Характеристика Орехово-Ермаковского месторождения

Мощность отложений – 50-70 м.

5. Нефтеносность и коллекторские свойства

Орехово-Ермаковское месторождение  расположено в центральной части  Нижневартовского нефтегазоносного района (НГР), промышленная нефтеносность которого установлена в широком диапазоне юрских и меловых отложений. Залежи углеводородов в этом НГР встречены в породах тюменской свиты и коры выветривания (Медведевское), в васюганской свите (Малореченское, Покачевское, Северо-Варьеганское и др.), почти по всему разрезу нижнемеловых отложений от апта до берриаса включительно (Самотлорское, Мегионское, Северо-Покурское, Варьеганское, Советское и многие другие). В отложениях сеноманского яруса встречены небольшие газовые залежи на Варьеганской и Самотлорской площадях и нефтегазовая на Ван-Еганской площади.

В Нижневартовском НГР регионально  распространены и промышленно нефтеносны горизонты БВ₈ и АВ₁. В центральной части свода, где располагается Орехово-Ермаковское месторождение, промышленно нефтеносны горизонты АВ_1-3, АВ_4-7 и БВ₁₀, а также пласты ЮВ₁ и ЮВ₂, залегающие в юре.

В юрских отложениях в этом НГР  продуктивные горизонты весьма неоднородны, высоко заглинизированы с наличием в ряде случаев зон полного литологического замещения, низко проницаемы и низко продуктивны. На отдельных залежах имеются газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Иногда пласты расчленяются на отдельные пачки. В частности, пласт ЮВ, делится Ю₁¹ и на Ю₁².

На Орехово-Ермаковском месторождении пробуренными скважинами разрез вскрыт до глубины 2840 м, а нефтеносность установлена в нижнемеловых и юрских отложениях. Залежи нефти выявлены в трех группах пластов: АВ_1-7, БВ₁₀, Ю₁. Каждая из этих групп делится на ряд пластов, в объеме которых выделяются залежи.

При выделении залежей на месторождении  учитывались данные опробования  скважин, анализы керна, промыслово-геофизические  исследования и результаты детальной  корреляции разрезов скважин.

В разрезе горизонта Ю₁ выделяется два пласта Ю₁¹и Ю₁^2-3, отличающиеся по степени выдержанности коллекторов.

На Ореховской площади пласт Ю₁^2-3 в песчаных фациях имеет весьма ограниченное распространение. Нефтеносность пласта установлена при опробовании скв. №364. Слабая изученность этого пласта испытанием (опробован в одной скважине), сложный, прерывистый характер распространения коллекторов по площади, неоднозначная их характеристика по ГИС не позволяют на данной стадии изученности произвести оценку величины и промышленной значимости скоплений нефти в пласте  Ю₁^2-3 на Ореховской площади.

Результаты опробования пласта Ю₁² в скв. №1 и №9, а также данные промыслово-геофизических исследований позволили сделать заключение о перспективности этого пласта на Ермаковской площади. Пласты Ю₁¹ и Ю₁^2-3 в пределах месторождения разобщены глинистым разделом, который хорошо прослеживается во всех скважинах. Таким образом, в пределах горизонта Ю₁ выделяется две залежи (Ю₁¹ и Ю₁²).

6. Физико-химические свойства нефти, газа, воды.

В процессе разведки и пробной эксплуатации на Ермаковской площади проводились  комплексные исследования нефтяных объектов. При исследовании скважин  отбирались поверхностные и глубинные  пробы нефти и растворенного  газа.

Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей и нефтяных газов Орехово-Ермаковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в дальнейшем преобразованной в ОАО «Тюменская Центральная лаборатория») и в специализированных лабораториях институтов СибНИИНП и НижневартовскНИПИнефть.

Отбор глубинных проб на скважинах производился глубинными пробоотборниками проточного типа ПД-3М и поршневого типа ВПП-300. В качестве основных критериев качества глубинных проб были приняты следующие:

• сопоставимость характеристик параллельно отобранных проб,
• согласованность измеренной величины давления насыщения нефти газом со значениями пластового и забойного давления (т.е. давление насыщения должно быть ниже забойного давления, что соответствует требованию однофазности пластового флюида в точке отбора проб).

Исследование  глубинных проб проводилось на установках высокого давления поршневого типа (аппаратура АСМ-300, УИПН-2М, PVT-12). Разгазирование пластовых нефтей проводилось однократным способом и методом ступенчатой сепарации (моделирующим промысловую систему сбора и подготовку продукции скважин). При ступенчатом разгазировании в Тюменской Центральной Лаборатории приняты единые условия сепарации: I ступень - давление 4.0 МПа, II- давление 0.8 МПа, III- 0.2 МПа, IV- 0.1 МПа. Температура на всех ступенях составила +20^оС. В лаборатории НижневартовскНИПИнефть нефти исследовались только при однократном разгазировании.

В качестве методического обеспечения  исследовательских работ использовались положения и рекомендации отраслевого  стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое  исследование пластовой нефти».

Компонентный  состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-80, «Хром-5», «Вариан 3700».

Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ОСТ 39-112-80).

