Геолого-физическая характеристика месторождения

Вынгапуровское нефтегазовое месторождение открыто в 1968 году как газовое, а в ходе дальнейших разведочных работ переведено в разряд газо­нефтяных. С 1982 года месторождение находится в промышленной разра­ботке. За эти годы из его недр добыто более 23000 млн.тонн нефти.

Промышленно-нефтеносными на Вынгапуровском месторождении яв­ляются отложения юры и нижнего мела, основными объектами для разра­ботки являются залежи горизонтов БВ₅, БВ₆, БВ_{8(основной)}, БВ_{8 (юг)}, ЮВ₁, ЮВ₂. На сегодняшний день в разработке находятся залежи пластов БВ₁, БВ_8(юг), БВ₈ (основной), единичные скважины (разведочные и оце­ночные) эксплуатируют горизонт ЮВ₁, объект БВ₅ является возвратным (после отработки скважин по горизонту БВ6) и эксплуатируются также еди­ничными скважинами (в основном совместно с БВ₆).

Пласт БВ₈ (основной). Продуктивный горизонт БВ₈ является основным объектом разработки. Основная залежь пласта БВ₈ расположена в север­ной части месторождения. Отмечается уменьшение нефтенасыщенных толщин пласта БВ8 (осн.) в северо-западном и восточном на­правлениях вплоть до пол­ного замещения пород-коллекторов глинами.

Пласт БВ₈ имеет линзовидно-локальный харак­тер распространения кол­лекторов, что было выявле­но в результате геолого-раз­ведочных работ, а также данных эксплуатационного бурения. Однако установ­лено расширение площади нефтеносности в северо­восточном направлении. Особенностью строения основной залежи горизонта БВ_{8 (осн.)} является высокая расчле­нённость пород коллекторов, линзовидность, невыдержан­ность песчано-глинистых тел. Еще одной особенностью объек­та БВ_{8 (осн.)} является наличие газовой шапки в сводовой части поднятия, экранированной на за­паде зоной замещения коллекто­ров глинистыми породами, ГНК, принятый для подсчета запасов на а. о. минус 2520 м. Положение ВНК принято по отметке минус 2811 (скв.187р) в северо-восточной части залежи. Среднее значение пористости оценивается в 19,6%, проницаемости - 0,085 кв.мкм.

Пласт БВ₆ разрабатывается с использованием девятиточечной системы с плотностью сетки 25 га/скв. Для пласта БВ_{8 (юг)} при­менена обращенная семиточеч­ная система, с уплотнителем до12,5 га/скв. в пределах семи- и пятиметровойизопахиты.

Пласт БВ_{8 (осн.)} разделен согласно геологическим особенностям строения и кондиционности запасов условно на пять участков: центральный, северный, южный, западный и район 50 р. Северный участок разрабатывается по блочной трехрядной системе, до­полнительно разбуривается стягивающим рядом. Плотность сетки составляет 14,3 га/скв.; центральный участок разрабатывается по девятиточечной системе, с уплотнением сетки скважин до 12,5 га/скв., с постепенным переходом к пятиточечной, западный и южный участки разрабатываются по девятиточечной системе с плотностью 25 га/скв., залежь в

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

районе скважины 50р разрабатывается с использованием приконтурного и очагового за­воднения, плотность сетки 12,5 га/скв.

Пласты БВ₅, ЮВ₁ находятся в опытно-промышленной эксплуатации и разрабатываются единичными скважинами, поэтому система разработ­ки на этих объектах еще не сформирована. С начала разработки на место­рождении добыто 23,380 млн. тонн нефти, что составило 44% от утвержден­ных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,21%.

Закачка воды в пласт на месторождении ведется с 1984 года. Всего закачано 56249,9 тыс. куб. м воды, накопленная компенсация составила 112,6% при средней приёмистости 108 куб. м/сут. Средневзвешенное плас­товое давление по пластам составило БВ₆ - 244,4 атм., БВ_{8 (юг)} - 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно - 247 атм., 270 атм., 280 атм.

За счет проведения современных методов повышения нефтеотдачи до­быто 4937,8 тыс. тонн нефти.

Западно-Сибирская плита имеет гетерогенный фундамент, перекрытый чехлом платформенных мезозойско-кайнозойских отложений. Мощность платформенных отложений достигает 3,5 – 4 км в центральной части, и 8 – 10 км – на севере плиты.

Вынгапуровское газонефтяное месторождение расположено к северу от Нижневартовского свода в пределах южной части Верхне-Пурпейскогомегавала.

Разрез платформенного чехла месторождения изучен, начиная с полиозоя и завершая четвертичным отложениями. Палеозойские отложения вскрыты скважиной №141, пробуренной объединением “Ноябрьскнефтегаз” в 1983 г.

Максимальная вскрытая мощность осадочных пород составляет 3422 м (скв.№32).

Стратиграфическое расчленение разреза производилось с учетом унифицированной стратиграфической схемы.

Палеозой – отложения палеозойского возраста на Вынгапуровском месторождении вскрыты разведочной скважиной №141. Кровля палеозойских отложений находится на глубине 3550 м.

Юрская система на Вынгапуровском месторождении имеет двучленное строение. Породы нижнего и среднего отделов юры представлены континентальными отложениями тюменской свиты, верхняя юра представлена отложениями морского генезиса.

Тюменская свита имеет повсеместное распространение и представлена переслаиванием аргиллитов темно-серых массивных, плотных алевролитов и песчаников кварцевых, мелко- и среднезернистых, низко пористых, с включением слюды, растительных остатков и конкрециями пирита.

Васюганская свита – подразделяется на две части: нижнюю – существенно глинистую, и верхнюю – глинисто-песчаную. К песчаникам верхней части Васюганской свиты, приурочены нефтеносный пласт ЮВ₁ представленный чередованием песчаников серых, мелко- и среднезернистых и аргиллитов. В породах встречаются обуглившиеся растительные остатки фауна аммонитов и фораминифер, включения пирита. Мощность отложения 60 - 80 м.

Георгиевская свита, – представлена темно-коричневыми битуминозными аргиллитами. Толщина от 2 до 5 м.

Баженовская свита. Отложения этой свиты, представлены аргиллитами битуминозными, черного и темно-коричневого цвета, хорошо отмученными с ровным изломом, местами встречаются примеси карбонатного материала пирит в рассеянном виде, отпечатки аммонитов. Мощность этих отложений коле блица от 17 до 40 м.

Меловая система. Отложения этой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижний отдел – на изучаемой территории нижнемеловые отложения развиты повсеместно и представлены осадками верхней части баженовской свиты, породами мегионской и вартовской свит, а также низов покурской свиты.

Мегионская свита, представлена толщей, согласно залегающей на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, и аргиллитов. Песчаники серые, полимиктовые, среднезернистые с глинистым пигментом. Ачимовская толща характеризуется невыдержанностью. Мощность ее на Вынгапуровском месторождении изменяется от 0 до 90 м.

К песчаникам мегионской свиты, приурочены нефтеносные пласты группы БВ.

БВ₆ повсеместное распространение по всей изучаемой территории. Продуктивный основной горизонт БВ₈ распространен по восточному склону Вынгапуровского поднятия и восточной части Южной Вынгапуровской площади. Пласт БВ₉ имеет ограниченное распространение с преимущественным развитием в восточном направлении.

Верхний мел представлен континентальными породами верхней части покурской свиты и морскими образованьями кузнеповской, березовской и ганькинской свит.

Четвертичная система – район характеризуется наличием мощной толщи осадков четвертичного возраста, представленной аллювиальными, озерно-аллювиальными, ледниковыми, а также современными отложениями.

Нефтеносность пласта ЮВ₅ выявлена скважиной 2894 Северо-Вынгапуровского участка месторождения. Общая толщина пласта – 42,4м, эффективная нефтенасыщенная – 4,8м.

Залежь пластовая, структурно-литологическая, приурочена к юго-восточному крылу куполовидной структуры, в своде которой пробурена скважина 179Р. Размеры залежи незначительны: 2,3 * 0,8 км, высота – 20м. С севера залежь ограничена замещением коллектора, с юга – ВНК, принятым на абсолютной глубине – 3063м (ГеоНАЦ).

Залежь ЮВ₂ вскрыта в районе скв.114-Р, скв.2885 Северо-Вынгапуровского участка и в районе скв. 96-Р.

Залежь пласта ЮВ₂, выявленная в среднеюрских отложениях по результатам бурения скв.114-Р, приурочена к локальному поднятию в пределах замкнутой изогипсы минус 2850м. Общая толщина пласта – 17,5м, эффективная – 5,6м, эффективная нефтенасыщенная – 4м. Пласт представлен песчаниками в кровле, глинами и алевролитами - в подошвенной части.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

Коллектор поровый (Кпор. принят 0,17, Кпр.=0,017, Кнг=0,57). Залежь пластовая, сводовая размерами 8,3 х 7 км и высотой 10м. ВНК принят на абс.отметке минус 2826,2м. Пласт охарактеризован керном. В керновом материале - алевролит серый, мелкозернистый, средне сцементированный без признаков нефти и песчаник серый, мелкозернистый, слабосцементированный со слабым запахом углеводородов на свежем сколе. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости невысоки: пористость в пределах 14-16%, проницаемость 0,5-2,6мД. Общая толщина пласта – 16м, эффективная – 10,2м. Залежь пластово-сводовая, ограничена ВНК, принятым на абсолютной глубине -2920м.

Пласт ЮВ₁ представлен несколькими верхнеюрскими залежами. Наиболее изучены и находятся в разработке западная и восточная залежи. Западная залежь выявлена в 1974г. скважиной 41-Р на абс.глубине минус 2784м.

Залежь пластовая, сводовая в пределах замкнутой изогипсы минус 2790м. ВНК принят на абс.отметке минус 2785м. Коллектор поровый.

Восточная залежь открыта в 1988г. по результатам бурения и испытания разведочных скважин 115Р, 115бисР, 116Р и приурочена к локальному суб - меридиональному поднятию, оконтуренному изогипсой минус 2970м. Абсолютные отметки изменяются от минус 2923м в скв.2041 до минус 2968,6м в скв.128Р. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1м (скв.128Р) до 4,6м (скв.121Р). Скважиной 131Р, к северу от зоны развития залежи ЮВ₂, так же выявлена залежь пласта ЮВ₁₁², вскрывшая нефтенасыщенный коллектор толщиной 4,4м. Залежь приурочена к небольшой по площади линзе песчаников.

Одним пропластком ЮВ₁¹ представлены залежи пласта в районах скважин 300 и 249, при испытании которых получены незначительные притоки нефти. Залежь представляет собой литологически ограниченную линзу, вытянутую в субмеридиональном направлении и погружающуюся к югу от отметки минус 2870м до отметки минус 2930м. Ожидаемые эффективные нефтенасыщенные толщины – 2…4м.

В северной части Вынгапуровского месторождения разведочной скважиной 178Р вскрыта нефтяная залежь пласта ЮВ₁¹, подтвержденная затем скважинами 177Р и 179Р. Вскрытая залежь пласта ЮВ₁¹ относится к пластово – сводовому типу, имеет размеры в плане 2,5 –9 * 11 км, высоту 27м и вскрыта разведочными скважинами на абсолютных глубинах от минус 2921 (скв.179Р) до минус 2946м (скв.177Р). Эффективная толщина пласта не превышает 7м, нефтенасыщенная – 2,6…5,8м. Скважиной 177Р вскрыт водонефтяной контакт на абс.отметке минус 2949м. Залежь пласта ЮВ₁¹ приурочена к зоне аномально – высоких пластовых давлений и по характеру насыщения является переходной от ефтяныхк газоконденсатным, что подтверждают данные испытания разведочных скважин 178Р и 179Р.

Нефтеносность пласта ЮВ₁¹ выявлена так же скважиной 96Р. Залежь пластово-сводовая, литологически ограничена с юга. ВНК принят на абсолютной глубине –2846м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

Пласт ЮВ₁² в районе Сев.-Вынгапуровского участка вскрыт на глубинах 3026-3084,4м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,4…3,8м. В скв.179Р, по ГИС, пласт нефтенасыщен.

