Нижневасюганская подсвита сложена, в основном мелководноморскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми, с редкими тонкими прослоями светло-серых алевролитов. Подсвита хорошо прослеживается по простиранию, мощность ее 26 - 29 м.
Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая и представляет собой регионально нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом почти на всех месторождениях Томской области. На Крапивинском месторождении в объеме горизонта выделяется три пачки: надугольная - преимущественно песчаная, прибрежно-морская, трансгрессивная (пласт Ю12), межугольная - преимущественно глинистая, прибрежно-континентальная, трансгрессивно- регрессивная (пласт Ю1м) и подугольная - песчаная, прибрежно-морская, регрессивная (пласт Ю13). Пласты Ю13 и Ю12 нефтеносные. Мощность верхневасюганской подсвиты, составляет 27 - 41 м.
Общая мощность васюганской свиты составляет 53 - 70 м.
Баженовская свита.
Породы георгиевской свиты перекрываются глубоководно - морскими битуминозными аргиллитами темно-бурыми, плотными, крепкими, участками плитчатыми, иногда карбонатизированными, с включениями пирита и обломков раковин белемнитов, брахиопод пелеципод. Породы свиты входят в состав региональной верхнеюрско-меловой покрышки юрского нефтегазоносного комплекса.
Морские осадки баженовской свиты характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой стратиграфической привязкой. Баженовская свита является региональным репером. Мощность свиты 18 - 28 м.
3. Параметры продуктивных пластов и их неоднородности
Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями регионально продуктивного горизонта Ю1 - пластами Ю12 над угольной толщи и Ю13 под угольной толщи, разделяющимися по всей площади непроницаемыми углисто-глинистыми отложениями пласта Ю1МУ толщиной 4-10 м.
Пласт Ю12
Пласт Ю12 развит практически повсеместно по площади, вскрыт 151-й скважиной. В скважинах 194Р, 200Р, 300, 311, 309, 319, 330, 362 и 407 песчаник замещен глинистыми разностями.
Пласт Ю12 по своему генезису относится к прибрежно-морским песчаникам и имеет покровный характер площадного развития.
Керн отобран и проанализирован практически во всех разведочных скважинах, из эксплуатационных - в скв. 59, 102, 156, 187, 188, 314, 321, 387S.
В пласте вскрыта одна залежь, которая распространена практически на всей территории поднятия, за исключением юго-восточного склона. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная на юго-восточном склоне поднятия, с размерами 27 х 14 км и высотой 103 м. Эффективная толщина пласта небольшая - от 0,6 до 6,6 м, в среднем составляя 2,5 м. В целом, отмечается уменьшение толщины с запада на восток. Максимальные толщины - 4-6 м отмечаются на северо-западе залежи, в районе скважин 102-414.
Опробование пласта проведено в большинстве разведочных скважин, в широком диапазоне абсолютных отметок нижних перфорационных отверстий (а.о.-2529,0 - 2639,0 м). В большинстве опробованных скважин (№№ 190р, 191р, 192р, 193р, 197р, 199р, 201р, 203р, 210р, 211р, 222р, 226р) притоки безводной нефти составили от 0,2 до 3 м3/сут при динамических уровнях от 534 до 112 м, лишь в отдельных скважинах (№№ 196, 204, 207, 212) притоки оказались выше (от 4 до 17,4 м3/сут) при динамических уровнях 635 - 806 м. При опробовании в процессе бурения пласта Ю12 скважины 218 при депрессии 14,6 МПа получено 0,2 м3/сут нефти, в скважинах 213 и 216 притока из него не получено при депрессии 11,5 МПа. Коэффициенты продуктивности скважин низкие, варьируют от 0,07 м3/сут*МПа (скв.192Р) до 2,51 м3/сут*МПа (скв.203Р), составляя в среднем по 18 скважинам 0,5 м3/сут*МПа. В скважине 470S отмечена максимальная продуктивность - 4,9 т/сут*МПа. Газовый фактор 24 - 36 м3/м3. Пластовое давление - от 6,4 МПа (скв. 201Р) до 27,6 МПа (скв.207Р).
