Геология Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения и геохимическая характеристика нефти, газа и конденсата

  Наименование

        Пределы содержание, мг/л

   Содержание

Условная  минимальная концентрация

Литий

20 - 53

35,6

10

Рубидий

6 - 21

14

3

Цезий

  -

  -

0,5

Стронций

2200 - 2400

2311

300

Калий

3312 - 10750

7190

1000

Йод

3,8 – 8,3

5,3

10

Бром

4000 - 6600

5489

200

Бор

20 - 61

44

50

Марганец

32 - 90

61,9

10

Натрий

4800 - 28000

11047

  -

Кальций

62600 - 120000

93881

  -

Магний

9100 - 24300

12519

  -

Хлор

208500 - 289100

246218

  -

Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Промышленная  нефтегазоносность на месторождении  связана с песчаниками нижнемотской подсвиты (верхнечонские пласты BЧ1, BЧ2, BЧ1+BЧ2), карбонатами среднемотской подсвиты (преображенский пласт Пр), карбонатами усольской свиты (осинский горизонт – пласт Ос).

Разведанные залежи углеводородов характеризуются  сложным строением резервуаров  в связи с невыдержанностью коллекторов  как за счет изменения литологии  пород, так и за счет локального засолонения  их порового пространства. Литологическое ограничение и элементы тектонического экранирования залежей фиксируются во всех продуктивных горизонтах.

Кроме того, контролирующим элементом является так же стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта BЧ2 и выклинивании глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2.

При выделении подсчетных объектов руководствовались  следующими критериями:

- взаиморасположение продуктивных пластов по разрезу;

- наличие надежных покрышек;

- тип коллектора, его литолого-физическая характеристика;

- получение промышленных притоков флюидов;

- различие в составе и свойствах насыщающих флюидов.

По  состоянию изученности месторождения  на 01.01.07 г. выявлено 18 залежей нефти  и газа, из них 10 в песчаниках верхнечонского горизонта, 4 в доломитах преображенского горизонта, 4 в карбонатах осинского горизонта.

Разведанные залежи, из которых 5 – нефтяные, 9 –  газонефтяные, 4 – газоконденсатные, не антиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного простирания пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла.

Представлен комплекс двумя продуктивными пластами, разделенными в восточной и центральной  частях площади месторождения аргиллитовой перемычкой.

Тип коллектора верхнечонских продуктивных пластов поровый. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Нефтяное  и газовое насыщение пластов  связано с блоками I, II, III, IV, V, VIII, IX.

Покрышкой для залежей служит регионально  выдержанная пачка аргиллитов, толщиной 7 - 11 м (репер).

Пласт BЧ2

Сложен  песчаниками кварцевыми. Общая толщина пласта меняется от 1 до 23 м. В скважинах 21, 25, 26, 47, 55, 63, 69, 75, 104, 106, 107, 128 коллектор пласта замещен плотными непроницаемыми породами. Пласт опробован на приток в 68 скважинах, из них в 20 скважинах в процессе бурения и в 48 скважинах в колонне. Совместно с залегающим выше пластом BЧ1, соответственно, в 10 и 11 скважинах.

Пласт BЧ1

Прослеживается  по площади месторождения повсеместно. Сложен песчаниками кварцевыми, хорошо отсортированными. Прослои глинисто-алевролитовых пород тонкие, редкие. Их толщина составляет 0,4 - 0,8 м. В скважинах 21, 26, 35, 47, 49, 53, 63, 64, 68, 69, 71, 72, 73, 75, 76, 79, 84, 88, 91, 94, 98, 104, 106, 107, 116, 123, 128 коллектор пласта замещен непроницаемыми глинистыми породами. Общая толщина пласта составляет 2,5 - 22 м. Пласт опробован на приток в 78 скважинах, из них в 39 скважинах в колоннах.

Ниже  приводится характеристика залежей  пластов Верхнечонского месторождения  по блокам.

Залежи  блока I

В этом блоке открыты две залежи, связанные  с пластами BЧ2, BЧ1 + BЧ2 и с пластом BЧ1.

Залежь 1, пласт BЧ2 – нефтяная, ограничена зонами замещения коллектора непроницаемыми разностями пород пласта BЧ2 (скв. 25, 26, 47, 15, 63, 128) и дизъюнктивным нарушением, экранирующим залежь, а с северо-востока границей распространения залежи 1 по пласту служит линия выклинивания глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2. Залежь вскрыта 12 скважинами. В колонне 8 скважин пласт был опробован на приток. Дебиты нефти составили 3,6 - 108 м³/сут. (скв. 70, 28).