В районе разведочной скважины 245р выделены нефтеносные пласты в ачимовской толще – Ач_ll и Ач_lll.

Продуктивный горизонт БВ₈ является основным объектом разработки, в его составе можно выделить продуктивные пласты БВ₈¹,БВ₈², БВ₈³, имеющие дискретное развитие. В качестве эксплуатационного объекта пласт БВ8 принят в целом.

Залежь моноклинально погружается с Ю_З на СВ от абс.отметки минус 2500 до абс.отм. минус 2900 и приурочена к северо – восточной переклиналиВынгапуровского поднятия.

Литологически пласт неоднороден и невыдержан, как по площади, так и в разрезе. Нефтенасыщенные толщины уменьшаются в северо – западном и восточном направлениях вплоть до полного замещения коллекторов непроницаемыми породами. Линзовидно – локальный характер распространения коллекторов подтверждает большой накопленный фактический материал и опыт разработки месторождения. Площадь нефтеносности расширяется в северо – восточном направлении. Северной части характерны большие нефтенасыщенные толщины (до 26,2м), чем южной (до 13,5м).

Особенностью объекта является наличие газовой шапки в верхней части поднятия, экранированной на западе зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Первооткрывательницей газовой залежи явилась скв.34Р.

В отдельную залежь выделена и южная часть развития пласта БВ₈. Южная залежь приурочена к пластам БВ₈¹ и БВ₈², имеет сложное структурно – литологическое строение и невысокие коллекторские свойства. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 4,3м..

В процессе бурения и освоения скв.114Р открыта залежь пласта БВ₇. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 4,6м. Залежь пластовая, сводовая, субмеридионального простирания размерами 10 х 3км и высотой 22м. ВНК принят на абс.отметке минус 2402м. Залежь в разработку не вовлечена.

Промышленная нефтегазоносностьпласта БВ₆ установлена в процессе испытания скв.34Р в 1974 г.. Выявленная залежь пласта определялась как пластовая, сводовая размерами 22 х 14 км при высоте 40м с ВНК на абс. отметке минус 2368м.

Анализ сейсмических материалов, результатов бурения и ГИС дают основание заключить, что залежь пласта БВ6 приурочена к системе гидродинамически не связанных, выклинивающихся линз с низкими коллекторскими свойствами, являющимися результатом унаследованного блочно – разломного строения, что и обусловило наличие обширных водонефтяных зон с различными уровнями ВНК.

Залежь пласта БВ₅ выявлена по результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин и приурочена к моноклинальному склону, погружающемуся в восточном направлении от абс. отметки минус 2330м. Залежь литологически экранированная. Пласт разрабатывается совместно с пластом БВ₆.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

В скв.138Р выделен пласт БВ₂⁰ в районе развития пласта БВ₆ в виде разобщенных непроницаемыми породами линз значительно различающихся по площади в плане, высоте залежей и уровня ВНК. Абсолютные отметки кровли в пределах минус 2190 до минус 2241м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – от 1,2 до 7,0 м. Скважиной 138Р вскрыта наибольшая в плане линза с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами. В указанной скважине эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5,8м.

Пласт БВ₂² по ГИС интерпретировался как водонасыщенный, однако, отмечающиеся повышенные показания индукционного каротажа в интервале 2508-2513 м, дали основания для проведения испытания.

В результате исследований скважины 114Р выявленанефтегазоносностьпластов группы АВ.

В результате исследований эксплуатационной скважины 4457 выявлена газоконденсатная залежь пласта АВ₁₁². Залежь пластово-сводовая, размерами в контуре газоносности 2,5х3км, высота – 13м. ГВК принят на абсолютной глубине – 2123м.. Эффективные газонасыщенные толщины – порядка 8-10м.

По результатам испытания скв.114Р выявлена газовая залежь пласта АВ₇². Залежь пластово-сводовая, размерами в пределах контура ГВК 2,3х2,5км. ГВК принят на абсолютной глубине –1872м.

Залежьпласта АВ₅¹ приурочена к своду небольшой линзовидной структуры размерами 4х2,5км в пределах изогипсы минус 1800. Залежь пластово-сводовая, с севера ограничена литологически, с остальных сторон – ВНК, принятым на абс. глубине минус 1801,3м, высота – около 10м. Над залежью присутствует газовая шапка, ГНК - на абсолютной глубине –1798,5м.

