Разработка нефтяного месторождения

Северо-Останинское месторождения открыто в 1977 г. бурением разведочной скважины № 3Р, в которой в результате испытания получен фонтан нефти дебитом 33 м³/сут и газа дебитом 3,8 тыс. м³/сут из пласта М. Запасы нефти Северо-Останинского месторождения приурочены к пласту М.

На Государственном балансе числятся запасы УВ по пласту М, подсчитанные и утвержденные ЦКЗ (протокол ЦКЗ от 11 февраля 1985 г.).

По состоянию на 01.01.2012 г., учтённые Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению оценены по категориям С₁ в количестве: нефть: категория С₁ — 2548/1588 тыс. т.

По месторождению с момента открытия было составлено два проектных документа. Первый из них — Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (Протокол ЦКР от 04.10.2001 № 2744), который реализован не был. Разработка не велась. На основании совместного решения федерального агентства по недропользованию с ЦКР Роснедра в 2008 году было принято решение о необходимости составления нового проектного документа перед началом разработки Северо-Останинского нефтяного месторождения. В связи с тем, что новых геолого-промысловых данных после составления проекта пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения в 2001 году не получено, основные геологические представления и технологические решения при составлении нового проекта пробной эксплуатации нефтяного Северо-Останинского месторождения остались без существенных изменений. Проект был утвержден в 2008 г. (протокол заседания ЦКР Роснедра № 4464 от 17.12.2008). По причине возникших технологических трудностей при реализации проекта пробной эксплуатации недропользователю не удалось собрать необходимые данные для выполнения подсчета запасов и ТЭО КИН. Несмотря на то, что запасы месторождения оценены по категории С₁, остаются неопределенности, связанные со свойствами пластовых флюидов, оценкой продуктивности скважин и эффективностью запроектированной системы разработки.

1. Общие сведения о месторождении

нефть месторождение геологический В административном отношении Северо-Останинское нефтяное месторождение находится в Парабельском районе Томской области.

В орографическом отношении район представляет собой заболоченную равнину (до 30% территории — болота) с абсолютными отметками до плюс 134 м, находящуюся в междуречье рек Большой Омелич, Армич. Речная сеть представлена р. Чузик и ее притоками (р. Армич, р. Большой Омелич и пр.). Судоходна р. Чузик для мелких барж до с. Пудино. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав — во второй половине октября. Болота промерзают к концу января — началу февраля. Лес смешанный, с преобладанием лиственных пород (береза, осина); вдоль рек растет пихта, кедр. Климат района континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха в среднем составляет зимой минус 20 — минус 25 ^оС, летом плюс 15 — плюс 20 ^оС. По количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков 400−500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Высота снежного покрова на открытых местах до 0,6−1 м, в залесненных — до 2 м.

Доставка грузов к району работ осуществляется по «зимнику» из г. Кедровый. В стадии строительства находится дорога в бетонном исполнении от г. Кедровый до Лугинецкого месторождения (через Герасимовское и Западно-Останинское месторождения). В непосредственной близости к западу от месторождения проходит нефтепровод Игольско-Таловое месторождение — Парабель (Рис. 1.1). Ближайший научно-промышленный, железнодорожный, речной и автотранспортный узел — г. Томск находится в 450 км к юго-востоку от месторождения. Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. В западной части Западно-Останинского месторождения имеются небольшие запасы песков, супесей, используемых для отсыпки лежневых оснований для внутрипромысловых дорог и кустов. В районе с. Пудино выявлено месторождение керамзитовых суглинков. Данное сырье пригодно для производства керамзитового гравия марки 400−500 и попутного керамзитового песка марки 700, а также кирпича марки 100.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты, входящей в нерасчлененную на данном месторождении некрасовскую серию осадков. Для технического водоснабжения пригодны воды мощного регионально выдержанного сеноманского водоносного горизонта покурской свиты.

Рисунок 1.1 Обзорная карта Северо — Останинского месторождения

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Северо-Останинского нефтяного месторождения принимают участие образования до юрского фундамента и отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Геологический разрез, вскрытый разведочными скважинами, представлен песчано-глинистыми отложения кайнозойско-мезозойской системы, а так же кремнисто-глинистыми и карбонатными отложениями палеозойского возраста. Нефтенасыщенные коллектора на Северо-Останинском месторождении приурочены к отложениям верхнего и среднего девона.

Стратиграфическое расчленение разреза проведено на основании данных глубокого бурения и корреляционных схем, утверждённых Межведомственными стратиграфическими совещаниями по отложениям палеозойского фундамента и мезозойского осадочного чехла и Западной Сибири. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.

Палеозойская группа — Pz (образования доюрского фундамента)

В соответствии с существующим стратиграфическим расчленением в Нюрольском структурно-фациальном районе, в составе которого входит Северо-Останинская площадь, палеозойские образования представлены отложениями ордовика, силура девона и карбона (рис. 2.2 — 2.4).

