Нефтегазоносность. 
Геологическое строение, нефтегазоносность Заречного месторождения

Геологическое строение месторождения и залежей

Промышленная нефтеносность установлена в пласте D2vbV живетского яруса старооскольского надгоризонта, приуроченного к нижней части воробьевского горизонта. В литологическом отношении продуктивный пласт сложен терригенными породами — песчаники с прослоями аргиллитов, известняков, глин. Нефтеносность пластов доказана керном, промыслово-геофизическими данными и испытанием скважин.

Газонефтяная залежь пласта D2vbV воробьевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, по всей площади подстилается пластовой водой. Залежь имеет газовую шапку (рисунок 3).

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта приведены в табл 3.

Таблица 3. Геолого-физические характеристики продуктивного пласта. Заречное месторождение.

Параметры.	Пласт D2vbV.
Средняя глубина залегания, м.
Тип залежи.	газонефтяная, водоплавающая, тектонически экранированная.
Тип коллектора.	терригенный.
Площадь нефтегазонасыщенности н/г, тыс. м2.	1251 / 604.
Средняя общая толщина, м.	44.6.
Средняя газонасыщенная толщина, м.	3.3.
Средняя нефтенасыщенная толщина, м.	10.2.
Пористость н/г, %.	20/19.
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	;
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	;
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0.87.
Средняя газонасыщенность, доли ед.	;
Средняя насыщ. газом газовой шапки, доли ед.	0.9.
Проницаемость, мД.
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.85.
Расчлененность, ед.	5.4.
Начальная пластовая температура, 0С.
Начальное пластовое давление, МПа.	21.59.
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с.	1.076.
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с.	2.71.
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3.
Абсолютная отметка ВНК, м.	— 2115.6.
Абсолютная отметка ГНК, м.	— 2101.6.
Абсолютная отметка ГВК, м.	;
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.469.
Содержание серы в нефти, %.	0.101.
Содержание парафина в нефти, %.	4.27.
Давление насыщения нефти газом, МПа.	21.59.
Газосодержание нефти, м3/т.	287.5.
Содержание сероводорода, %.	;
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с.	0.837.
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа*с.	;
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3.	1.142.
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3.	;
Сжимаемость, 1/Мпа*10−4.
нефти.	;
воды.	4.27.
породы.	4.5.
Коэффициент вытеснения.	0.8.

Продуктивный газонефтеносный пласт D2vbV неравномерно распространен по площади поднятия, как правило, имеет наибольшие максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины (h_эф) коллекторов 14 м (скв. № 1) в центральной, наиболее приподнятой части структуры. Эффективная толщина пласта составляет 22% от общей толщины (скв. № 1). В пониженных частях пласт D2vbV характеризуется меньшими h_эф, от 12.4 м (скв. № 3) в западной части поднятия, до 12.8 м (скв. № 4бис) в восточной. Эффективная толщина пласта составляет 20.2% (в скв. № 3) и 28.4% (в скв. № 4бис) от общей толщины. Пласт не выдержан по толщине, общие толщины воробьевских отложений варьируют в пределах: от 45.0 м. в скв. № 4бис, где наблюдается замещение коллектора на непроницаемые разности аргиллитов, известняков и глин, до 61.4 м. по скв. № 3, и до 64.0 м. в районе скв. № 1. Тип коллектора — поровый (см. таблица 4).

Таблица 4. Структурно-генетический тип пород-коллекторов.

Гамма каротаж (ГК) проведен в четырех скважинах: № 1, 3, 4бис и 5. Повышенные газопоказания отмечены в скважинах: № 1, 3. Газонасыщенная толщина колеблется от — 4.8 м в скв. № 3, до — 8.2 м в скв. № 1, скважина № 4бис газовую часть залежи не вскрыла (таблица 5).