Залежь 1, пласт BЧ1 + BЧ2 – нефтяная, вскрыта скважинами 33 и 52. Границы залежи с северо-запада и северо-востока контролируются разрывными нарушениями, а на юго-восток залежь распространяется до линии выклинивания глинистой перемычки, за которой она переходит в залежь пласта BЧ2. При испытании пласта (скв. 52) из интервала перфорации 1572 - 1584 (1235,5 - 1247,4) получен приток нефти дебитом 150,6 м³/сут. (шт 8 мм). Пласт BЧ1+BЧ2 в скважине 33 не опробован, его насыщение охарактеризовано лишь данными геофизических исследований. Следовательно, запасы нефти залежи 1 оценены по двум категориям:

- к категории С₁ отнесен участок северо-восточной части площади залежи, ограниченный линией, проходящей на середине расстояния между скважинами 52 и 33;

- к категории С₂ – участок площади в восточной части залежи, в районе расположения скважины 33.

Нефтенасыщенные толщины пласта BЧ1 + BЧ2 составляют 13,6-14,0 м. Этаж нефтеносности 18 м, размеры залежи 2 - 4,5 × 5 - 6,5 км.

Залежь 2, пласт BЧ1 – нефтяная с газовой шапкой, ограничена с востока и юга зонами литологического замещения коллектора пласта непроницаемыми или слабопроницаемыми породами. С северо-востока и юго-запада экранируется дизъюнктивными нарушениями.

Коллектор пласта BЧ1 вскрыт 10 скважинами. Газонефтяная зона приурочена к восточной, гипсометрически наиболее приподнятой части залежи. Притоки газа дебитом 105 тыс. м³/сут. и 123,4 тыс. м³/сут получены из скважин 28 и 70, соответственно.

ГНК (газонефтяной контакт) принят по результатам испытания скважин 42, 28, 62, 70 и 37 на абс. отметке минус 1215 м. Запасы газа газовой шапки и газонефтяной зоны оценены по категории С₁.

Залежь 3, пласт BЧ1 – нефтяная с газовой шапкой. Коллектор пласта, до границы выклинивания глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2, ограничен зоной замещения и линией, проведенной между продуктивными скважинами (38, 34) и непродуктивными (скв. 36, 44, 61, 24), в которых при опробовании получены притоки нефти непромышленного значения.

Пласт BЧ1 в границах залежи представлен в виде двух нефтегазонасыщенных участков. Один участок залежи 3 приурочен к району расположения скважин 38, 41, а другой – к району скважины 34.

Газовая зона пласта BЧ1 вскрыта скважиной 38, в которой из интервала минус 1226,4 - 1238,4 м получен приток газа дебитом 107,9 тыс. м³/сут. В скважине 41 из интервала перфорации минус 1245 - 1249 м в результате испытания получен приток нефти дебитом 17,7 м³/сут. и газа – 13,3 тыс. м³/сут.

При опробовании пласта BЧ1 в колонне скважины 34 получен приток газа 28 тыс. м³/сут. и нефти 1,4 м³/сут. из интервала абс. отметок минус 1232,6 - 1243,6 м. Газонефтяной контакт по залежи, вскрыты скважиной 34, принят на абс. отметке минус 1238 м. В пределах рассматриваемого участка залежи 3 выделяются газонефтяная и нефтяная зоны. Эффективная газонасыщенная толщина пласта равна 0,7 м, нефтенасыщенная – 5 м. Этаж нефтеносности – 5,6 м.

Нефтенасыщенные толщины пласта ВЧ1 изменяются по площади залежи от 3,7 м до 8,6 м – в границах категории С₁ и от 1,4 м до 4,2 м (по категории С₂). Газонасыщенная толщина составляет 2,9 - 3,4 м. Высота газовой шапки 5 м. Этаж нефтеносности 16 м. размеры газонефтяной зоны 5 × 11 км. Протяженность нефтяной зоны с северо-запада на юго-восток составляет 15 - 20 км, с запада на восток 1 × 11 км.

Залежи  блока II

В пределах блока II выделяется залежь 3 (пласты ВЧ2, ВЧ1, ВЧ1 + ВЧ2).