Ордовикская система — О

Отложения ордовика выделяются в павловскую толщу (карадокский — ашгиллский ярусы). На рассматриваемой площади отложения ордовика бурением не вскрыты. Стратотип разреза установлен по данным изучения керна в скв. № 56 Мыльджинской площади (интервал 2509,0−2759,6 м), где выявлены зеленоватые, пестроцветные, доломитизированные, рассланцованные гли — нистые известняки, известковистые аргиллиты и песчаники. В известняках изучены кораллы, строматопораты, мшанки, конодонты и брахиоподы.

Рисунок 2.1 Геологический разрез Северо — Останинского нефтяного месторождения по линии 12П-6Р Масштаб горизонтальный: 1:25 000. Масштаб вертикальный: 1:2000

Рисунок 2.2 Фрагмент геолого — формационной карты фундамента юго-востока Западной — Сибирской плиты (под ред. В. С. Суркова, 2008 г.)

Рисунок 2.3 Схема стратиграфического расчленения образований фундамента Нюрольского структурно — фациального района Западно — Сибирской плиты Рисунок 2.4 Литолого — стратиграфическое расчленение отложений палеозой Северо — Останинской площади

Силурийская система — S

К нижнему силуру отнесены глинистые слоистые и массивные известняки, включающие линзы песчаников и алевролитов (ларинская свита). Они вскрыты на Останинской, возможно Северо-Останинской (скв. 2П) площадях, где имеют мощность не более 500 м. В составе верхнего силура описаны как карбонатные породы, так и вулканиты (межовская вита).

Среди вулканогенных образований установлены базальтовые и андезитовые порфириты и туфы. Терригенные породы представлены зелеными и тёмными аргиллитами, алевролитами и песчаниками, а карбонатные — слоистыми и массивными известняками. В этих породах заключены остатки табулят, брахиопод, остракод и конодонтов, которые характеризуют лудловский и пржидольский ярусы.

Девонская система — D

Этот стратиграфический интервал представлен в основном морскими фациями и наиболее полно и разнообразно описан в центральной и западной частях Томской области.

Особый интерес он имеет с позиций нефтегазоносности. Залежи нефти и газа на Южно-Табаганском, Солоновском, Калиновом и ряда других месторождений приурочены к зоне контакта палеозойских (девонских) и мезозойских отложений. Ряд месторождений углеводородов открыто в органогенных (рифогенных и водорослевых) известняках (Северо-Останинская и Речная площади).

Нижнедевонский комплекс отложений наиболее разнообразен по составу пород. Он вскрыт скважинами на Южно-Табаганской, Казанской, Солоновской, Кулгинской, Северо-Останинская (скв. №2П) и др. площадях. Здесь он представлен органогенными известняками и доломитами, а также глинисто-кремнистыми породами, где выделяют кыштовскую, армичевскую, солоновскую, надежденскую свиты.

Среднедевонский комплекс пород по своему литологическому составу более однороден. Его слагают преимущественно органогенные, рифогенные известняки с подчиненными прослоями аргиллитов герасимовской свиты. Эти отложения вскрыты на Северо-Останинской (скв. №№5П, 7П, 3П, 2П), Калиновой, Хатчинской и других площадях.

Верхнедевонский комплекс отложений в литологическом отношении очень близок среднедевонскому комплексу. Он также представлен органогенными, рифогенными известняками лугинецкой свиты с богатой позднедевонской фауной (пл. Северо-Останинская скв. №10П), местами доломитами, аргиллитами и кремнистыми аргиллитами Глинисто-кремнистые породы позднедевонского возраста вскрыты скважинами на Южно-Останинской площади.

Каменноугольная и пермская системы — C и P

В пределах этого стратиграфического интервала выделено два комплекса отложений: нижний представлен преимущественно морскими, а верхний преимущественно континентальными фациями. Нижний комплекс пород по возрасту отвечает турнейскому, визейскому, серпуховскому ярусам раннего карбона (табаганская свита) и башкирскому веку среднего карбона (средневасюганская свита). На московский век среднего карбона в пределах рассматриваемой территории приходится перерыв в седиментации. Таким образом, верхний комплекс ограничен интервалом верхний карбон — пермь.

Нижнекаменноугольные и башкирские отложения нижнего комплекса представлены темно-серыми кремнистыми аргиллитами, радиоляритами, кремнистыми слоистыми, а местами фораминиферовыми известняками (пл. Северо-Останинская скв. №6П), в верхней части разреза — аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Они охарактеризованы в основном фораминиферами, которые позволяют опознавать в разрезах скважин все четыре яруса.

Верхнекаменноуголъные и пермские отложения в пределах Северо-Останинской площади не выявлены. Они вскрыты скважинами только на Северо-Калиновой, Нижнетабаганской площадях, где представлены сероцветными конгломератами, гравелитами, песчаниками и аргиллитами.

