Структурные карты кровель и карты нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений.

Структурные карты кровель и карты нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений D₂dz, D₃jar, D₃dzr, D₃tm+sr Северо-Кожвинского месторождения.

Залежь нефти в дзельских отложениях (D₂dz) наиболее крупная, пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная, размерами 3,2´1,3 км, высотой 192 м. Средняя глубина залегания продуктивных дзельских отложений 1881 м. Уровень ВНК на отметке минус 1852 м принят по результатам опробования СКВ. 46. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах, вскрывших подошву дзельских отложений, изменяются от 8,7 м (СКВ. 209) до 105,1 м (СКВ. 2).

В продуктивной части разреза прослеживается от 3 до 34 проницаемых прослоев. Рассчитанные по скважинам, полностью вскрывшим разрез дзельских отложений, коэффициент песчанистости равен 0,47 доли ед., расчлененность 16,6 ед.

Тип коллектора поровый.

Дзельские отложения охарактеризованы керном из семи скважин. По продуктивной части разреза D₂dz пройдено 163,5 м, вынос керна составляет 66,3 м (40,5%). Вынос керна по эффективной нефтенасыщенной толщине составил 11,2 м или 6,6%.

Пористость нефтенасыщенных пород-коллекторов в пластовых условиях в среднем по 85 определениям составляет 12,8%. Газопроницаемость нефтенасыщенных пород-коллекторов в среднем по 78 определениям составляет 144,4×10^-3 мкм².

Пористость по ГИС определялась по плотностному и акустическому методам. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., средневзвешенное значение Кп составило 0,128 доли ед.

Определение коэффициентов нефтенасыщенности в коллекторах осуществлялось методом сопротивлений с использованием полученных на керне обобщенных зависимостей для песчаников отложений D₂-D₃. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., среднее значение Кн составило 0,88 доли ед.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС и равны 0,13 и 0,88 доли ед.

Свойства нефти залежи в дзельских отложениях изучены по глубинным и устьевым пробам. Всего из дзельских отложений отобрано и исследовано 63 глубинных пробы нефти и 41 устьевая проба. Наиболее достоверную характеристику нефтей в начальных пластовых условиях имеют пробы из скв. 2 и 46.

Начальные условия

В пластовых условиях нефть имеет плотность 743,0 кг/м³, вязкость 1,15 мПа_*с.

Газосодержание нефти при диффереренциальном разгазировании – 160,8 нм³/т, объемный коэффициент при ДР. – 1,303.

Дегазированная нефть легкая, сернистая, смолистая, высокопарафинистая.

Газ, растворенный в нефти углеводородный, пропано-этано-метановый. Гелий в газе в среднем составляет 0,01% об.; концентрация двуокиси углерода – 0,1% об; сероводород отсутствует.

Текущие условия

Свойства нефти в текущих пластовых условиях характеризуют пробы, отобранные и исследованные в период разработки месторождения из эксплуатационных скв.202 (январь 2007 г.), 208 (август 2007 г.), 4 и 7 (март 2008 г.), а также из боковых стволов скважин Р-1А и 11, соответственно, Р-1А2 (февраль 2009 г.) и 11А (апрель 2009 г.).

В пластовых условиях нефть плотностью 0,773 кг/м³, вязкостью – 2,05 мПа_*с.

Газосодержание нефти при дифференциальном разгазировании 73,4 нм³/т, объемный коэффициент – 1,17 доли ед.

Дегазированная нефть легкая, сернистая, смолистая, высокопарафинистая.

Газ, растворенный в нефти углеводородный, пропано-этано-метановый. Концентрация двуокиси углерода в газе составляет 0,2% об; сероводород отсутствует.

Залежи нефти в яранских отложениях (D₃jаr)

В отложениях D₃jar выделено две самостоятельные залежи. Одна из залежей расположена в пределах тектонических блоков II, III и IV, другая – в пределах тектонического блока I. Залежи пластовые сводовые, тектонически нарушенные и экранированные.

Для залежей нефти в отложениях D₂dz, D₃jаr и D₃dzr принят единый ВНК на отметке минус 1852 м. Размеры залежи в пределах тектонических блоков II, III и IV составляют 4,3´1,6 км, высота - 255 м; залежь в опущенном блоке размерами 2,6´0,3 км, высотой 72 м. Средняя глубина залегания кровли продуктивных отложений 1850 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам, вскрывшим полный разрез яранских отложений, изменяются от 3,7 м (скв. 209) до 26,1 м (скв. 208).

В продуктивной части разреза прослеживается от 3 до 10 проницаемых прослоев, коэффициент песчанистости составляет 5,5 доли ед., расчленённость 0,13.

Тип коллектора поровый.

Из яранских отложений отбор керна произведён в восьми скважинах. По продуктивной части разреза D₃jar пройдено 84,4 м, вынос керна составляет 58,1 м (68,8%). Вынос керна по эффективной нефтенасыщенной толщине составил 10,3 м или 51,2%.