Залежь пласта АВ₂¹ пластово-сводовая, в пределах контура ВНК имеет размеры 3,8х6км. Высота залежи – 20м. В кровле присутствует небольшая газовая шапка.

Исследования скважины 114Р выявили так же залежи нефти с сопутствующими газовыми шапками в пластах группы ПК, в плане соответствующие нижележащим залежам пластов АВ.

Залежь пласта ПК₂₂² приурочена к сводовой части структуры размерами в контуре ВНК 6х4км. На небольшом участке с юго-запада залежь имеет литологическое ограничение. ВНК принят на абсолютной глубине –1520м.

Пласты группы ПКшироко представлены геофизическими исследованиями вскважинах 410р, 119бис и 114р. Керном охарактеризованы пласты ПК₂₁, ПК₂₂, ПК₂₃ (скв.410р).. Керн представлен стандартным терригенным комплексом пород без признаков насыщения.

Залежь пласта ПК₂₁ так же относится к пластово-сводовому типу, в пределах контура ВНК имеет размеры 3,8х5,9м, высота – около 20м.

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

2.2Состав и свойства пластовых флюидов

 

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин, исследование их проводилось методом газожидкостной хроматографии на приборах типа ХРОМ-5. Отбор нефти производился из пластов БВ₆, БВ₈ и БВ₉.

На основании выполненных исследований следует, что характер изменения физических свойств нефти является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежи возрастает пластовое давление и температура. Нефть всех пластов недонасыщенных газом, давление насыщения их ниже пластового и в среднем по пластам, изменяется в диапазоне от 11 до 30 МПа.

Из разрабатываемых пластов наиболее легкие газонасыщенные нефти в залежи БВ₆, газосодержащие высокое: в среднем 328 м³/т, давление насыщения по пласту меняется от 9 до 21 МПа. Нефти всех пластов легкие (молекулярная масса 77-108), молярная доля метана в них составляет 3,8-35%.

Для нефти пластов БВ₆ и БВ₈ характерно преобладание нормального бутана и пентана над изомерами, в нефти пласта БВ₉ их соотношение близки к единице. Газированной нефти составляет 8,6-18,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, молярная доля метана составляет всего 48,76-58,2%, плотность 1,366-1,267 кг/м³, отношение этана к пропану меньше 1 (0,4-0,8), что типично для газовых нефтяных залежей. Содержание двуокиси углерода незначительно, азот не превышает 1,2%.

Нефти всех исследованных пластов малосернистые, с содержанием фракций до 350С, больше 55%, парафинистые, температура насыщения нефти парафином – 15-46 ^оС, мало сернистые, маловязкие, легкие. Значительное содержание парафина в нефти Вынгапуровского месторождения создает определенные трудности в процессе эксплуатации скважин (образование пробок).

Интенсивнаяпарафинизация оборудования обусловлена одновременным влиянием нескольких факторов, способствующих отложения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО):

- обширной толщей залегания многолетнемерзлых пород;

- невысокими дебитами по нефти;

- физико-химическими свойствами нефти.

Образование АСПО на промысловом оборудовании приводит к снижению производительности и нарушению нормальной работы скважин. Интенсивное образование АСПО наблюдается в интервале 800 м – устье. Однако отложения наблюдаются и на глубинах 1100-100 м. анализ температурного режима по стволу скважины совместно с данными физико-химической характеристики АСПО показывает, что температурные условия в скважинах благоприятны для образования отложений и на больших глубинах.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИНГ(филиал)ТюмГНГУ.131000.ЭОПбзс-12-1.ПЗ

Пластовые воды месторождения аналогичны водам других месторождений Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Общая минерализация увеличивается сверху вниз от 10-13 г/л (Покурская свита) до 50-60 г/л (юрские отложения). Отмечается несколько повышенное содержание гидрокарбонатов в водах продуктивных пластов (10-13 мг экв/л), что несет потенциальную возможность выпадения карбонатных осадков при эксплуатации обводненных скважин.