Отчёт по практике в ОАО ''Славнефть-Мегионнефтегаз''

Репер «С» выделен  в аргиллитовой перемычке, разделяющей пласты песчаников на БВ₄ и БВ₅. Он представляет собой небольшой по мощности пласт известняков, хорошо выраженный на электрокаратажных диаграммах высоким кажущимся сопротивлениями.

Следует отметить, что  репер «С» также хорошо выделяется и на всех остальных площадях Вартовского свода.

Наиболее значительным по площади являются Южно-Мегионское поднятие, оно характеризуется асимметричным  строением с крутым западным и более пологим восточным крыльями. Размеры поднятия 14 Х 9 км.

Центральное поднятие меньше по размерам (6,5 Х 3,5км) характеризуется крутым северо-восточным и более пологим юго-западным крыльями.

Третье поднятие, Северное, намечается в районе скважины №29 и, по-видимому, будем иметь северо-восточное юго-западное простирание. Это поднятие не оконтуривается изогипсами, из-за отсутствия пробуренных скважин и остается не замкнутым.

Все три поднятия отделены друг от друга небольшими прогибами.

Амплитуды поднятий соответственно равны: 30м, 14м и 20м.

На Мегионской структуре (Южное, Центральное и Северное поднятия) наблюдаются совпадения структурных планов по всем стратиграфическим подразделениям и закономерное увеличение углов падения крыльев с глубиной.

 

 

 

1.3. Основные параметры пласта (горизонта).

 

1.3.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность и газонасыщенность.

 

Исследования  коллекторских свойств продуктивных отложений проведены в специализированных лабораториях с использованием общепринятых методик: проницаемость – фильтрацией газа в модернизированной установке ГК-5, пористость – методом насыщения (по Преображенскому). В связи с отсутствием скважин, пробуренных на растворе с нефтяной основой, остаточная водонасыщенность прямым методом не определялась. При оценке связанной воды применялся метод центрифугирования.

Разновозрастные горизонты Мегионского месторождения  существенно различаются по ресурсам нефти, характеру распространения  коллекторов по площади и разрезу. По основной залежи горизонта БВ₈ плотность определений пористости составляет более четырёх анализов на метр эффективной мощности изученных скважин (42 скважины), проницаемости и остаточной водонасыщенности – около двух анализов.

Горизонты ЮВ₁ и ЮВ_1-2 изучены соответственно шестью и 22 скважинами. По пласту Б₁₀ определения коллекторских свойств отсутствуют.

Изучение  гранулометрической характеристики пород  продуктивных пластов показало, что  в горизонте БВ₈ породы обычно имеют больше песчаной и меньше глинистой фракций, они лучше отсортированы, медиальных зёрен больше по сравнению с породами горизонтов АВ_1-2. Лучшими литологическими свойствами в горизонте БВ₈ обладают породы пласта БВ₈² , а в горизонте АВ₂ – породы пласта АВ₂².

Открытая  пористость пород горизонта БВ₈ определялась по 2286 образцам керна. Она изменяется обычно от 16 до 26 %, в среднем – 21,1 %. Анализ данных по пористости в отдельных пластах показывает, что пористость пород пласта БВ₈² несколько выше, чем пласта БВ₈¹, так в пласте БВ₈² породы с пористостью от 21 до 23 % составляют 42 %, а в пласте БВ₈¹ – 34 %. Пористость пласта БВ₈³ изучена только в семи скважинах, которые расположены в южной и юго-западной частях Южно-Мегионского поднятия. Четвёртая часть пласта по этим скважинам характеризуется повышенной пористостью, в связи с этим и среднее значение пористости пласта оказывается несколько больше, чем в выше залегающих пластах.

Анализ распределения  пород по проницаемости в основных продуктивных пластах горизонта  БВ₈ показал, что в пласте БВ₈¹ более распространены коллекторы IV класса, а в БВ₈² – III класса. Породы с пониженной проницаемостью (менее 10 мД) занимают 30% пласта БВ₈¹, а в пласте БВ₈² их в 10 раз меньше. Наоборот, коллекторы с более высокой проницаемостью (I-III класса) составляют две трети пласта БВ₈² и только третью часть пласта БВ₈¹. В связи с этим, средняя проницаемость пласта БВ₈² почти в 2 раза выше, чем пласта БВ₈¹, что объясняется их лучшей гранулометрической характеристикой.

По горизонту  БВ₈ проницаемость определена методом восстановления давления по 67 скважинам. Кривые строились в координатах P – lg t, обрабатывались без учёта притока жидкости в скважину после её остановки. Для определения проницаемости брались скважины безводные и с количеством воды в продукции до 15%.

Полученные значения проницаемости изменяются в пределах 0,001-0,917 Д, составляя в среднем 0,259 Д.

По результатам данных анализов керна (30 кернов из шести скважин) пласт БВ₈³ характеризуется самой низкой проницаемостью (94 мД) по отношению к пластам БВ₈^1-2. Учитывая сложное строение пласта БВ₈³, для достоверной характеристики его параметров данных недостаточно.

Остаточная водонасыщенность горизонта БВ₈ исследовалась по 486 образцам из 26 скважин. Основная часть продуктивного горизонта (около 30%) характеризуется содержанием связанной воды от 20 до 40%. Среднее значение – 31%.

В соответствии с проницаемостью, меньшей остаточной водонасыщенностью  характеризуются породы пласта БВ₈², большей - БВ₈³.

В целом лучшие коллекторские свойства имеет средняя, худшие – нижняя часть горизонта  БВ₈.

По горизонту  ЮВ₁ коллекторские свойства изучены только в 6 скважинах по ограниченному количеству анализов. Открытая пористость горизонта изменяется от 10 до15 %. Среднее значение имеет 13,2 %. Проницаемость образцов изменяется от долей до 3 мД. Низкие коллекторские свойства согласуются с литологическими особенностями. Так, медианный размер зёрен этих пород в среднем равен 0,08 мм, а отсортированность - 5,8, тогда как в БВ₈ эти значения равны соответственно 0,13 и 1,65 мм. Для более детального изучения коллекторов неоднородного по строению горизонта ЮВ необходимо количество исследованных скважин увеличить в 2-3 раза.

По пласту АВ₂² открытая пористость большинства пород изменяется в узком диапазоне: более 80% пород характеризуется пористостью от 21% до 25%. Среднее её значение составляет 22,9 %. При этом в нефтеносной части пласта средняя пористость практически такая же, что и в водоносной. По имеющимся анализам кернов на большей части площади пласта АВ₂² развиты преимущественно коллекторы III класса, и только на юге, в районе скважин 543б,512,520 выделяется участок коллекторов IV класса. Следует отметить, что десятая часть мощности пласта обладает повышенной проницаемостью (от 500 до 800 мД).

 Проницаемость  в среднем равна 174 мД, а для  нефте- и водоносной 

частей соответственно 142 и 181 мД. Остаточная водонасыщенность изменяется обычно от 20 до 50 %, в среднем остаточная вода занимает третью часть порового объёма пород.

Открытая  пористость по пласту АВ₂¹ исследована по 200 образцам, в нефтеносной части на метр исследованной мощности приходится более четырёх анализов. Величина пористости и её распределение близки к параметрам пласта АВ₂².

По проницаемости  большая часть пород пласта АВ₂¹ относится к коллекторам III и IV классов. Однако, в отличие от пласта АВ₂², коллекторов II класса только 1% (в АВ₂² их 10%) и десятая часть исследованных образцов имеет проницаемость менее 10 мД (в АВ₂² их только 3%). Вследствие этого средняя проницаемость пород пласта АВ₂¹ значительно ниже, чем в АВ₂²,соответственно 118 и 174. Водоносная часть пласта имеет проницаемость (69 мД) в 2 раза меньшую, чем нефтеносная. Остаточная водонасыщенность пласта АВ₂¹, изученная по 45 образцам керна, составила 36,1%.

Пласт АВ₁³ является наиболее выдержанным по площади. Открытая пористость пород пласта изучена по 67 образцам из 9 скважин. Пористость и проницаемость пласта АВ₁³ ниже, чем пластов горизонта АВ₂ и составляют, соответственно 21,5% и 32 мД. Коллекторы с проницаемостью от 10 до 90 мД составляют 60% всей толщи. Четвёртая часть пласта имеет очень низкую проницаемость, равную 3 мД. Высокое значение остаточной водонасыщенности – 47% (определённое по пяти образцам), согласуется с низкой проницаемостью.

 

 

1.3.2. Толщины пластов (горизонтов).

 

Статистические  характеристики общей и эффективной  толщин пластов Мегионского месторождения вычислялись на ЭВМ с помощью геолого-промыслового комплекса ГЕОПАК.

 

Пласт ЮВ₁¹ по данным бурения 13 скважин состоит из двух-трёх пропластков толщиной 1-4 м. Наибольшей нефтенасыщенной толщиной 8-11 м характеризуется южная часть залежи, северное крыло представлено пластом с нефтенасыщенной толщиной 1-2 м.

Пласт БВ₁₀ имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 3,2 м, в том числе 7,1 м по чисто нефтяной и 2,4 м в водонефтяной зоне залежи.

Горизонт  БВ₈ представлен тремя продуктивными пластами БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³.

Пласт БВ₈³ неоднороден по строению, часто замещается непроницаемыми прослоями, представлен чередованием слабопроницаемых прослоев толщиной 0,8-1 м. Средняя нефтенасыщенная толщина – 3,0 м.

Пласт БВ₈² характеризуется повсеместным распространением и отделён от пласта БВ₈³ глинистым разделом 2-8 м, но эффективная толщина колеблется от 6 до 12 м, составляя в среднем 10,2 м. В зонах слияния с другими пластами суммарная эффективная толщина от 10 до 21 м.

Пласт БВ₈¹ отделяется от основного пласта не по всей площади. Глинистый раздел между пластами развит в северной половине Южно-Мегионского поднятия. Толщина раздела достигает местами 5 м, составляя в среднем 2 м. На некоторых участках происходит полное замещение глинистого раздела песчаниками и слияние пласта БВ₈¹ с пластом БВ₈² (район скв.№19,712).

Пласт АВ₁³ наиболее выдержанный из пластов группы АВ на Мегионском месторождении. Эффективная толщина пласта 1-4 м и лишь в единичных скважинах 5 и более метров.

Пласт АВ₂¹ характеризуется неповсеместным распространением, эффективная толщина пласта изменяется от 1 до 13 м.

Пласт АВ₂², сравнительно хорошо выдержан по площади, за исключением отдельных участков замещения глинистыми породами. Эффективная толщина изменяется в широких пределах. Максимальная толщина пласта достигает 20 м.

1.4. Свойства пластовых жидкостей и газов.

 

1.4.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.

 

Давление  насыщения по пластам изменяется незначительно 8-10 МПа; газосодержание не превышает средние значения для пластовых нефтей. Молярная доля метана в пластовой нефти залежи БВ₈ (табл.1.) составляет 22,86 %.

Отношение этана  к пропану меньше единицы, что  является традиционным для большинства  западно-сибирских нефтей.

Молекулярная  масса пластовой нефти составляет 134. Нефтяной газ достаточно лёгкий. Суммарное количество пропан-бутановой фракции в газе достигает 23,96 %.

Дегазированные  нефти пласта АВ₂  средней плотности, маловязкие, смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350`С больше 45 %, технологический шифр нефтей пласта АВ₂ – II П₂ Т₁.

Нефти пласта БВ₈ (табл.2.) лёгкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые с выходом фракций до 350`С больше 45 %, технологический шифр нефтей – II П₂ Т₁.

Нефти пласта ЮВ₁ лёгкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, малосернистые с выходом фракций до 350`С больше 45%, технологический шифр нефтей пласта ЮВ₁ – I П₂ Т₁

 

 

 

Компонентный  состав нефтяного газа, разгазированной  и 

пластовой нефти (молярная концентрация, %)

ПЛАСТ БВ₈

 

Таблица 1.

 

 

Компоненты	Газ, выделившийся из нефти  при однократном разгазировании при С.У.	Смесь газа многоступенчатого  разгазирования при условиях сепарации	Нефть разгазированная  однократно в С.У.	Нефть, после многоступенчатого  разгазирования при условиях сепарации	Пластовая нефть
СО2 N2 СН4 С2Н6 С3Н8 i- С4Н10 n- С4Н10 i- С5Н12 n- С5Н12	0.22 1.49 61.83 5.76 13.01 3.02 7.93 2.25 2.58	0.25 1.64 75.78 6.48 9.32 1.49 3.24 0.61 0.71	- - 0.08 0.12 1.45 0.90 3.15 2.15 3.58	0.01 0.00 0.13 0.58 4.38 1.94 6.04 2.92 4.44	0.08 0.55 22.86 2.20 5.71 1.68 4.90 2.19 3.22

 

 

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной  нефти.

ПЛАСТ БВ₈

 

Таблица 2.

 

Наименование			Количество исследованных  скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
Плотность, кг/м3			16	836,0-856,0	846,2
Вязкость, мПа*с при  температуре, С`		20	16   16	4,5-8,0   2,3-3,3	5,6   2,8
		50
Температура застывания, С`			9	-23,0 - -10,0	-17,9
Молекулярная масса, кг/кмоль			11	173,0-211,0	187,5
Температура насыщения  нефти парафином, С`			16	14,7-33,2	24,5
Массовое содержание, %	Серы		16   16 15 16	0,7-1,7   3,3-12,3 0,5-2,1 1,3-4,4	1,0   5,4 1,3 2,4
	Смол селикагелевых
	асфальтенов
	парафина
Объёмное содержание фракций, % при температуре, С`		100	9 16 16 16	4,5-9,0 13,5-21,0 26,5-32,0 48,8-55,5	7,2 17,8 29,1 50,8
		150
		200
		300