Залежь  вскрыта 11 скважинами, из них в 10 пласт  опробован на приток. В скважинах 34 и 36 совместно с пластом ВЧ1 (открытым забоем). Притоки нефти составили 1,04 м³/сут. и 125 м³/сут., соответственно. Из интервалов перфораций в скважинах 38, 41, 68, 116, 123 из пласта ВЧ2 получены притоки безводной нефти дебитом от 13,1 м³/сут. до 80,6 м³/сут.

Запасы  нефти участков расположения этих скважин  оценены по категории С₁, а запасы остальной площади залежи – по категории С₂, т.к. в результате испытаний пласта из скважин 44, 61, 108 получены небольшие притоки нефти (1,5 - 4,95 м³/сут.).

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ВЧ2 по площади залежи меняется от 8,2 м до 12,8 м, составляя в среднем 7,5 м (категория С₁). Размеры залежи 17 × 19,5 км. Этаж нефтеносности 41 м.

Залежь 3, пласт ВЧ1 + ВЧ2 – нефтяная с газовой шапкой. С юго-запада ограничена линией, проведенной на половине расстояния между продуктивными скважинами 12, 111, 60, 102 и непродуктивными 65, 103. С севера, запада и северо-востока залежь ограничена разрывными нарушениями, а с юго-востока, востока ограничением является граница выклинивания глинистой перемычки.

Газонефтяная  зона пласта вскрыта скважинами 51, 54 в которых в результате опробования получены притоки газа дебитом 258 тыс. м³/сут. (скв. 51) и нефти дебитом 105,5 м³/сут. (скв. 54). На основании испытания этих скважин ГНК (газонефтяной контакт) принят на абс. отметке - 1240 м. Газонасыщенная толщина пласта составляет 2,6 - 4 м. Высота газовой шапки, в принятых границах, равна 7,8 м. Размеры газовой шапки 5 × 8,5 км.

Нефтяная  зона пласта ВЧ1 + ВЧ2 занимает большую часть залежи 3, вскрыта тринадцатью скважинами, в 11 из которых пласт опробован на приток. Притоки нефти составили 9,6 - 128 м³/сут. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется по площади залежи от 4,4 до 13 м. Этаж нефтеносности равен 52 м. Запасы нефти и газа по залежи 3 пласта ВЧ1 + ВЧ2 оценены по категории С₁ и С₂.

Залежи  блоков III и IV

При утверждении запасов нефти и  газа Верхнечонского месторождения  залежи указанных блоков из объектов подсчета исключены, вследствие недоказанности их промышленной значимости.

Залежи  блока V

Углеводородное  насыщение в верхнечонском горизонте  в блоке V приурочено к пласту BЧ1 + BЧ2 и выделено в залежь 7.

Залежь 7, пласт BЧ1 + BЧ2 – нефтяная с газовой шапкой. Ограничена зоной отсутствия коллектора пласта с юго-запада и с северо-востока (скв. 67, 69 и 72). По результатам опробования пласта в скважине 66 принят газонефтяной контакт на абс. отметке - 1248 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,3 м. Высота газовой шапки также – 3,3 м. Размеры газовой зоны 4,1 × 5,0 км.

Нефтяная  зона залежи 7 вскрыта скважинами 87, 89, 99, 101, 112. Во всех указанных скважинах пласт опробован на приток. Дебиты нефти составили 5,1 м³/сут – 230 м³/сут. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по площади залежи от 3,2 м до 7,7 м, составляя в среднем 5,4 м.

Залежи  блока VIII

Скопления УВ в блоке VIII связано с пластом BЧ1 + BЧ2, BЧ1 и выделены в залежь 8.

Залежь 8 – газонефтяная. Границами залежи с юго-запада и северо-востока  служит зона отсутствия коллектора пласта (район расположения непродуктивных скв. 73, 80, 77, 75, 79).

С юго-востока, северо-востока, юго-запада залежь экранируется разрывными нарушениями. С севера залежь подпирается пластовой водой и ограничивается ВНК (водонефтяной контакт), принятым на абс. отметке минус 1283 м, которая соответствует кровле водонасыщенного пласта BЧ1  и подтверждена данными опробования.