Пористость нефтенасыщенных пород-коллекторов по 49 образцам – 12,9%. Газопроницаемость нефтенасыщенных пород-коллекторов в среднем по 49 определениям –24,6×10^-3 мкм².

Пористость в коллекторах по ГИС определялась по плотностному и акустическому методам. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., при изменении в прослоях от 0,090 до 0,184 доли ед. средневзвешенное значение Кп составило 0,133 доли ед.

Коэффициенты нефтенасыщенности в коллекторах рассчитывались методом сопротивлений с использованием полученных на керне обобщенных зависимостей для песчаников отложений D₂-D₃. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., среднее значение Кн составило 0,82 доли ед.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС и равны 0,13 и 0,82 доли ед.

Из яранских отложений отобрано 11 глубинных и 2 устьевых пробы нефти
(скв. Р-1А). Из всех проб представительными признаны четыре: одна, отобранная в 1996 г., исследовалась при однократном разгазировании; три, отобранные в 2001 г., исследовались при стандартной и дифференциальной сепарации.

В пластовых условиях нефть недонасыщена газом (Ps/Pпл=0,7), плотностью 733,1 кг/м³, вязкостью 3,17 мПа_*с. Объемный коэффициент – 1,282, газосодержание нефти – 123,1 нм³/т (ДР.).

Дегазированная нефть легкая, сернистая, смолистая, высокопарафинистая.

Растворенный в нефти газ пропано-этано-метановый, содержание компонентов: азота – 0,6% об.; гелия – 0,005% об, сероводорода в газе нет.

Залежи нефти в джьерских отложениях (D₃dzr)

В отложениях D₃dzr выделено две самостоятельные залежи, одна из которых находится в пределах тектонического блока I, другая – в пределах тектонических блоков II, III и IV.

Залежь, принадлежащая блоку I, пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 3,9´0,3 км, высотой 172 м, уровень подсчета запасов принят на отметке минус 1852 м.

Залежь нефти в пределах блоков II, III и IV пластовая сводовая, литологически ограниченная, тектонически нарушенная и экранированная, ВНК принят на отметке минус 1852 м. Размеры залежи 5,5´1,9 км; высота – 322 м.

Средняя глубина залегания продуктивных джьерских отложений 1816 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 2,2 м (скв. 4) до 23,8 м (скв. 214). Количество проницаемых прослоев по скважинам колеблется от 2 до 14, коэффициент песчанистости составляет 0,13 доли ед., расчлененность 5,6.

Джьерские отложения охарактеризованы керном из пяти скважин. Проходка с отбором керна составляет 136,9 м, вынос керна 75,9 м, в том числе по проницаемой части 7,7 м. По продуктивной части разреза D₃dzr пройдено 134,2 м, вынос керна составляет 74,4 м (55,4%). Вынос керна по эффективной нефтенасыщенной толщине составил 9,1 м или 46,4%.

Пористость нефтенасыщенных пород-коллекторов в среднем по 63 определениям составляет 15,3% в пластовых условиях. Газопроницаемость пород-коллекторов в среднем по 56 определениям 23,6×10^-3 мкм².

Пористость в коллекторах по ГИС определялась по комплексу плотностного и акустического методов. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., средневзвешенное значение Кп составило 0,155 доли ед.

Коэффициенты нефтенасыщенности в коллекторах рассчитывались методом сопротивлений с использованием полученных на керне обобщенных зависимостей для песчаников отложений D₂-D₃. По скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., среднее значение Кн составило 0,82 доли ед.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС и равны, соответственно, 0,16 и 0,82 доли ед.

Из отложений джьерского горизонта отобрано 5 глубинных и 5 поверхностных проб, представительными из которых оказались 4 пробы, все четыре подвергались однократному разгазированию, двухступенчатому – 1 проба, дифференциальному разгазированию – 2 пробы.

В пластовых условиях нефть недонасыщена газом (Ps/Pпл=0,7). Плотность пластовой нефти 766,7 кг/м³, вязкость 3,12 мПа×с. Объемный коэффициент 1,23. Газосодержание нефти по данным ДР. - 124 нм³/т. В стандартных условиях нефть легкая, сернистая, смолистая, парафинистая.

Растворенный в нефти газ пропано-этано-метановый. Содержание азота (0,7% об.) и гелия (0,005–0,006% об.) низкое. Сероводород в газе отсутствует, концентрация двуокиси углерода составляет около 0,2% об.

Залежи нефти в песчаниках тиманско-саргаевских отложениий (D₃tm+sr)

Проницаемые отложения D₃tm+sr распространены на месторождении в виде линз и локализованы в три самостоятельные залежи: залежь в районе скв. 47, залежь в районе скв. 12А и 205, залежь в районе скв. 208.

Нефтенасыщенные песчаники D₃tm+sr опробованы только в скв.47 (приток нефти переливом 6,3 м³/сут). Залежь в районе скв. 47 имеет линейные размеры 1,0´0,3 км, высоту 45 м. В скв. 12А, 205 и 208 нефтенасыщенные песчаники выделены по материалам ГИС. Залежи имеют линейные размеры: 1,5´0,9 км, высоту 226 м (район скв. 12А, 205); 0,4´0,3 км, высоту около 40 м (район скв. 208).