Скважинами №№ 205Р, 206Р, 209Р и 215Р вскрыта полностью водонасыщенная часть пласта Ю12 на абсолютных отметках верхних отверстий перфорации - 2619, -2633 м. В скважине 206Р пласт оказался водоносным (на динамическом уровне 940 м получено 5,1 м3 /сут пластовой воды без признаков нефти).
Водонефтяной контакт в залежи имеет наклонный характер. На большей части площади он имеет отметку -2617 м и принят по скважине 218Р, где при испытании интервала 2731 - 2743 м (а. о. - 2607 - 2619 м) в процессе бурения при депрессии 14,6 МПа за 65 минут получено 0,2 м3 нефти. По данным ГИС подошва нефтенасыщенной части пласта пласта Ю12 отбивается на а. о. - 2617 м (в колонне не опробована).
Пласт характеризуется следующими показателями неоднородности: средний коэффициент песчанистости 0,868, средняя расчлененность 2,1.
Пласт Ю13
Пласт Ю13 является основным объектом разработки. Особенностями геологического строения залежей нефти данного пласта являются:
- локальное распространение залежей в пределах латерально развитого (покровного) коллектора;
- значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств резервуара по разрезу и площади;
- в большинстве скважин установлено закономерное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве.
Реализуемая в настоящее время технологическая схема разработки месторождения основана на литологической модели пласта Ю13, согласно которой наблюдаемая «мозаика» распределения залежей нефти обусловлена наличием в теле коллектора серии низкопроницаемых зон, выполняющих роль фронтальных экранов.
Бурением скважины 345 (с водоносной характеристикой) установлено, что ранее считавшаяся единой северная залежь разделена зоной малопроницаемых пород на две обособленных, названных в данной работе «северо-западной» и «северной». Это подтверждается и низкой фильтрационно-емкостной характеристикой пласта в скважинах 322 и 326. Бурение этих скважин позволило уточнить конфигурацию выявленного экрана.
Приток воды в скважине 156, пробуренной в центре поля нефтеносности промышленных запасов, также свидетельствует о более сложном распределении углеводородов в пределах выявленных залежей. По результатам детальной корреляции пласт был разделен на 3 литологических пачки: Ю13А, Ю13Б и Ю13В (А, Б и В).
Разделение, как правило, проводилось не по глинистым или карбонатным прослоям, а по резкому изменению коллекторских свойств, которые ухудшаются от пачки А до пачки В. Пачки А и Б представляют собой единое геологическое тело с общим водонефтяным контактом и в большинстве скважин плотный прослой между ними отсутствует (таблица 1.1).
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Крапивинского месторождения
|
Толщина |
Наименование |
Пласты |
||||
|
Зоны пласта Ю11-2 |
Зоны пласта Ю13А |
Зоны пласта Ю13Б |
Зоны пласта Ю13В |
|||
|
по пласту в целом |
по пласту в целом |
по пласту в целом |
по пласту в целом |
|||
|
Общая |
Средняя, м |
4,5 |
6 |
7,55 |
5,49 |
|
|
Эффективная |
Средняя, м |
2,6 |
5,8 |
6,5 |
4,74 |
|
|
Нефтенасыщеная |
Средняя, м |
2,6 |
5,8 |
6,83 |
4,4 |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,867 |
0,940 |
0,881 |
0,9 |
||
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
2,11 |
1,28 |
1,22 |
1,31 |
||
|
Проницаемость, мкм2х10-3 |
5,85 |
119,5 |
15,24 |
10,15 |
||
|
Пористость, доли ед. |
0,14 |
0,171 |
0,154 |
0,150 |
||
|
Нефтенасыщеность, доли ед. |
0,55 |
0,667 |
0,601 |
0,536 |
4. Состав и свойства пластовых флюидов
В начале разработки месторождения имелись данные по составу глубинных проб нефти из 6 скв. Из них 4 скв. находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефти. Из них 15 проб отобраны с пласта Ю13 и только одна проба из пласта Ю12.
Проведен отобор устьевых проб нефти на семи скважинах. Все скважины размещаются в пределах участка А (шесть скважин) и В (1 скважина).
Компонентный состав газа представлен только лишь итогами анализов, приобретенных уже после единоразового разгазирования 3-х проб с 2-ух скважин. Наличие значительного количества азота, окиси углерода и водорода в данных пробах появляется сомнение их качества.