Газовая шапка пласта вскрыта скважинами 78 и 122. При испытании пласта получен  приток газа дебитом до 270 тыс. м³/сут. (скв. 122). В скважине 78 дебит газа из интервала минус 1248,1 - 1262,1 м составил 216,7 тыс. м³/сут. Из интервала перфорации минус 1260,1 - 1262,1 м получен приток газа 122,7 тыс. м³/сут. и конденсата – 4,7 м³/сут.

На  основании результатов испытания  пласта на приток уровень ГНК (газонефтяной контакт) принят на абс. отметке минус 1260,5 м, которая соответствует кровле пропластка, характеризующегося по ГИС (геофизические исследования) скважины 78, как нефтенасыщенный.

Нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи колеблется от 7 до 11,2 м (скв. 32), составляя в среднем 8,3 м. Этаж нефтеносности равен 23 м. Размеры газонасыщенной залежи 2,5 × 22 км.

Запасы  нефти рассматриваемой залежи подсчитаны по категории С₁ – это площадь расположения опробованных продуктивных скважин. К категории С₂ отнесены запасы остальной части залежи.

Залежь  блока IX

В пределах блока залежи нефти и газа связаны с пластом BЧ2 (залежь 9) и пластом BЧ1 (залежь 10).

Залежь 9 – нефтяная. При утверждении  запасов нефти и газа по Верхнечонскому месторождению в 1995 г. запасы нефти  и растворенного газа пласта BЧ2 оценены по категории С₁ в районе скважины 91 на площади в радиусе 1 км.

Пласт BЧ2 в скважине 91 представлен песчаником толщиной 13,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,3 м. Остальная часть площади залежи из объектов подсчета исключена, так как при испытании была получена минерализованная вода с непромышленными притоками нефти дебитом 0,9 - 2,1 м³/сут.

Залежь 10, ВЧ1 – газовая, запасы которой подсчитаны по категории С₂ в радиусе дренирования скважины 31, равном 1 км.

Пласт в указанной скважине представлен  песчаником с прослоями аргиллитов, толщиной 9,9 м.  Эффективная газонасыщенная толщина пласта составляет 6,6 м.

В результате опробования пласта  из интервала  перфорации минус 1228,6 - 1233,6 получен приток газа дебитом 56,7 тыс. м³/сут. и конденсата – 6,4 м³/сут.

Преображенский  пласт (Пр)

Приурочен к нижней подошвенной части среднемотской  подсвиты, отличается относительно однородным строением по всей площади месторождения.

Сложен  доломитами коричневато-серыми, серыми, микрофитолитовыми, песчаниковидными. В кровле и подошве горизонта  – хемогенными породами с прослоями глинистых, алевритистых разностей. Общая толщина пласта изменяется от 15,3 м (скв. 88) до 22 м (скв. 30), преимущественно имеет толщину 18 - 20 м. Коллектор пласта выделяется в реликтово-органогенных перекристаллизованных доломитах.

Преображенский  пласт обладает низкой проницаемостью, что затрудняет освоение скважин и выяснение его насыщения. В большинстве скважин притоки получены после кислотных обработок.

Пласт опробован в 37 скважинах в процессе бурения. Получены притоки флюидов в трех из них. В 44 скважинах – в колонне. Притоки получены в 32 скважинах.

По  состоянию изученности на 01.01.07 г. доказано наличие трех нефтяных залежей.

Залежи  приурочены к блокам  II, V, VI (район скв. 46). Газовая залежь блока VIII не рассматривается как объект подсчета, т.к. при испытании скважин из пласта (Пр) получены притоки с незначительными дебитами газа. Кроме того, запасы нефти и газа в газонефтяной зоне и газа в газовой шапке по залежи 13, приуроченной к блоку V + IV не считались, на основании того, что были получены низкодебитные притоки газа.

Блок II

Залежь 11 – основная нефтяная залежь преображенского  пласта. С северо-востока и северо-запада залежь ограничена  Могинско-Ленским  разломом и примыкающими к нему разрывными нарушениями. В результате опробования получены дебиты нефти от 1,8 м³/сут. (скв. 58) до 43,2 м³/сут. (скв. 111). Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 6,0 м до 15,6 м (в границах категории С₁).

Высота  нефтеносности залежи составляет 55 м. Размеры залежи 11 равны 29 × 38,5 км.

Запасы  нефти оценены по категории С₁ – на площади расположения скважин 27, 34, 35, 41, 54, 56, 57, 58, 100, 113, 123, 1001, 1008. Запасы нефти остальной части залежи – по категории С₂.

