АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ОТРАДНИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (Республика Саха (Якутия))

1 ...

Залегает на чарской свите и перекрывается метегерской свитой.Средний кембрий (e2)Амгинский ярусМетегерская свита (e2mt) представлена переслаиванием светло, темно-серых с желтоватым, зеленоватым оттенками доломитов, участками глинистых, загипсованных, редко известняков с прослоями мергелей и аргиллитов.Толщина отложений в пределах месторождения 105 -115 м. Свита согласно залегает на ичерской свиты и с перерывом перекрывается свитами верхоленской серии.Средний - верхний кембрий (е2-3) Майский ярус - аксайский ярусыВерхоленская свита с перерывом залегает на отложениях метегерской свиты. Сложена мергелями, доломитами, известняками, аргиллитами и алевролитами. Породы окрашены в пестрые зеленовато-серые и красновато-бурые тона. Загипсованы. Имеет характерную промыслово-геофизическую характеристику - высокие значения естественной радиоактивности, низкие значения КС и НГК.Толщина свиты 190-275 м.Ордовикская системаНижний отдел. На отдельных участках площади закартированы отложения нижнего ордовика. Они представлены серыми водорослевыми доломитами. Встречаются прослои карбонатных кварцевых песчаников. Максимальная толщина 50-60 м.Юрская системаНижний отдел. Отложения встречаются в районе месторождения и представлены укугутской свитой нижней юры, сложены песками, песчаниками, глинами, конгломератами, галечниками. Толщина укугутской свиты 20-30 м.Четвертичная системаЧетвертичные отложения представлены аллювиальными суглинками, песками и галечниками различного петрографического состава. На площади четвертичные отложения имеют ограниченное распространение и, в основном, приурочены к пониженным участкам рельефа. Толщина четвертичных отложений не превышает 10 м.Магматические породыПластовые интрузии основного состава встречаются на исследуемой территории и приурочены к чарской свите.Представлены они габро-долеритами, диабазами темно-серого цвета с зеленоватым оттенком. Толщина трапповых тел изменяется от 12 до 32 м.Таблица 1.3 - Стратиграфический разрез Отраднинского ГКМ на примере скважины 314-2 1.5 Газонефтеносность месторождения Согласно существующей схеме нефтегазогеологического районирования территории Отраднинское месторождение находится в Предпатомской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской провинции (см. рис. 1.2). Впервые нефтегазоносность района была доказана в 1971 году.Перспективы нефтегазоносности района связываются с рифейскими, вендскими и нижнекембрийскими образованиями. Месторождения нефти и газа в рассматриваемом районе являются в основном двух-трех залежными. Залежи и проявления нефти и газа установлены на нескольких стратиграфических уровнях. Это - бетинчинская и хоронохская свиты (вилючанский горизонт), бесюряхcкая свита, харыстанская свита (харыстанский горизонт), сералахская свита (бысахтахский горизонт), телгеспитская толща (телгеспитский горизонт), кудулахская свита, юряхская свита (юряхский горизонт). Практически все выявленные залежи имеют сложное строение независимо от литологического состава пород и типов ловушек, как антиклинального, так и комбинированных, с элементами литологического и тектонического экранирования. При рассмотрении истории формирования залежей учитывалось, что на начальных этапах генерации и миграции углеводородов перспективные толщи были менее плотными и обладали более высокими коллекторскими свойствами. Это создавало условия для более широкой миграции углеводородов с юго-востока (из осевой зоны Предпатомского прогиба) на северо-запад, в направлении регионального подъема пород в сторону Непско-Ботуобинской антеклизы. В последующие периоды активизации тектоники, существенную роль приобрели вторичные процессы перекристаллизации, засоления и уплотнения пород, происходившие на фоне дезинтеграции пород в зонах дизъюнктивных нарушений и складкообразования. Многочисленные дизъюнктивные тектонические нарушения, с одной