Образования палеозойского фундамента Северо-Останинской площади перекрываются корой выветривания, толщиной от 2 (скв. № 7П) до 31 (скв. № 13П) метров, которую в соответствии с литологическим составом породы можно разделить на два типа — реликтовую и переотложенную.

Реликитовая кора в скважинах №№ 1П, 4П, 13П и 14П представлена глинисто-кремнистой пестроокрашенной, сильно трещиноватой, сидеритизированной породой.

Переотложенную кору выветривания слагают мелкообломочные брекчии, состоящие из угловатых обломков (0,5−1,2 см) преимущественно кремнистого состава, сцементированных глинистым, часто сидеритизированным материалом. Такой тип пород в кровле фундамента выделен в скважинах №№ 2П, 3П, 5П, 6П, 7П, 9П, 8П, 10П, 11П, 12П, 13П, 15П.

Мезозойская группа — Mz

Юрская система — J

В соответствии с МСК 2006, Северо-Останинская площадь территориально входит в Нюрольский района Обь-Тазовской фациальной зоны, где в составе юрской системы выделяют отложениями тюменской, васюганской и баженовской свит.

Отложения нижней, средней и верхней юры представлены терригенно-полимиктовой угленосной (тюменская свиты), терригенно-глауконитовой (васюганская, георгиевская свиты) и глинисто-битуминозной (баженовская свита) формациями.

Тюменская свита в пределах Северо-Останинской площади подразделяется на три подсвиты — нижнюю, среднюю и верхнюю. Отложения свиты, вскрыты всеми поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами. Её толщина составляет от 149 м (скв. № 1П) до 269 (скв. № 12П) м.

Нижнетюменская подсвита. Подошвой нижнетюменской подсвиты являются отложения, залегающие на образованиях коры выветривания, а верхней границей — кровля угольного пласта У₁₀. Толща представлена сообществом серых, светло-серых косослоистых песчаников с прослоями гравелитов, мелким переслаиванием алевролитов, аргиллитов, мелкозернистых песчаников и углей. Её формирование связано с континентальными условиями седиментации. По особенностям строения аллювиальных ритмов, речные системы можно отнести к типу разветвлённых, для которых характерно широкое латеральное развитие песчаной составляющей ритма.

Среднетюменская подсвита выделяется в объёме осадочной толщи ограниченной кровлей угольных пластов У₁₀ — У₆. Рассматриваемая толща представлена неравномерно чередующимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей. Аллювиальные ритмы имеют более сложное строение, чем отложения нижележащих толщ. Песчаный пласт в объёме ритма может либо отсутствовать, либо в его составе может отмечаться наличие одного, двух и даже трёх самостоятельных коллекторов. Наблюдаемые композиции строения характерны для аллювиальных ритмов меандрирующих рек.

Верхнетюменская подсвита (верхи верхнего байоса — низы верхнего бата), сложена переслаивающимися сероцветными песчаниками, алевролитами, аргиллитами, часто углистыми. Для неё характерно многочисленное присутствие в разрезе маломощных пластов угля. Верхняя граница подсвиты эрозионная. В состав пород верхне тюменской подсвиты, входят углистые пачки У₅₋₂ и песчаные пласты Ю_6−2. Угольные пласты приурочены большей частью к погруженным участкам территории. Наиболее выдержанными по площади угли У₂ и У₄. Аллювиальные ритмы по своему строению аналогичны отложениям среднетюменской подсвиты. Песчаники имеют косую, волнистую и горизонтальную слоистость.

По составу это мелко-, реже среднеи крупнозернистые полевошпатово-кварц-граувакковые, кварц-граувакковые песчаники, темно-серые и черные плотные аргиллиты, часто сидеритизированные, обогащенные углистым и песчано-алевролитовым материалом.

Васюганская свита — Jvs (келловей оксфорд)

Васюганскую свиту в соответствии с литологической неоднородностью пород её слагающих разделяют на две подсвиты — нижневасюганскую и верхневасюганскую. Нижневасюганская подсвита раннекелловейского возраста представлена темно-серыми тонкоотмученными аргиллитами с прослоями алевролитов. Толщина подсвиты в пределах рассматриваемой площади, изменяется от 2 до 10 м.

Верхневасюганскую подсвиту, выделяемую в горизонт Ю₁, слагают песчаники и алевролиты с прослоями тонкоотмученных алевролитовых аргиллитов. По своему литологическому строению, обусловленному особенностями тектонического режима осадконакопления, она разделяется на подугольную, межугольную и надугольную толщи, сформированные соответственно в регрессивную, переходную и трансгрессивную фазы развития келловей-оксфордского осадочного бассейна. В объёме надугольной толщи выделяют пласты Ю₁¹ и Ю₁² верхне-среднеоксфордского возраста. Подугольную толщу слагает пласт Ю₁³⁻⁴ раннеоксфордского возраста. Подугольную и надугольную толщу разделяет континентальная (прибрежно-континентальная) осадочная пачка ограниченная угольными пластами У₁ и У₁¹. Наличие межугольной толщи предполагает присутствие в её составе коллекторов индексируемых как пласт Ю₁^М.