Уровень ГНК и ВНК определялись по ГИС. Для подсчета запасов газонефтяной контакт принимается условно на абсолютной отметке -2101.6 м в соответствии с результатами испытания скважин № 1, 3 по наивысшей точке, ниже которой получен приток нефти (скв. № 1), а выше приток газа (по подошве газонасыщенного пропластка). Самая высокая абсолютная отметка стратиграфической кровли воробьевского пласта — -2093.4 м в скважине № 1, самая низкая отмечается в скважине № 4бис — -2102.8 м. Положение водонефтяного контакта (ВНК) установлено на абсолютной отметке -2115.6 м по результатам опробования cкв. № 1, и по данным геофизических исследований скважин c учетом подошвы нефтеносного пласта. Этаж нефтеносности 22.2м. Вода в продукции добывающей скважины № 1 отсутствует. Пластовое давление, замеренное при гидродинамическом исследовании до ввода залежи в разработку, приведенное к начальному положению ВНК (-2115.6м), равно 21.6 МПа и принято за начальное пластовое давление. Пластовая температура 62⁰С.

Скважина № 3 пробурена в северо-западной присводовой части поднятия. Коллектор представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми с прослоями разнозернистого, и примесью алевролита и тонкозернистого углистого растительного детрита. По скважине выделено пять пропластков коллекторов, из которых продуктивными являются два верхних. Плотные прослои между ними от 0.6 до 3.6 м.

По результатам опробования cкв. № 4бис коллекторы вскрыты в юго-восточной присводовой части поднятия. По данным ГИС в пределах пласта выделено 3 пропластка коллекторов, из которых верхний газонасыщен до подошвы абсолютная отметка которой -2105.5 м; во втором граница нефть-вода расположена в интервале _2115.2 — -2116.0 м (вскрыто 12.8 м нефтенасыщенных и 5.4 м водонасыщенных коллекторов); третий пропласток полностью обводнен. Толщина плотных прослоев между ними варьирует от 1.1 до 1.4 м.

Разрез скважины № 5 в переделах пласта D2vbV представлен шестью пропластками коллектора, чередующимися незначительными по мощности плотными породами. Мощность продуктивных интервалов коллектора изменяется от 1 м до 17.6 м. Раздел нефть-вода представлен переходной зоной и не имеет четкой границы в виде пропластка плотных пород.

Пласт D2vbV входит в состав живетских терригенных отложений, для которых характерна цикличность осадконакопления, обусловившая закономерное чередование песчаников, с прослойками алевролитов, аргиллитов, известняков и глин. По литологическому признаку разделяются на три пачки. Морфологически верхняя пачка сложена аргиллитами серыми, темно-серыми, тонкослоистыми. Толщина пачки около 15 м. В верхней части заложен прослой известняка толщиной 3−4 м. Известняк мелкозернистый, плотный, местами сильно глинистый.

Средняя пачка — терригенно-карбонатная.

Основные геологические характеристики: глубины, отметки и толщины продуктивных пластов по скважинам воробьевских отложений Заречного месторождения нефти представлены в таблице 5.

Рисунок 2. Схематический геологический профиль по линии скважин № 1, 3, 4.

Проницаемые прослои коллектора D2vbV воробьевского горизонта сложены песчаниками светло-серыми, мелкои среднезернистыми, кварцевыми. Терригенный материал представлен хорошо отсортированными зернами кварца овальной формы, с рассеянными включениями мелких растительных остатков углистого детрита, с развитой межзерновой пористостью. Упаковка зерен плотная, частично регенерированная. В подавляющем большинстве песчаники цементируются за счет механического уплотнения зерен и частичной регенерации. На отдельных участках цементом служит глина. Песчаники обладают хорошими коллекторскими свойствами. Толщина средней пачки — 56.7 м.

Роль покрышек или флюидоупоров для залежи, связанной с пластом коллектора D2vbV, выполняют породы, представленные уплотненными глинистыми песчаниками с маломощными прослоями известняков, а также прослоями глин. По комплексу ГИС перекрывающие отложения имеют характеристики, свойственные породам покрышкам с хорошими экранирующими свойствами, что доказывает сохранность залежи в толще песчаников в геологическое время (3).

Нижняя пачка терригенная, представлена переслаиванием песчаников и аргиллитов, толщина пачки — 25 м. Общая толщина пласта достигает — 80.6м Выделенный пласт — коллектор, в основном, по структуре пустотного пространства относятся к поровому типу, хотя по данным описания керна в терригенных коллекторах отмечается участками мелкая кавернозность и трещиноватость, но в целом ёмкость и проницаемость коллектора обеспечивается порами (табл.4.).

Таблица 5 Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов (горизонтов) по скважинам Заречного месторождения.