стороны, играют положительную роль, создавая дополнительные условия для латерального экранирования залежей углеводородов. С другой стороны, расчленяют крупные антиклинальные и структурно-литологические ловушки на отдельные блоки, что обуславливает дополнительные сложности в строении месторождений. Сложный зональный и локальный характер распространения пород-коллекторов и продуктивных горизонтов обусловил благоприятные условия для формирования залежей в литологических, структурно-литологических и стратиграфических ловушках.1.6 Характеристика продуктивных пластов В разрезе осадочного чехла Отраднинского месторождения развиты горизонты и их аналоги, указанные ниже.Вилючанский продуктивный горизонт. Промышленные газовые залежи (средние по запасам) открыты на Верхне-Вилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Залежи пластового сводового типа. При испытаниях обычно достигаются малодебитные (<100 тыс.м /сут) и среднедебитные (100-300 тыс.м3/сут) притоки. Эффективная толщина горизонта 12-30 м (при Кп>7.5%).Харыстанский продуктивный горизонт. Харыстанский горизонт продуктивен в отдельных скважинах на Верхневилючанском месторождении. Литолого-каротажные данные и результаты испытаний свидетельствуют, что залежи небольшие изолированные и связаны они с линзами песчаников. При испытаниях отмечается быстрое падение пластовых давлений. Вскрытые залежи самостоятельного промышленного значения не имеют. Харыстанская свита достаточно уверено опознается на временных разрезах.Ботуобинский продуктивный горизонт. распространен в пределах Хотого-Мурбайского место рождения. Горизонт приурочен к иктехской свите венда.Покрышкой ботуобинского горизонта служит пачка доломитов с редкими прослоями аргиллитов.Проницаемые горизонты кудулахской, юряхской и билирской свитГоризонты коллекторов в УГИХ свитах связаны главным образом с неглинистыми фитогенными и оолитовыми вторичными доломитами, которые приурочены к линейным зонам шириной первые десятки километров, окаймляющими Непско-Ботуобинскую антеклизу (рифы, биостромы, пелоидные массивы). Эти зоны разделяют фации внутреннего и внешнего шельфа. Проницаемые горизонты юряхской свиты прослеживаются по склону Непско-Ботуобинской антеклизы (Отраднинская и Борулахская структуры). В пределах юряхской свиты вскрыты пласты: Ю-1, Ю-2, Ю-3. В пласте Ю-1 выделено 4 водонасыщенных прослоя с порово-каверновыми типами пористости (Кпоб=11.3 -21.2%, Кпмэ=6.7-8.5%, Кнг=22-0%, Нэфф.=4.8м). В пласте Ю-2 выделяются 12 водонасыщенных коллекторов с порово-каверновыми типами пористости (Кпоб=10.4 -15.1%, Кпмэ=6.2-9.1%, Кнг=52-0%, суммарная Нэфф.=14.4м). В пласте Ю-3 коллекторы встречены лишь в верхнем интервале (Кпоб=12.1 -15.2%, Кнг=26-50%, Нэфф.=2.8м).В объеме билирской свиты залегают пласты 0-1 и 0-2. По данным ГИС прослои-коллекторы в интервалах залегания пласта 0-1 отсутствуют. В интервалах залегания пласта 0-2 выделяется 4 водонасыщенных пласта-коллектора (Кпоб=11.2-16%. Кнг=30-60%, Нэфф.=4.4м).Вскрытые водонасыщенные коллектора приурочены к различного рода антиклинальным структурам. Цитологические, тектонические и дайковые экраны не известны.Телгеспитский продуктивный горизонт. Телгеспитская толща (в отдельных районах и аянская толща) - это один из наиболее перспективных объектов поиска в зоне сочленения Предпатомского прогиба с Непско-Ботуобинской антеклизой. Все пробуренные скважины фиксировали наличие коллекторов. Наиболее часто отмечаются интенсивные поглощения промывочной жидкости при бурении. Несложные расчеты показывают, что такие поглощения возможны только в резервуар огромного объема с высокой гидро- и пьезопроводностью. По мнению многих исследователей, в этом горизонте при более совершенной технологии вскрытия могут быть установлены крупные газовые залежи (Непско-Ботуобинская .... 