Анализ существующего использованного материала демонстрирует, то что все без исключения нефти имеют невысокое газо-содержание и, таким образом, невысоким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефти участков А и В изменяется в одних и тех же пределах (18-39 м3/т). Нефть на участке Г имеет ненормально невысоким для нефти пласта Ю1 газо-содержанием (10-12 м3/т), но, эти данные получены лишь только на основе анализов параллельных проб с одной и той же скважины. Следовательно, для того чтобы совершить решительный заключение о газо-содержании нефти в данном участке, следует отобрать и рассмотреть забойнные пробы с других скважин.
Плотность устьевых проб нефти изменяется в диапазоне довольно широко. При этом прослеживается хорошее соответствие между анализами забойных и устьевых проб. Поэтому нефти участка А несущественно тяжелее нефти участков В и Г. Выход легких фракций в них меньше и во- много раз больше содержания асфальтенов.
Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефти запасов категории С2.
Пластовая вода горизонта Ю1 Крапивинского месторождения охарактеризована 20 поверхностными пробами из 13 скважин и тремя глубинными пробами из одной скважины.
Минерализация воды изменяется от 26,4 до 35,15 г/дм3 и составляет в среднем 31,6 г/дм3. По составу вода типична для верхнеюрского горизонта. Тип воды по В.А Сулину - хлоркальциевый.
5. Запасы нефти и растворенного газа
Согласно «Классификации запасов нефти и горючих газов» Крапивинское месторождение относится к категории средних, по сложности геологического строения - к группе очень сложных. Впервые оперативная оценка запасов была выполнена в 1984 г ПГО «Томскнефтегазгеология». В последующие годы по результатам поисково-разведочных работ приросты запасов осуществлялись практически ежегодно.
В 2001 г. по результатам пробной эксплуатации месторождения запасы были представлены на рассмотрение в ГКЗ, утверждены (протокол заседания комиссии № 642 от 13.05.01) (рисунок 1.2). На утвержденных запасах была составлена Технологическая схема разработки месторождения. За период, прошедший после утверждения Технологической схемы, на месторождении пробурено еще 104 скважины.
Рисунок 2. Запасы нефти по Крапивинскому месторождению
В связи с бурением новых скважин в последующие годы на Томской территории месторождения осуществлялись приросты запасов по обоим пластам.
С учетом новых скважин и новой сейсмоосновы, были построены геологические модели залежей и подсчитаны запасы. Величины начальных геологических запасов по пластам приведены ниже. В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти по категориям В+С1 увеличились на 24,2%, категории С2 уменьшились на 21,2%, что говорит о том, что, в основном прирост запасов осуществлялся за счет перевода запасов в промышленную категорию. Запасы по месторождению увеличились в целом на 0,8%. Утверждённые запасы (на 1.01.2013г.): Геологические по категории В+С1 Ю12 30727 тыс. т. Ю13 124138 тыс. т по категории С2 Ю12 3323 тыс. т. Начальные извлекаемые по категории В+С1 8434 тыс. т. Ю13 48312 тыс. т. По категории С2 Ю12 857 тыс. т. Остаточные извлекаемые по категории В+С1 Ю12 8282 тыс. т. Ю13 32741 тыс. т. по категории С2 Ю12 857 тыс. т.
Высокая неоднородность коллектора по напластованию и простиранию привела к неравномерной выработке запасов; слабо вовлечен в разработку низкопродуктивный пласт Ю12, для решения этой проблемы необходимо совершенствовать дизайн ГРП. Несвоевременное формирование системы ППД привело к преждевременному обводнению продукции и образованию закупоренных целиков нефти.
Заключение
При прохождении практики были изучены нормативные правовые акты, монографии, учебные пособия, научные публикации по вопросу описания геолого-физической характеристики Крапивинского месторождения. Были рассмотрены как отечественные источники, так и зарубежная переводная литература.
По результатам проведенного исследования подготовлен отчет.
Список использованных источников
1. Отчет о производственной деятельности ЦДНГ-10 - ОАО «Томскнефть» ВНК, 1998-2012 гг.
2. Проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения - «ТомскНИПИнефть», 2011 г.