Толщина васюганской свиты в пробуренных скважинах изменяется от 70 до 90 метров.

Разрез верхней юры завершается морскими глинистыми отложениями георгиевской и баженовской свит.

Георгиевская свита (кимериджский ярус) — J3 gr

Георгиевская свита (верх верхнего оксфорда, киммеридж) представлена тёмно-серыми до чёрных, тонкоотмученными аргиллитами с неравномерной примесью глауконита. Георгиевская свита перекрывает трансгрессивно, с размывом васюганскую свиту. Толщина её изменяется от 3−6 м до нуля.

Баженовская свита (волжский ярус) — J3 bg

На отложениях васюганской и георгиевской свит с незначительным стратиграфическим несогласием (васюганская свита) либо согласно (георгиевская свита) залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления. В литологическом отношении свита, представлена тёмно-серыми с коричневатым до чёрного оттенком битуминозными аргиллитами, участками тонкоплитчатыми, иногда алевритистыми, крепкими, сильно окремнёнными, с прослоями известковых пород. Отмечается обилие концентрированного (в виде глобул) и рассеянного пирита, наличие морской фауны аммонитов и белемнитов. Отложения свиты относятся к фациям «доманикового» типа и считаются нефтепроизводящими. К подошве свиты, приурочен наиболее выраженный в платформенном разрезе отражающий сейсмический горизонт IIа, характеризующий структурные особенности строения района работ. Толщина свиты изменяется от 24 до 28 м.

Меловая система — К

Отложения меловой системы занимают наиболее значительную часть разреза платформенного чехла.

В стратиграфическом отношении система представлена всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В её составе нижнего мела выделено четыре свиты (куломзинская, тарская, киялинская, покурская).

Куломзинская свита (берриас+валанжин) — K1 klm

Морские отложения куломзинской свиты представлены аргиллитами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, иногда плитчатыми, участками — крепкими алевритистыми, с подчинёнными прослоями алевролитов и песчаников. Прослои песчаников и алевролитов выделяемые в нижней, средней и верхней части свиты входят в состав ачимовской пачки, формирование которой связано с боковым заполнением осадочного бассейна терригенным материалом. Толщина свиты 180−200 м.

Тарская свита (валанжин) — K1 tr

Отложения тарской свиты соответствуют регрессивному циклу развития валанжинского морского бассейна. В основании тарской свиты залегают шельфовые песчаные пласты соответствующих клиноформных комплексов. Песчаники тарской свиты — светло-серые, мелко — среднезернистые, слабо — и средне-сцементированные, иногда встречаются тонкие прослои известковистых, крепких песчаников или алевролитов.

Песчаные пласты, как правило, представляют собой сравнительно мощные монолитные тела (толщина пластов составляет в данном районе 5−15 м). Пласты имеют хорошую латеральную выдержанность. Толщина свиты колеблется в пределах 50−60 м.

Киялинская свита — К1 kls (готерив барем)

Распространена в южных районах ЗСП. Киялинская свита представлена неравномерно переслаивающейся толщей глин, алевролитов и песчаников, формирование которых было связано с континентальной обстановкой осадконакопления. Мощность песчаных пластов не выдержана по площади и изменяется в широких пределах.

Толщина свиты составляет 580−650 м.

Покурская свита — (апт+альб+сеноман) K1-2 pk

Выше по разрезу залегает мощная толща континентальных отложений, выделяемая в покурскую свиту. В литологическом отношении свита, сложена серыми, тёмно-серыми глинами, алевролитами и светло-серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками различной крепости. Песчаные пласты имеют линзовидное строение и по площади не выдержаны, а поэтому их корреляция крайне затруднена, хотя толщина коллектора иногда достигает 30−40 м. Отмечается повышенная песчанистость нижней части свиты и приурочен отражающий сейсмический горизонт III.

Толщина свиты 850−880 м.

В составе верхнемеловых отложений выделяется четыре свиты:

— кузнецовская (турон) — К₂ kz;

— ипатовская свита (верхний турон + коньяк + сантон + кампан) — К₂ ip;

— славгородская свита (верхний турон-компан) — К₂ si, ганькинская

— (маастрихт + даний) — К₂ gn.

Литологически эти свиты представлены морскими отложениями, преимущественно глинами, мергелями, опоками.

Толщина этих отложений составляет 315−340 м. К кузнецовской свите приурочен отражающий сейсмический горизонт IV в.

Кайнозойская группа — Кz

Палеогеновая система — Р Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и тавдинская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+верх. олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 235−250 м.

Четвертичные отложения — Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений — 30−40 м.

2.2 Тектоническое строение района и участка месторождения

Согласно структурно-тектоническому районированию фундамента Западно-Сибирской плиты, рассматриваемая территория объединяет обширную по составу и условиям формирования гамму пород складчатого палеозойского фундамента. Активная дизъюнктивная тектоника, проявившаяся на гетерогенном основании фундамента, предопределила мозаичное распределение фрагментов тектонических структур различного возраста консолидации.