Блок V

Залежь 13 – нефтяная, тектонически экранированная. С остальных сторон экранируется малоамплитудными разрывными нарушениями.

В принятых границах пробурены 8 скважин 66, 67, 69, 87, 89, 99, 101, 112. Пласт опробован на приток в колонне скважин 99, 101, 112. В результате притоки нефти с промышленными величинами дебитов получены из пласта Пр лишь в скважинах 101, 112, и составили 5,68 - 6,1 м³/сут. Запасы нефти по площади участка расположения этих скважин подсчитаны по категории С₁, а остальная часть площади залежи – по категории С₂, т.к. приток нефти дебитом 0,4 м³/сут. и газа до 2 тыс. м³/сут получен лишь в скважине 99. В скважине 87 притока не получено, т.к. не проводилась кислотная обработка пласта, которая обеспечивает увеличение его проницаемости. Выделение залежи в контуре категории С₂ обосновано геофизическими данными и лабораторными исследованиями керна.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (Пр) колеблется по площади залежи от 2,7 м (скв. 67) до 13,9 (скв. 112).

Этаж  нефтеносности в границах контура  категории С₁ – 14 м. Размеры залежи 11 × 25 км.

Блок VI

В пределах этого блока, ограниченного технической границей разведанности месторождения и дизъюнктивными нарушениями, пробурены скважины 46 и 71. Пласт ( Пр ) в указанных скважинах испытан на приток. Из интервала перфорации 1661 - 1676 м в скважине 46 получен приток нефти дебитом 20,2 м³/сут. В скважине 71 пласт испытан лишь в процессе бурения. В результате получен приток нефти дебитом 1,65 м³/сут.

Запасы  нефти и растворенного газа подсчитаны по категории С₁ в районе скв. 46 на площади радиусом 1 км. Остальная часть залежи не оценивалась. Нефтенасыщенная толщина в скв. 46 составляет 8,2 м. Высота нефтяной залежи 15 м.

Осинский  горизонт

Вскрыт  всеми пробуренными на месторождении  скважинами. В скважине 30 горизонт ассимилирован  траппами. Общая толщина горизонта 39,5 - 60 м. Для осинского горизонта характерны пластовые давления превышающие нормальное гидростатическое.

На  большей части площади Верхнечонского месторождения пласт осинского  горизонта (Ос) является коллектором. Тип  коллектора – поровый.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

Ниже  приводится их краткая характеристика.

Залежь 15 – нефтяная, вскрыта скважиной 113, приурочена к блоку I + II. Залежь ограничена площадью радиусом 1 км. С северо-запада примыкает к экранирующему разлому. Такая ограниченность площади залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора, обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной части площади не изучено.

При испытании пласта (Ос) в колонне скважины 113 (после кислотной обработки) из интервала 1367 - 1373 м (981,5 - 987,5 м) получен приток нефти 14,7 м³/сут.

Из  восьми скважин, пробуренных в пределах залежи, пласт (Ос) опробовался в 5-ти. В результате, после кислотных обработок, из пласта получен газ дебитом 14 - 109 тыс. м³/сут в скважинах 46, 72, 112, 900. В скважине 66 пласт кислотной обработке не подвергался и притоки газоконденсатной смеси незначительны (0,32 тыс. м³/сут.). Притоков воды или нефти не зафиксировано.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта меняется от 4,4 до 20,8 м. Промышленная значимость пласта доказана испытанием в колонне с применением методов интенсификации (скв. 73, 77, 78, 114, 122). Дебиты газа в указанных скважинах составили от 13,7 до 54 тыс. м³/сут.

Параметры

Единица

измерения

ВЧ1+2

ВЧ2

ВЧ1

Преоб-раженский

Усть-кутский

Осин-ский

Плотность нефти

Кг/м³

0,853

0,848

0,847

0,848

0,846

0,847

Динамическая вязкость пластовой нефти

мПа/с

4

3,7

3,26

3,57

3,42

3,78

Содержание  асфальтенов

смол  силикагелевых

парафина

серы

% масс

1,38

10,86

1,85

0,52

0,96

7,52

1,72

0,42

0,56

5,42

1,79

0,5

0,79

8,3

1,75

0,43

0,55

2,7

1,7

0,47

0,65

3,5

1,76

0,45