1989). К настоящему времени специальные работы по интенсификации притоков были проведены только в скважинах Отраднинская 314-2 и 314-3 в результате чего достигнут дебит 325 тыс. м3/сут при шайбе 13,23 мм. Данные исследования телгеспитского продуктивного горизонта приведены ниже. Предположительно коллекторы ограничиваются зоной выклинивания торсальских солей. Таблица 1.4Свойства коллекторов телгеспитского продуктивного горизонта. Отраднинское газоконденсатноеместорождение скв.314-2Глубинакровли,подошвыобъекта,мАльтиту-да рото-ра, мАбсол.отметкакровлиИнтервалыобработкиГИС, мТолщинаПористость, %Проница-емостьпо керну,мДНефтегазо-насыщен., %(ГИС)Общая,мЭффек.мПокернуК-вообр.Средне-арифм.ПоГИС123456789101112132485,22497,0+344,7-2126,8Скважина 314-22485,2-2489,64,42,63,2-3,933,65,50,1-0,5-652490,6-2492,41,81,4---9,3--802492,4-2493,20,80,816,4116,4---852495,0-2497,02,02,04,3-9,237,49,00,6-260-71Итого:11,86,877,08,652,572Скважина 242-02500,02505,8+375,7-2111,22500,0-2500,60,60,6---10,0--752501,2-2503,42,21,62,7-7,625,19,00,25-0,4-712504,5-2505,81,21,22,412,48,00,4-70Итого:5,83,434,28,80,35711.7 ГидрогеологияСогласно схеме гидрогеологического районирования на юго-западной окраине Якутского артезинского бассейна I порядка выделен Среднеленский артезианский бассейн II порядка, охватывающий несколько более мелких разновозрастных артезианских бассейнов домезозойского возраста: Березовский, Кемпендяйский, Ыгыаттинский и Нюйско-Джербинский артезианские бассейны. На территории последнего расположен Отраднинский лицензионный участок.Нюйско-Джербинский артезианский бассейн в районе лицензионного участка условно делится на три гидрогеологических комплекса: подсолевой, межсолевой и надсолевой. Подсолевой комплекс делится на два подкомплекса: вендский и осинский.В состав вендского подкомплекса входит, в частности, телгеспитский продуктивный горизонт. Пластовые давления в вендском водоносном подкомплексе аномально низкие. Коэффициент аномальности 0.75-0.8. Он уменьшается с запада на восток и сверху вниз по разрезу. Пластовые температуры характеризуются низкими значениями 283-288°К. Плотность воды составляет 1,26-1,28 г/см3. По химическому составу воды являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Интенсивность притоков воды из всех горизонтов подкомплекса (талахского, хамакинского, ботуобинского) примерно одинаковы - 15-20м3/сут. (Р=10 МПа). По мере отбора жидкости дебиты падают. Это указывает на пассивный водонапорный режим подкомплекса.Осинский карбонатный подкомплекс включает два водоносных горизонта: осинский и юряхский. Пластовые воды хлор-кальциевого типа, высокоминерализованы (400-450 кг/мЗ). Притоки воды слабые - 5-10 м3сут. Режим пассивный, водонапорный.Межсолевой комплекс включает два подкомплекса: эльгянско-толбочанский и олекминско-чарский. Воды комплекса хлор-кальциевого типа, высокоминерализованы (360-390 кг/м3). Притоки воды низкие - 5-10 м3/сут. Пластовые давления близки к условно-гидростатическим. Надсолевой метегеро-ичерский комплекс в Нюйско-Джербинской впадине объединяется с межсолевым. Минерализация вод - 20-30 кг/м3, хлор-натриевый коэффициент - 0.9, содержание брома - 0.05 кг/м3. Пластовые давления близки к условно-гидростатическим.1.8 Физико-химические свойства пластовых флюидов Природный газ телгеспитского продуктивного горизонта является метановым (таблица 1.5). Содержание метана колеблется в пределах 82-86%. тяжелых углеводородов 3-5%, азота 8-10%. Сероводород в газе отсутствует, а содержание углекислого газа не превышает 0,15 %. Для всего телгеспитского горизонта отмечаются более высокие концентрации нормальных углеводородов по сравнению с их номерами: для бутанов в 1,5-2 раза, для пентанов в 1,5 раза. В среднем по всем изученным пробам содержание углеводородов в 10 раз больше содержания азота. Средний состав свободного газа телгеспитского горизонта в объемных процентах: метан 83,35; этан 4,50; пропан 1.13; i- бутан 0.10; п-бутан 0.29; пентаны+высшие 0,36; углекислый газ 0.15; азот 9,72; водород 0.25; гелий 0,16.Таблица 1.5 Состав природного газа Отраднинского ГКМ.КомпонентыСодержание, %Критические параметрыПсевдокритические параметрыДавление,Кг/см3Температура,оКДавление,Кг/см3Температура,оКметанэтанпропанизобутанн-бутанизопентанн-пентангексан + Вазотгелий углекислотаводород83,3474,501,130,100,290,090,190,079,720,1630,150,2546,9549,7643,3337,1938,7134,4834,4530,7234,652,3475,2713,25190,55305,43369,82408,13425,16460,39469,65507,35126,265,2304,233,2539,132,240,490,040,110,030,070,023,370,000,110,03158,8213,744,180,411,230,410,890,3612,270,010,460,08Плотность стабильного конденсата - 685,4 кг/м3 при t=+200С, начало кипения - +25 0С, давление насыщенных паров = 157 кПа., отсутствие содержания воды, вязкость кинематическая при t=+200С, мм2/сек= 1,19. Потенциальное содержание С5+высш. в пластовом газе - 31,97 г/м3.1.9 Результаты подсчета запасов природного газа Перспективы нефтегазоносности Отраднинской структуры оцениваются достаточно высоко на основании ее близости к группе нефтегазовых месторождений Вилючанской седловины и к Хотого-Мурбайскому месторождению, которое расположено с Отраднинской структурой в единой структурно-фациальной зоне. В качестве основных на Отраднинском месторождении принимаются отложения венд-рифея. Удельная плотность запасов газа для перспективных структур Предпатомской НГО по уровню отложений венд-рифея составляет 0.081 млрд.м3 /кв.км. Запасы газа на Отраднинском месторождении подсчитывались объемным методом по формуле:Qr = Fh * Kn * Kr * f * (Рпл * а пл - Рк * а к)/ Рст * а ст, гдеF - площадь газоносности; h - эффективная газонасыщенная толщина;Kn-коэффициент пористости: Kr-коэффициент газонасыщенности;f - поправка на температуру;Рпл, Рст, Рк - пластовое, стандартное и конечное давлениеа пл, а ст, а к- поправки на отклонение сжимаемости газа от закона Бойля-Мариотта. По результатам большого объема геологоразведочных работ и аналитических исследований получена обширная информация, характеризующая особенности строения телгеспитского горизонта, его залежей: закономерности изменения коллекторов продуктивных горизонтов; физико-химических свойств нефтей, газов, их товарных свойств. Изучены гидродинамические, термобарические условия залегания углеводородов; эксплуатационные характеристики и добывные возможности залежей подтверждены пробной эксплуатацией в продуктивных скважинах. На 1.1.1993 года, подсчетные параметры газовой залежи телгеспитского горизонта Отраднинского месторождения подсчитаны на основании структурной карты по горизонту «KB», изучения керна из продуктивных горизонтов и вмещающих пород, обработки данных ГИС, опробования и испытания скважин.Определение площадей газоносности залежей производилось на подсчетных планах соответствующих продуктивных горизонтов. Кровельная часть продуктивных горизонтов (в особенности телгеспитского) четко отбивается по керновому материалу и данным ГИС. Расхождение между геологической (стратиграфической) границей и поверхностью газового резервуара не превышает 10 м. Структурные карты строились с привлечением данных сейсморазведки - карты по отражающему горизонту «KB». Зоны выделялись на основании принятых ГНК и ВНК с использованием карт по кровле и подошве телгеспитского горизонта.Площадь газоносности категории С1 ограничена условным радиусом влияния скважины (2 км). Площадь составляет 9.07 км2.Площадь газоносности категории С2 ограничена условным контактом "газ-вода" в пределах двух куполов структуры. Площадь газоносности категории С2 составляет 67.8 км2.Эффективная толщина. При выделении эффективных толщин и определении открытой пористости коллекторов предполагалось, что их пористость гранулярного типа. Использовались данные акустического, бокового, микробокового, гамма и нейтронного гамма-методов. Интервалы эффективных толщин ботуобинского горизонта: Для подсчета запасов принята эффективная толщина: С1 - 6.8 м, С2 - 5.1 м.С использованием эффективных толщин были определены соответственно объемы газонасыщенных пород-коллекторов.Коэффициент открытой пористости принят по лабораторным анализам керна. Для расчета средней величины использованы образцы, привязанные к эффективным газонасыщенным интервалам. Среднеарифметическое значение открытой пористости равно 9.0 %. Коэффициент пористости принят - 0.11.Коэффициент насыщенности определялся по керну, по среднему содержанию остаточной воды и остаточной нефтенасыщенности. Среднее содержание остаточной воды, рассчитанное по образцам, привязанным к эффективным газонасыщенным интервалам, составляет 12.6%, а остаточной нефтенасыщенности по 14 образцам и составляет 22.4%. Средневзвешенные по эффективной толщине значения Кво и Кно равны соответственно 13.1% и 21.46%. Суммарное значение остаточной газонефтенасыщенности составляет 34.6%.Коэффициент газонасыщенности принятый для подсчета - 0.65.Пластовое давление, замеренное глубинным манометром в скв. №314-2 при опробовании КИИ равно 19.3 МПа. Для подсчета запасов принято - 19.3 МПа.Поправка на температуру. Пластовая температура для расчета составила 14° С.=(273 + 20): (273+ 14)= 1,02Поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта рассчитана по составу газа из скв. № 314-2.При Тпл = +14°С Тпр= 1.3При Рпл=19.3МПа Рпр=3.82Коэффициент сверхсжимаемости газаz = 0.75 ₤ = 1.3В соответствии с приведенными параметрами объем запасов составил:- по категории С1=9070000 * 6,8 * 0,09 * 0,70 * 1,02 * (191,3 * 1,30 - 1,033 * 0,998)/ 1,033 * 0,998=939 млн. м3.- по категории С2=67800000 * 5,1 * 0,09 • 0,70 * 1,02 * (191,3 * 1,30 - 1,033 * 0,998)/1,033*0,998 =5400 млн. м3Перспективы прироста запасов Согласно существующей схеме нефтегазогеологического районирования территория Отраднинского месторождения находится в Предпатомской нефтегазоносной области. Промышленные скопления нефти и газа выявлены в широком стратиграфическом диапазоне осадочного чехла от подсолевого карбонатного комплекса венд-нижнего кембрия (осинский горизонт - пласты 0-1 и 0-П, юряхский горизонт - пласты Ю-I, Ю-П, Ю-Ш) до карбонатно-терригенной толщи венда (телгеспитский, ботуобинский. хамакинский, талахский и вилючанский горизонты). В вендском продуктивном комплексе выделен телгеспитский продуктивный горизонт. Практически все запасы газа связаны с коллекторами телгеспитского горизонта месторождения. Притоки газа получены в опробованных скважинах №3142. 2420. Телгеспитский горизонт является хорошо выдержанным по коллектору, характеризуется низкой степенью расчлененности и прерывистости и высоким коэффициентом песчанистости по всем блокам.На Отраднинском газовом месторождении сохраняются те же особенности строения телгеспитского горизонта, что и на соседних месторождениях Вилючанской зоны: достаточно высокие ФЕС песчаных коллекторов, высокая песчанистость (до I) и низкий коэффициент расчлененности.Наращивание запасов УВ по продуктивным горизонтам может быть обусловлено следующими факторами:- уточнением контура залежей;- обоснованием более высоких средневзвешенных эффективных газонасыщенных толщин как по категории С1 , так и по категории С2; проведением детальных исследований телгеспитского, юряхского горизонтов. Так, при испытании пласта Ю-I-II (скважина 314-1) юряхского горизонта дебит газа составил 2.0-48.5 тыс.м3/сут. При пробной эксплуатации суммарный объем выпущенного газа составил 257.3 тыс.м3.Все эти данные свидетельствуют о значительной роли вертикальной миграции углеводородов в пределах Предпатомской нефтегазоносной области, обусловливающей весьма широкий стратиграфический диапазон установленных нефтегазопроявлений и промышленной нефтегазоносности разреза. В связи с этим вероятность прироста запасов по мере более глубокого познания геологического строения Отраднинского месторождения весьма велика.2. Характеристика текущего состояния эксплуатации Отраднинского ГКМ.2.1. Фонд скважинИнформация о фонде скважин на Отраднинском лицензионном участке приведена ниже в таблице 2.1Таблица 2.1Таблица № скважины, назначениеСостояниеПериод буренияНачалоОкончание1-П МурбайскаяПараметрическаяЗабой 2722 м, Вскрыта ынахская свита вендаЛиквидирована1967 г.1969 г.242-0 СуларскаяПараметрическаяЗабой 2962 мВскрыты отложения кристаллического фундамента (вск.23 м)Ликвидирована по категории I Пункт «Е» (05.06.1990 г