В соответствии с тектонической картой фундамента (рис. 2.5), Северо-Останинская площадь входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, представленной геосинклинальной карбонатно-глинисто-сланцевой формацией. С юго-запада рассматриваемый участок антиклинория граничит с Межовским срединным массивом, а с северо-востока с межгорным прогибом герцинской складчатой системы — Айгольским синклинорием. С северо-запада и юго-востока изучаемая часть антиклинория ограничена системой грабен-рифтов триасового заложения (Усть-Тымским и Чузикским).

Блоковое строение фундамента обусловлено особенностями тектонического развития территории в позднем палеозое и раннем мезозое.

Тектоническая активность блоков проявлялась в доплатформенный и ранне платформенный этапы развития. Эти этапы включили герцинскую фазу складчатости (средний верхний карбон-ранняя пермь), последующую денудацию горно-складчатого рельефа с формированием осадочных пород (поздняя пермь) и рифтогенез ранней платформенной стадии развития Западно-Сибирской плиты (ранний-средний триас).

В результате проявления выше обозначенных этапов на эрозионно-тектоническую поверхность фундаменты выходят породы различного вещественного состава и возраста, что и предопределило особенности формирования нефтегазоносного коллектора в пределах Северо-Останинской площади (рис. 2.6). Продуктивность месторождения обусловлена зоной доломитизации карбонатных отложений палеозойского фундамента, выделяемой в пласт М. Наиболее полно, карбонатная часть разреза вскрыта скважиной № 7П (3105 м), в которой толщина пласта М составляет 101 м.

При анализе вещественного состава пород фундамента всех пробуренных скважин (рис. 2.4) можно заключить, что перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Северо-Останинской площади связаны с органогенными карбонатными отложения лугинецкой и герасимовской свиты среднего-верхнего девона (доломиты, доломитизированные известняки), которые в результате эрозионно-тектонических процессов были выведены на поверхность фундамента (скв. №№ 1П, 12П, 9П, 3П, 7П, 5П, 14П, 3, 4, 5, 7, 8). Однако в результате структурно-тектонических особенностей отложений палеозоя нефтеносность месторождения ограничена лишь скв. №№ 3П, 7П, 5П, 3, 4, 5, 7, 8.

По отложениям осадочного чехла, в соответствии с «Тектонической картой платформенного чехла Западно-Сибирской плиты» (В.А. Конторович 2000 г.), Северо-Останинская структура четвёртого порядка осложняет южную часть структуры третьего порядка — Юбилейного куполовидного поднятия, которое в свою очередь приурочено к центральной части тектонической структуры второго порядка — Пудинскому мезоподнятию (рис. 2.7).

Подготовка Северо-Останинской площади, как поискового объекта, имеет свою историю. Бурение поисковых скважин № 1П и № 3П осуществлялось в 1975 и 1977 годах, как профильное бурение на склоне Юбилейного куполовидного поднятия, с целью выявления структурно-литологической залежи нефти в пластах горизонта Ю₁ на его западном склоне.

В результате проводимых работ скважиной № 3П была открыта промышленная залежь нефти в образованиях палеозойского фундамента, что инициировало проведение на рассматриваемой территории в 1978;1979 гг. дополнительных сейсморазведочных работ 2Д с подготовкой Северо-Останинской площади к поисковому бурению в пликативном и блоковом вариантах. Морфологические параметры объекта приведены в таблице 2.1.

На основании результатов сейсморазведочных работ, проводимых с учётом структурно-тектонических особенностей рассматриваемой площади, было пробурено 16 поисковых и одна параметрическая (скв. № 17П) скважины, из которых лишь в трех (скв. №№ 3П, 5П, 7П) получены промышленные притоки нефти и газа, а в двух (скв. №№ 6П и 17П) нефтепроявления при испытании.

Таблица 2.1 Характеристика Северо — Останинской площади по отражающему IIа (подошва баженовской свиты и горизонту Ф₂ (кровля палеозойского фундамента)

По отражающему сейсмическому горизонту Ф₂ (кровля палеозойского фундамента), характеризующему морфологию ловушки углеводородов на месторождении, Северо-Останинская площадь не представляет собой замкнутую структурную форму.

Площадь расположена на юго-западном склоне Юбилейного куполовидного поднятия.

2.3 Характеристика нефтегазоносности и геологическое строение продуктивных пластов

На Северо-Останинском месторождении нефтеносность приурочена к средне-поздне девонским известнякам, проницаемая составляющая которых выделяется в пласт «М». Кроме того, различные по значимости нефтепроявления при испытании скважин и в керне отмечались в песчаниках горизонта Ю₁ васюганской свиты, нижнемеловых пластах Б₁₆₋₂₀, и пласте Ю₉ тюменской свиты.

Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2640,8 м в эксплуатационной скв. № 5 до 2712,3 м в разведочной скв. № 3Р. Залежь по типу флюида — нефтяная, по типу ловушки стратиграфическая под несогласием, ограниченная тектоническими нарушениями, с массивным резервуаром и каверна-трещинным типом коллектора. В контуре нефтеносности расположено три продуктивные разведочных скважины — №№ 3Р, 5Р, 7Р и пять эксплуатационных — №№ 3, 4, 5, 7 г, 8 г, находящиеся в стадии освоения. При испытании скв. № 3Р в интервале 2793−2842 м был получен приток нефти дебитом 33 м³/сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107 м³/м³.

При испытании скв. № 5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71 м³/сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м³/м³. Скважина № 7Р при испытании в интервале 2794−2824 м дала 42,1 м³/сут нефти с газовым фактором 1751 м³/м³ при депрессии 18,3 МПа.

Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в табл. 2.2.

Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 100,0 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины — 43,8 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины (46,6 м) в скважине № 7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16,0 м (скв. № 8Р) до 218,4 м в скв. № 7Р. Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение и составляет в среднем по пласту 0,86.

Таблица 2.2 Геолого-физическая характеристика пласта М Северо-Останинского месторождения

Керн отобран в 13 скважинах (№№ 2Р, 3Р, 5Р, 6Р, 7Р, 8Р, 9Р, 10Р, 11Р, 12П, 13Р, 14Р, 16Р, 5, 3). Общий вынос керна в среднем составил 60,1% от проходки, в эффективной части пласта — 17%.

ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712,3 м по нижней отметке вскрытой части разреза в скв. № 3Р, согласно оперативному подсчету запасов, который был выполнен в 1985 г. Размеры залежи 5,0−8,4 км x 3,5−4,4 км и высота 72 м.

По продуктивности залежь относится к средним, по запасам — к категории мелких.

2.4 Состав и свойства нефти, газа и пластовой воды

Свойства нефти

Для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов Северо-Останинского месторождения проведены мероприятия по отбору проб из продуктивных скважин № 3Р, № 5Р, № 7Р. Отбор проб нефти производился из каждой скважины на интервале 2866−2870 м пласта М.

Исследования проводились в лаборатории геохимии и пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».

С помощью программы PVTi™ на основе компонентного состава пластовой нефти производился расчет физико-химические свойства нефти и газа для скв. № 3Р, № 5Р, № 7Р. В результате обработки результатов исследований в программе PVTi™ получен расчетный компонентный состав пластовой смеси для региона в районе скв. № 3Р, № 5Р, № 7Р.

Газосодержание пластовой нефти скв № 3Р равно 107 м³/т, объемный коэффициент — 1,31, вязкость — 1,17 мПа· с, плотность в поверхностных условиях 850,8 кг/м³.

Нефть, полученная из скв. № 5Р, легкая (плотность в стандартных условиях 769 кг/м³, в пластовых условиях — не определена), малосмолистая (содержание смол — 3,3% масс.), высокопарафинистая (17% масс.), содержание серы не определено, кинематическая вязкость при 50 ^оС — 1,7 мПа· с.

Из скв. № 7Р получена смесь нефти и газа, промысловый газовый фактор равен 1791 м³/м³, плотность в пластовых условиях — 662 кг/м³, после сепарации — 850,8 кг/м³, вязкость в пластовых условиях — 0,077 мПа· с, вязкость после сепарации — 6,6 мПа· с, объемный коэффициент составляет 1,817, газосодержание составляет 408,5 м³/т.

В табл. 2.3, 2.4 представлены физико-химические свойства нефти и компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения.

Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти

Таблица 2.4 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения

Свойства газа

Газ характеризуется как «жирный», содержание метана 59,6−79,1%, этана — 7,8 — 11,5%. Пластовый газ содержит СО₂ (0,1−2,9%). Отмечено присутствие азота и редких газов (1,5−3%).

Относительная плотность газа по скв. №№ 5Р и 7Р изменяется в диапазоне 0,718 — 0,772. Газ сепарации, полученный из скв. № 3Р намного тяжелее, его относительная плотность по воздуху 0,95. Прослеживается значительное отличие компонентного состава газа из скв. №№ 5Р и 7Р от компонентного состава газа, полученного из скв. № 3Р.

Свойства пластовой воды

Гидрогеологический разрез расчленяется на следующие водоносные комплексы (ВК): палеоген-четвертичный, верхнемеловой, нижнемеловой, юрский и доюрский.

Водоносные комплексы изолированы друг от друга следующими водоупорными толщами: чеганская, люлинворская свиты; ганькинская, славгородская, ипатовская, кузнецовская свиты; кошайская пачка, входящая в состав алымской свиты; низы куломзинской, баженовская, георгиевская свиты. Водоупорные толщи сложены глинистыми породами.