Залежи нефти в песчаниках тиманско-саргаевских отложений пластовые сводовые, литологически ограниченные, тектонически нарушенные и экранированные. Средневзвешенное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 4,1 м. Среднее количество прослоев, выделенных по ГИС, 4,8. Коэффициент песчанистости составляет 0,14 доли ед.

Тиманско-саргаевские отложения охарактеризованы керном из трёх скважин. По продуктивной части разреза D₃tm+sr пройдено 30,2 м, вынос керна составляет 18,4 м (60,8%). Керн по эффективной нефтенасыщенной толщине не вынесен.

Пористость в коллекторах по ГИС определялась по комплексу плотностного и акустического методов. По 3 скважинам, учтенным в подсчете запасов 2008 г., средневзвешенное значение Кп составило 0,164 доли ед.

Коэффициенты нефтенасыщенности в коллекторах рассчитывались методом сопротивлений с использованием полученных на керне обобщенных зависимостей для песчаников отложений D₂-D₃. По скв. 12А и 47, учтенным в подсчете запасов 2008 г., среднее значение Кн составило 0,87 доли ед.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС и равны 0,16 и 0,87 доли ед.

Из тиманско-саргаевских отложений в скв. 47 отобраны 3 глубинные пробы нефти. Качество всех отобранных проб признано низким. Данных для определения является ли нефть пластовой или системой на промежуточной гидродинамической ступени недостаточно. Газосодержание, максимальное из трёх отобранных проб, составляет 35,1 нм³/т.

В пластовых условиях нефть характеризуется плотностью – 823,2 кг/м³, вязкостью – 6,74 мПа×с.

Дегазированная нефть средняя по плотности, сернистая, имеет повышенную вязкость.

В растворенном в нефти газе сероводород отсутствует, содержание азота 4,54% об, концентрация двуокиси углерода составляет около 0,7% об.

С продуктивными отложениями Северо-Кожвинского месторождения связан среднедевонско-нижнефранский водоносный комплекс (D₂ – D₃f₁).

Пластовые воды продуктивных отложений представляют крепкие рассолы хлор-кальциевого типа с высокой минерализацией.

 

 

Параметры	залежь	залежь	залежь	залежь
D2dz	D3jar	D3dzr	D3tm+sr
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм), м	1881 (-1756)	1849 (-1725)	1816 (-1691)	1805 (-1676)
Тип залежи	пластовый сводовый, тектонически нарушенный и экранированный	пластовый сводовый, литологически ограниченный, тектонически нарушенный и экранированный
Тип коллектора	терригенный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	3259.61)	4487.71)	7005.31)	1185.81)
Средняя общая толщина, м
Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщ. толщина, м	34.41)	7.51)	9.71)	4.11)
Коэффициент пористости, доли ед.	0,128	0,133	0,155	0,164
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,88	0,82	0,82	0,87
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,88	0,77	0,79	0,88
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,88	0,77	0,79	0,88
Проницаемость (по керну), мкм2	0,144	0,025	0,024	не исслед.
по ГДИ	0,059	0,041	0,007	не исслед.
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,47	0,13	0,13	0,14
Расчлененность	16,6	5,5	5,6	4,8
Начальная пластовая температура, оС (на уровне)	47,5 (-1852 м)	47,5 (-1852 м)	47,5 (-1852 м)	н.д.
Начальное пластовое давление, МПа (на уровне)	20,5 (-1852 м)	20,5 (-1852 м)	20,5 (-1852 м)	н.д.
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,15	3,17	3,12	6,742)
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,743	0,733	0,767	0,8232)
Плотность нефти в поверхн. условиях, т/м3	0,839	0,836	0,843	0,8632)
Абсолютная отметка ВНК, м	-1852	-1852	-1852	н.в.
Объемный коэффициент нефти, доли ед	1,303	1,282	1,230	1,1012)
Содержание серы в нефти, %	0,64	0,73	0,73	1,042)
Содержание парафина в нефти, %	9,81	13,8	5,97	5,22)
Давление насыщения нефти газом, МПа	19,0	13,54	14,1	3,22)
Газовый фактор, м3/т (начальные условия)	160,8	123,1	124,0	35,12)
Газовый фактор, м3/т (текущие условия)	73,4	123,1	124,0	35,12)
Содержание сероводорода, %	отсут.	отсут.	отсут.	отсут.
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,693)
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,11
Сжимаемость, 1/МПа×10-5
нефти (пласт. усл)	174,5	157,0	135,0	135,04)
воды	-	-	-	-
породы	-	-	-	-
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,589	0,576	0,576	0,5764)
Примечания:	1) - согласно протоколу ГКЗ Роснедра №2211 от 19.05.2010 г.
	2) - проба нефти непредставительная
	3) - значение расчётное
	4) - по аналогии с залежью D3dzr

 

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов