представлены средним и верхним отделами. Отложения среднего девона в составе эйфельского и живетского ярусов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Отложения имеют максимальную толщину в скв.202 (128м) и полностью выклиниваются в западном направлении.

Отложения верхнего девона в составе франского и фаменского ярусов представлены терригенными и карбонатными породами. Терригенные породы слагают тиманский (кыновско-пашийский) горизонт нижнефранского подъяруса, который ряд специалистов делит на тиманский, джъерский и яранский горизонты общей мощностью 100-120м. Выше залегает преимущественно карбонатная толща нижнефранско-фаменского возраста. В составе нижнефранского подъяруса выделяются саргаевский и семилукский горизонты суммарной толщиной 47-70м. Верхнефранские отложения представлены бурегским, сырачойским (воронежским) и евланово-ливенским горизонтами, имеющими мощность 161-190м. Нижнефаменский подъярус представлен нерасчлененным задонско-елецким горизонтом, толщиной 291-299м. Верхнефаменские отложения представлены данково-лебедянским горизонтом, толщина которого составляет 11-50м.

Каменноугольные отложения со стратиграфическим перерывом залегают на фаменских образованиях и представлены нижним, средним и верхним отделами. В составе нижнего отдела выделяется визейский С₁v и серпуховский С₁s ярусы, среднего – башкирский С₂b и московский С₂m ярусы. Визейский ярус сложен пористыми кавернозными и трещиноватыми известняками и доломитами серыми, толщиной 84 – 101 м. Серпуховский и башкирский ярусы представлены известняками, прослоями переходящими в доломиты и мергели. Общая толщина отложений 33 – 45 метров. Отложения московского яруса залегают на башкирских отложениях с размывом и представлены известняками водорослевыми, мелко- тонкозернистыми, участками органогенно-обломочными с прослоями глин, толщиной 106-122 м.

 

В разрезе верхнего отдела преобладают известняки органогенно-детритовые, иногда перекристаллизованные, пористые с включениями и прослоями ангидрита и доломита толщиной 73 -89 м.

Пермские отложения представлены нижним и верхним отделами. В составе нижнего отдела выделяется ассельский + сакмарский Р₁а+s и кунгурский Р₁k ярусы, верхнего – уфимский Р₂u и казанский Р₂kz ярусы. Ассельский и сакмарский ярусы сложены известняками в разной степени доломитизированными с прослоями ангидритов, толщиной 122 – 148 м. Отложения кунгурского яруса представлены переслаиванием глин, алевролитов, мергелей и песчаников с включениями гипсов и ангидритов. Мощность отложений 43 – 52 м.

Нерасчлененные верхнепермские терригенные отложения сложены преимущественно глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Толщина 490-519м.

Мезозойские отложения залегают на верхнепермских с глубоким размывом и стратиграфическим перерывом. Отложения триаса сложены перслаиванием глинам, алевролитов и полимиктовых песчаников, в верхней части (возможно, Т_2-3) песками. Толщина 350-416. Юрская система представлена кварцевыми песками, алевролитами с подчиненными прослоями глин. Толщина отложений около120 метров.

Четвертичные отложения слагают суглинки серые и темно-серые с гравием, галькой и валунами. Толщина >70 м.

Продуктивный пласт

       В девонских выделен 1 продуктивный пласт D₃fm₁,пл._Ф0.      

       Пласт Ф₀, D₃ fm выделен в нижней части задонско-елецкого горизонта. Пласт сложен известняками тонко- и мелкозернистыми, слабо глинистыми с мелкообломочным детритом, пористые, кавернозные, трещиноватые с пятнистой доломитизацией и редкой терригенной примесью. Общая толщина пласта 5-8м, эффективная – 3.4-6.6м. Пористость по ГИС 13.2-19,7%.

 

Тектоническое строение

По результатам переобработки сейсмических материалов, (Кондратьев), была создана структурная модель месторождения. Согласно этой модели структурные планы всех отражающих горизонтов имеют характерные особенности. На всех уровнях отмечается приподнятая субширотная полоса, в пределах которой выделяются отдельные локальные поднятия. Поднятия более явно выражены по нижним отражающим горизонтам ОГ D ₃ fm ₁ (репер в нижнефаменских отложениях) и ОГ D ₃ dm (подошва карбонатных пород франского яруса). В меньшей степени они проявляются по верхним границам ОГ D ₃ (кровля верхнего девона) и ОГ As (кровля ассельских отложений). Отмечено существенное сокращение разреза поддоманикового девона (интервал между  ОГ S   и ОГ D₃dm ) в западном направлении. Дизъюнктивных нарушений не установлено.

 

 

Пробная эксплуатация

Пробная эксплуатация   в 2007 году на месторождении проводилась на основании утвержденного проектного документа ОПР.

Эксплуатация велась скважинами 201 и 306 по пласту Фо (D3fm₁), скв.305 по пласту А (D3f₁).

В скв.201 2007г. добыто 10869т. нефти. Среднесуточный дебит нефти в 2007г составляет 30т/сут, обводненность 43%. Эксплуатация ведется с помощью ЭЦН, на который скважина переведена с фонтанного режима в 2005 году.

Всего с начала эксплуатации за период 2002-2007гг. в скважине добыто 33598т нефти. Согласно имеющимся данным пластовое давление в зоне дренирования снизилось на 1,5 МПа (по сведениям - недовостановленное).

Всего по пласту Фо в 2007г добыто 11386 тонн нефти.

В скв. 305 с октября 2007г. велась отработка режима ЭЦН по пласту «А». На 01.01.2008г добыто 1069 т нефти. Среднесуточный дебит нефти составил 14,8т/сут, обводненность 0%.

Всего в 2007 г добыто 12455 тонн нефти.

Скв. 301 находилась в пробной эксплуатации по пласту «А» в 2003-2004гг. Суммарная добыча на фонтанном режиме 2030 т, дебит 8т/сут, обводненность 0%. После перевода с пласта Ана пласт Sr с в 2005г добыто 1211 т нефти. Среднесуточный дебит нефти составил 5т/сут, обводненность 23%.

С начала эксплуатации на месторождении добыто из пласта Фо – 34115 тонны нефти.

Условия проведения ГИС

       Бурение скважин 201-301 в перспективных на нефть отложениях P₁a-D₃ осуществлялось на воде и глинистых растворах различной минерализации с параметрами: удельный вес 1,16-1,32 г/см³, вязкость 28-95 сек. Удельные электрические сопротивления буровых растворов при проведении ГИС (по БКЗ) составили 0,4-5,6 омм.

       При проводке скважин 302-315 применялись полимерные буровые растворы плотностью 1,09-1,14 г/см³, вязкостью 30-65 сек, водоотдачей 3,5-15 см³/30 мин. Удельные электрические сопротивления буровых растворов по скважинной резистивиметрии и БКЗ при проведении ГИС составили 0,1-0,25 омм. Минерализация пластовых вод составляет 200 г/л (D₃ Ф₀);пластовая температура - 56ºС (D₃ Ф₀); удельное сопротивление пластовых вод - 0,028 омм (D₃ Ф₀).

Нефтегазоносность

           

На месторождении залежи нефти связаны с отложениями нижнефаменского подъяруса и франского яруса верхнего девона, московского яруса среднего карбона и ассельско-сакмарского яруса нижней перми.. Подсчет запасов выполнен по 5 верхним продуктивным пластам:

• Пласт Р1А, as+sk - карбонатный
• Пласт С2m - карбонатный
• Пласт Ф0, D3fm - карбонатный
• Пласт D₃ src - карбонатный
• Пласт А, D₃f₁-терригенный

 

Залежь нефти в нижнефаменских карбонатных отложениях D₃fm₁ (пласт Ф₀)

       Наличие залежи доказано испытанием в колонне скв. 201, 210, 301, 306.

 В скв. 201 из интервала с а.о. 1745-1754м получено 28м³/сут нефти.

 В скв.210 при совместном опробовании интервалов с а.о. 1746.7-1748.7м и 1750.7-1753.7м получено 14 м³/сут жидкости, из которых нефти 20%. В скв.301 (а.о. -1745,6-1751,6м) получен приток нефти дебитом 10,5м³/сут (затем обводнение за счет перетоков).

 В скв. 306 получен приток нефти дебитом 52м³/сут (а.о. -1738-1741м).

По ГИС нефтенасыщенные коллектора выделены в скв.201, 210, 301, 302, 305, 306, 311, 315. В остальных скважинах пласт нефтенасыщен до подошвы. Самое низкое положение подошвы целиком нефтенасыщенного пласта установлено в скв. 201 на а.о. – 1752.9 м.

Получение притока нефти и минерализованной воды с нефтью в скв. 210, проперфорированной в интервале 1746.7-1753.7м может быть связано как с тем, что скважина расположена в зоне ВНК, так и с заколонным перетоком. Согласно имеющимся материалам (АКЦ от 06,10.2002г) состояние цементного камня за колонной характеризуется плохим сцеплением или отсутствием сцепления с колонной в интервале 1050-1858м. Кроме того, в результате аварии в скв.210 на глубине 2050м и забурки второго ствола с глубины 1312м в этом интервале остался необсаженный первый ствол на небольшом горизонтальном удалении (12-15м). Все это создает благоприятные условия для заколонных перетоков минерализованной воды.

Нефть

Физико-химические свойства и компонентный состав нефти продуктивных пластов Лузского месторождения изучены по 12 поверхностным и 3 глубинным пробам (табл.6.1,6.2).

Во вновь пробуренных скважинах отобрано 8 поверхностных проб, 4 из которых характеризуют залежи в пластах Р1А и С2m, по которым запасы ранее не оценивались, и 4 пробы характеризуют ранее оцененные пласты Ф0, D₃ src и А.

 По ранее оцененным пластам уточнена плотность нефти. Пересчетный коэффициент и газосодержание, в связи с отсутствием новой информации, не пересматриваются.

По пластам, залежи в которых оцениваются впервые, плотность нефти принята по результатам анализа поверхностных проб, пересчетный коэффициент и газосодержание по аналогии с месторождениями в одновозрастных пластах, характеризующихся сходной плотностью нефти.

           

 

Пласт Ф₀, D₃ fm₁. Нефть охарактеризована одной глубинной (скв.201) и четырьмя поверхностными пробами.2 поверхностные пробы (скв.306) отобраны после предыдущего подсчета запасов.

По данным кондиционно отобранной поверхностной пробы нефть малосернистая (0,29%), малосмолистая (5,1%), малоасфальтенистая (0,14%), высокопарафинистая (7,6%).

Температура начала кипения 60 ^оС. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 ^оС - 26,7%, до 300 ^оС – 48,5.%%. Температура застывания нефти 13 ^оС.

Свойства пластовой нефти не пересматриваются. Пластовая нефть при пластовом давлении 19,0 МПа и пластовой температуре 51,7^оС имеет давление насыщения 5,69 МПа, газосодержание 16,6 нм³/т, плотность 0,806 т/м³, вязкость 3,07 МПа*с, объемный коэффициент 1,053.

Разгазированная нефть близка по свойствам к отобранной на поверхности: легкая плотностью 0,8294 т/м³, маловязкая - 4,0 сст (при 50 ^оС), высокопарафинистая (5,94 – 7,47 % масс), малосернистая (0,35 – 0,39%). Выход светлых фракций – 47,5%. Выход разгазированной нефти из 1 м³ пластовой составляет 0,787 т/м³.

 

При стандартной сепарации
№ СКВ.	Интервал перфорации, м	Пласт	Глубина отбора, м	Пластовое давление, МПа	Темпера-тура, °С	Давление насыщения, МПа	Газосодержание		Объемный коэффициент	Плотность нефти, г/см3		Вязкость нефти		Плотность газа, кг/м3	Сред. коэф. раство-римости
				(на глубине, м)			м3/т	м3/м3		сепариро-ванной	пластовой	сепариро-ванной, 50 *С, сст	пластовой, МПа*с		нм3/кгс/см2
1	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
201	2139-2143	D3f1tm	2000	21.1	62.3	11.04	51.1	43.8	1.14	0.8586	0.801	7.9	2.86	1.252	0.389
		А	2100	2140
201	1980-1987	D3fr	1050	19.62	58.6	9.22	59.7	49.3	1.173	0.8261	0.7734	3.91	1.66	1.504	0.524
		src		1983.5
201	1851-1860	D3fm	1375
		Фо	1350	19	51.7	5.69	16.6	13.7	1.053	0.8294	0.806	4	3.07	1.422	0.236
			1300	1850

 

																		Таблица 6.2
P1a											110	4	8.8	16.2	28		910.9			1.38	5.99	58.5	15.7	7.09		-12
305	1070.4-1080.1	P1a								~900				2.85		24.1	4.83
307	1325-1365	C2m		66	14.5	20	28	40		849.7			0.64	5.38	54.5	5.79	1.35		8.5
311	1391-1381	C2m		66	13.6	17.4	26	38		858.5			0.71	3.18	60	9.18	4.51		-14
201	1851-1860	D3fm(Ф0)		85	8.2	16.5	27.5	39.5		838.3		4.879	0.41	12.5	57	5.16	1.31	222	22.5	16	77.32
201	1851-1860	D3fm(Ф0)		60	16.6	26.7	36.1	48.5		825.4	57.8		0.29	7.6	61.7	5.1	0.14	212	13	26	57
306	1934-1937	D3fm(Ф0)		67	16	22.5	32	44.5		828.3			0.37	11.6	59	3.55	1.62		19
306	1934-1937	D3fm(Ф0)		59	20.5	24	34	46		826.3			0.36	17.4	58	4.16	1.35		7.5
301	1948-1988	D3fsrc		47	18	29	38	49		822.7		3.48	0.39	9.6	52.2	5.2	1.7	196	17	29	54.5
311	1983-1987	D3fsrc		58	18	23	32.5	44.5		821.5			0.21	11.7	56	2.98	2.25		18
301	2126.5-2130.5	D3f(A)		87	7.2	15	24.5	35		853.2		7.16	0.53	11.2	57	5.79	2.42	220	22	15	77.19

 

Растворенный в нефти газ

Состав попутного газа определялся при однократном разгазировании глубинных проб нефти из скважины №201 (табл. 6.3). Новых данных не появилось.

Растворенный газ всех залежей характеризуется невысоким содержанием метана 26.7-47,1%. Наименьшим содержанием метана резко отличается газ залежи пласта «Ф0», как и наибольшей концентрацией азота – 47,3% по сравнению с газами залежей «А» - 15,1% и src – 16,9%.

Содержание С2-С4 (пиролизное сырье) 24,6 –42,2%, С5+ - 5-7%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ не превышает 0,4%. Содержание гелия 0,045-0,053, с наибольшим значением для газа пласта «Ф0».

Содержание газа в нефти изменяется от 16,6м3/т («Ф0») до 59,7м3/т («src»), плотность газа при нормальных условиях от 1,238кг/м3 («А») до 1,465кг/м3 («src»).

Среднее по пласту:														0.1		15.1	0.048			47.3	10.2	15.8	6.9		4.2		0.4		1.238	1.027
201	1860-1851		0.4		42	0.053			27.1	4.9	7.6	11.1		5.4		1.5		1.386	1.15
			0.2		41.9	0.052			26.7	5.4	8.1	11.3		5.1		1.3		1.383	1.148
			0.3		39.3	0.054			26.3	5.2	8.5	12.1		6.6		1.7		1.438	1.193
	*		0.2		39.6				21.1	6.3	9.3	14.3		7.4		1.8		1.518	1.26
			0.4		41.1				26.6	5.1	7.5	11.9		6		1.4		1.408	1.168
Среднее  по пласту:			0.3		41.1	0.053			26.7	5.2	7.9	11.6		5.8		1.5		1.404	1.165
201	1987-1980		0.3		16.9	0.045			34.6	8.1	19.4	14.7		4.5		1.5		1.465	1.216
* - некондиционная проба

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ

 

Таблицы

 

3.1. Геолого-технические сведения по скважинам на 01.01.08г
3.2. Результаты опробования и испытания продуктивных пластов
4.1. Комплекс геофизических методов исследования скважин, условия проведения исследований
4.2.Результаты обработки материалов ГИС коллекторов
4.3. Результаты определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности коллекторов
6.1. Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей при стандартной сепарации
6.2. Результаты исследования поверхностных проб нефтей
6.3. Результаты анализов растворенного газа (глубинные пробы)

 

Введение

Месторождение было открыто в 1965г. В результате бурения и испытания поисковой скв. 201, пробу­ренной в присводовой части структуры, были выявлены 3 залежи нефти: одна в терригенных отложениях D3tm2 (пласт "А") и две в карбонатных отложениях D3src и D3fm1 (пласт Ф0).

В настоящее время в пределах участка пробурено 16 скважин, 10 из которых располагаются в контуре нефтеносности.

С 2002 года месторождение находится в пробной эксплуатации. Пробная эксплуатация ведется по 3 скважинам (201, 305, 306).

           

           

 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении месторождение располагается в пределах южной части Печорской низменности. Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +80 до +130 м над уровнем моря, изрезанную сетью ручьев и речек. В пониженных частях рельефа широко развиты болота глубиной до 2м, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лecaми c незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представитель­ный.

Гидрографическую сеть образуют реки бассейна р.Печора, Кожва и Луза и их притоки. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декаб­ря. Реки вскрываются в первой половине мая.

По климатическим условиям район относится к континентальному, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Значительная влажность кли­мата связана с наличием озер и болот. Температура воздуха колеб­лет­ся от плюс 25 ^оС до минус 53 ^оС, среднегодовая температура отрицательная (– 2,2 ^оС). Среднегодовое количество осадков со­ставля­ет 525 мм. Большая часть осадков приходится на теплый период.

B районе работ действует постоянная автодорога до г. Печоры и п. Ираель. Непосредственно месторождение связано автодорогой с пантонной переправой с железнодорожной станцией п. Каджером. Кроме того, завоз материалов и оборудова­ния производится по зимнику. В п. Каджером расположена те­хническая база недропользователя Лузского месторождения – Печорской энергетической компании (ПЭК), оборудованная сред