Палеоген — четвертичный ВК включает: нижнеолигоценовый водоносный горизонт алымской свиты; миоцен — антропогеновый водоносный горизонт и воды озерно-болотных отложений.

Воды снизу вверх меняются от гидрокарбонатно — кальциевых, кальциево — магниевых, редко натриевых, до гидрокарбонатно-хлоридно-кальциевых и хлоридно — гидрокарбонатно — кальциевых. Минерализация изменяется от 0,22 до 0,52 г./л. Кровля комплекса залегает на глубине от 75 до 125 м, толщина составляет 15,6 — 35 м.

Воды горизонта по своему составу отвечают требованиям ГОСТ Р 51 232−98 «Вода питьевая», кроме содержания железа, марганца, фтора, фенолов.

Питание комплекса атмосферное, разгрузка приурочена к долинам рек.

Верхнемеловой ВК представляет собой мощную водонасыщенную толщу покурской свиты. Верхним водоупором являются глины кузнецовской свиты. Кровля комплекса находится на глубине 664, 669 м, подошва 1540, 1560 м.

Воды имеют минерализацию от 4 г/л (верхние водоносные горизонты) до 16 г./л (нижние водоносные горизонты), состав от гидрокарбонатно-кальциевого до хлоридно-кальциевого и хлоридно-натриевого.

Питание подземных вод комплекса осуществляется в краевых частях бассейна, разгрузка — в центральных и северных районах бассейна.

На разрабатываемых нефтяных месторождениях Томской области воды покурской свиты используются для закачки в целях искусственного поддержания пластового давления.

Нижнемеловой ВК представлен отложениями алымской, киялинской, тарской и куломзинской свит.

Водоупорной кровлей являются глинистые отложения кошайской пачки. ВК залегает на глубине от 1570 м до 2467 м и подстилается аргиллитами куломзинской свиты. Воды хлоридно-кальциевого типа, минерализация 18,5 г/л.

Питание водоносного комплекса происходит в краевых частях бассейна, разгрузка — в центральных и северных.

Юрский ВК включает отложения васюганской и тюменской свит. Водоупорная кровля находится на глубине 2490, 2540 м и соответствует отложениям барабинской пачки, входящей в васюганскую свиту. Водоупорная подошва приурочена к низам тюменской свиты и находится на глубине 2680, 2880 м. Нижний водоупор выдержан на всей территории месторождения.

Воды васюганской свиты хлоридно-кальциевые с минерализацией — 42,9

г/л, имеют повышенное содержание стронция — 318 мг/л. Качественный анализ воды из тюменской свиты отсутствует. По данным соседних месторождений, воды хлоридно-кальциевого состава с минерализацией до 73 г./л.

Таблица 2.5 Свойства и состав пластовых вод пласта М Северо — Останинского нефтяного месторождения

Из доюрского ВК в пределах месторождения пластовая вода не получена. На соседних месторождениях получены притоки с минерализацией до 68 г./л, состав вод-хлоридно-кальциевый.

Питание комплекса осуществляется в районе горного обрамления, разгрузка — в северных акваториях.

Таким образом, анализ материалов по Северо-Останинскому месторождению позволяет выделить следующие основные моменты гидро;

геологической характеристики изучаемого месторождения:

— химический состав вод юрских и палеозойских отложений, значительная удаленность от областей питания и разгрузки вод, свидетельствует о застойном характере вод.

— водоносный комплекс, к которому приурочена залежь нефти, имеет низкие коллекторские свойства.

— нефтеносные отложения имеют низкую водообильность.

2.5 Запасы нефти

Запасы нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения в ГКЗ СССР не представлялись, т.к. недостаточный вынос керна определил трудности обоснования подсчетных параметров.

Оперативный подсчет запасов выполнялся силами ПГО «Томскнефтегазгеология».

Утверждение запасов нефти проводилось на уровне ЦКЗ Мингео СССР в 1980, 1981 и 1985 гг. (протокол от 11 февраля 1985 года).

По состоянию на 01.01.2012 г. на Госбалансе РФ числятся запасы нефти категории С₁ в количестве 2550 тыс. т (геологические), из них 1590 тыс. т извлекаемых.

В 1994;1996 гг. специалисты ВНИГНИ выполнили научно-исследовательскую работу, в которой отражены результаты моделирования природного резервуара Северо-Останинского месторождения нефти и газа на основе обработки и структурно-литологической интерпретации (переинтерпретации) данных сейсморазведки МОГТ по 21 сейсмическому профилю в объеме 260 пог. км, бурения и ГИС, базирующихся на методологии и технологии ВНИГНИ.

В пределах Северо-Останинской площади две залежи углеводородов.

Первая из них вскрыта скважиной № 3Р, а вторая — скважинами №№ 5Р и 7Р.

Залежи гидродинамически не сообщаются.

Для проектирования использовались запасы нефти, находящиеся на государственном балансе. По количеству запасов месторождение классифицируется как мелкое, по геологическому строению — сложное.