Пласт ЮВ₁²

Свойства  нефти и нефтяного газа пласта ЮВ₁¹ изучены на образцах глубинных проб из скважины 3338 и поверхностных проб из скважины 364Р. Свойства нефти пласта ЮВ₁² приняты с учетом результатов исследования верхнего объекта:

• пластовое давление  24 МПа;
• пластовая температура 92°С;
• давление насыщения 8.3 МПа;
• газосодержание  67.3 м³/сут;
• суммарный газовый фактор  60 м³/сут;
• плотность в условиях пласта  786 кг/м³;
• вязкость в условиях пласта 1.26 мПа*с;
• объемный коэффициент 1.252 д.ед. (табл. 3.1.1).

По данным исследования глубинных проб нефть  пласта ЮВ₁² средней и высокой газонасыщенности в среднем 67.3 м³/т, маловязкая (в условиях пласта 1.26 мПа*с), легкая (786 кг/м³).

Давление  насыщения нефти газом около 8-9 МПа.

В процессе дифференциального разгазирования величина газового фактора в среднем составляет 60 м³/т. Плотность дегазированной нефти 842 кг/м³, плотность выделившегося нефтяного газа - 1.258 кг/м³ (значения плотности приведены к стандартным условиям: 0.1 МПа, 20°С). Растворенный газ жирный, с концентрацией метана менее 52%. Суммарное количество неуглеводородных компонентов не превышает 2-3%. Содержание тяжелых углеводородов группы С₆⁺ высшие достигает 33% (табл. 3.1.1).

По материалам исследования поверхностной пробы  из скважины 364Р, разгазированная нефть легкая (836 кг/м³), маловязкая (3.7 мПа*с), малосмолистая (2.66%), парафинистая (1.43%), сернистая (0.99%), с выходом фракции до 350°С более 55% (табл. 2.3.4). Шифр технологической классификации II Т1 П2.

По  промыслово-геологическим данным в  горизонте ЮВ₁, стратиграфически приуроченного к васюганской свите, выделяются два пласта: ЮВ₁¹ и ЮВ₁², перемычка между которыми представлена аргиллитами с прослоями алевролитов (рис. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4).

Пласт Ю₁² на Ермаковской площади на дату подсчета запасов был вскрыт 16 поисково-разведочными и 257 эксплуатационными скважинами, из которых в зонах замещения (неколлектора) размещается 7 первых и 16 вторых.

Пласт Ю₁² представлен тремя обособленными нефтяными залежами: северной, западной, восточной и локальными, установленными единичными скважинами (графические приложения 19 и 20). Локальные залежи рассматриваются совместно с основными. Общая площадь их нефтеносности составляет 24485 тыс.м². Непроницаемые прослои между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями залежей отсутствуют.

Северная залежь, имеющая субмеридиональное простирание, установлена в районе скважин №3502, №3187, №1898, №1903 и др. Нефтенасыщенные толщины определены по материалам ГИС и изменяются от 14.0 м (скв. №3203) до полного замещения коллектора глинистыми породами (скв. №344) (графическое приложение 20) и составляет в среднем по ЧНЗ 9.8 м. Абсолютные отметки (а.о.) ВНК варьируют от -2390 м на юге до -2419 м на севере. Залежь – структурно-литологического типа, размером 0.5-1.8´3.5 км.

С северо-запада к ней примыкает небольшая  залежь в районе скважины №419, в которой  пласт ЮВ₁² с нефтенасыщенной толщиной 10.7 м вскрыт на отметке -2430.7 м, а а.о. ВНК по данным ГИС – 2444.2 м.

Западная залежь, имеющая субширотное простирание, расположена в районе скважин №345, №1930, №1932, №3280 и др. Нефтеносность доказана испытанием скважины №3329, где при совместном опробовании пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁² получен приток нефти 1.3 м³/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по результатам ГИС и изменяются от 18.4 м (скв. №1945) до полного замещения (скв. №3285, №345). ВНК отмечаются на а.о. от -2381.2 м до -2413.0 м. Залежь – структурно-литологического типа размером 3.0´6.5 км.

Между западной и восточной залежами установлены  еще две небольшие в районе скв. №3354 и скв. №1162, №3390, которые рассматриваются вместе с западной. В целом с ними по западной залежи среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) пласта составляет 8.9 м.

Восточная залежь, также имеющая субширотное простирание, установлена скважинами №3325, №1940, №1130 и др. Эффективные нефтенасыщенные толщины и отметки ВНК выделены по материалам ГИС. ВНК меняется по залежи от а.о. –2393 м до –2422.8 м, при этом наблюдается понижение в северо-восточном направлении. Залежь – структурно-литологического типа размером 1.8´3.5 км.

С восточной залежью вместе рассматриваются  еще две небольшие, установленные  в районе скв. №1972, №1973, размером 0.6´1.2 км и скв. №3400. Для них среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ пласта имеет наибольшее значение по Ю₁², составляет 13.9 м.

Таким образом, по залежам пласта ЮВ₁² отмечается понижение уровня ВНК в северо-восточном и восточном направлениях.

Доля  гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) составляет 51%, изменяясь от 45% до 57%, доля прерывистых коллекторов (ПК) изменяется от 10% до 26%, составляя по пласту 18%, а сильно прерывистых коллекторов (СПК) - 13 – 45%, в среднем 31%.

Коэффициент песчанистости (Кп), определенный по геолого-статистическому разрезу (ГСР) относительного содержания доли коллектора в пласте, изменяется от 0.38 до 0.6, в среднем по пласту – 0.489. Доля нефтенасыщенного коллектора толщиной до 2 м составляет 47%, от 2 до 4 м – 17%, более 4 м – 36%.

Свойства нефти и  воды