Дополнительные сведения о запасах представлены в табл. 2.6 и табл. 2.7.

Таблица 2.6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Таблица 2.7 Состояние запасов нефти на 01.01. 2012 г.

3. Анализ разработки Северо — Останиского нефтяного месторождения

3.1 Проектные показатели вариантов разработки Северо — Останинского месторождения

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» был проведен расчет технологических показателей с помощью гидродинамического моделирования для базового случая (размещение скважин согласно варианту разработки, выбранное в качестве оптимального в «Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения» на период 2010;2012 гг.) и 2-х вариантов разработки месторождения на период полного развития.

В Таблице 3.0 представлены исходные характеристики расчетных вариантов.

Таблица 3.0 Основные исходные данные технологических показателей разработки

Базовый вариант. Трехрядная шахматная система разработки с расстоянием между рядами 500 м. между добывающими скважинами 1000 м. В данном варианте добыча нефти ведется 29 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 14 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной разработки заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. В третий год ОПР вводится система ППД. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 3 года, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 12 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 8 году и составляет 142,5 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 17 год и составляет — 333,7 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 38 лет составляет 1257,2 тыс. тонн, с начала разработки — 1259,1 тыс. тонн с достижением КИН за весь период разработки 0,494 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 27,1 МПа. Конечная обводнённость составит 94,7%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по базовому варианту приведен на рис. 3.0.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 14,2 до 92,2 т/сут, средняя приемистость до 112,9 м³ сут.

Вариант 1. Площадная пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.

Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 218 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1535,4 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1525,3 тыс. тонн, с начала разработки — 1527,1 тыс. тонн с достижением КИН 0,599 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 29,2 МПа. Конечная обводнённость составит 97,2%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 1 приведен на рис. 3.1.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 29,5 до 415 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин — от 78,6 до 183,1 м³ сут.

Вариант 2. Площадная пяти точечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. Во втором году планируется проведение исследований по закачке ПАВ на керне, с третьего года и до конца ОПР — опробование закачки ПАВ на скв. №№ 5 и 37. В четвертом и пятом годах ОПР на скв. №№ 3 и 4 планируется опробование технологии циклического воздействия на пласт. На добывающих скважинах №№ 6г. 7 г. 8 г. 9. 27 планируется провести работы по определению оптимального забойного давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.

Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 230,1 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1523,5 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1558.1 тыс. тонн, с начала разработки — 1590 тыс. тонн с достижением КИН 0,624 д. ед. Среднее пластовое давление на коней расчетного периода составляет 28,5 МПа. Конечная обводнённость составит 97,4%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 2 приведен на рис. 3.2.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 22,8 до 425,1 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин — от 70,5 до 187,3 м³ сут.

3.2 Состояние разработки Северо — Останинского месторождения

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2010 году, в соответствии с проектом пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 4464 от 17.12.2008 г.).

Выполненный и утверждённый 2008 г. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» проект пробной эксплуатации (ППЭ), предусматривался проведение пробной эксплуатации месторождения в течение с 01.10. 2010 по 01.12 012 г., к реализации принят вариант со следующими решениями и технологическими показателями:

· система разработки: два элемента площадной 5-точечной системы разработки с расстоянием между скважинами в ряду 1000 м, между рядами 500 м;

· действующий фонд скважин участка пробной эксплуатации:

всего — 11, добывающих — 9, из них:

горизонтальных — 6, наклонно-направленных — 3, нагнетательных — 2;

· две скважины бурятся с отбором керна;

· в период пробной эксплуатации месторождения разработка залежи планировалась на трех опытных участках:

§ на первом участке (район скв. № 3Р) бурятся пять скважин, образующие 5-точечный элемент. Скважины вводятся в 2010 году;

§ на втором участке (район скв. № 5Р), также по 5-точечному элементу, бурятся еще пять скважин. Скважины вводятся в эксплуатацию в 2011 году;

§ на участке в районе скв. № 7Р бурится и вводится в эксплуатацию в 2011 году одна скважина.

· выбранные пятиточечные элементы системы разработки по результатам ППЭ могут быть трансформированы в проектную трехрядную систему разработки;

· максимальный проектный уровень добычи нефти на период пробной эксплуатации составлял 213,1 тыс. тонн.

За период пробной эксплуатации из 11 добывающих скважин запланированных, пробурено всего 5 эксплуатационных скважин. В 2010 г. пробурено две наклонно-направленных скважины (№ 3 и 4). В 2011 г. пробурено три скважины, одна наклонно-направленная (№ 5) и две горизонтальных (№ 7г и 8г). Кроме того, из 5 пробуренных скважин, только 3 скважины дали промышленные притоки нефти (скв. № 4, 5 и 7г), скважина № 3 по результатам испытаний дала воду с пленкой нефти. В 2011 г. на скв. № 3 был проведен кислотный ГРП, после чего скважина находилась в ожидании обустройства. Скважина № 8 находилась в освоении.