Геологическое строение Самотлорского месторождения

 Нижележащий пласт  БВ₁₀¹⁺² в пределах месторождения в песчаных разностях развит на Самотлорской и Белозерной структурах. Общая толщина пласта 40 м.

 Объект БВ₁₀ Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью  слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются:

- гидродинамически связанные  коллекторы (ГСК) -  пропластки, приуроченные  к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК – 0.422 м^2.10^-12, залегают в кровельной части разреза горизонта;

- прерывистые коллекторы (ПК) - пропластки, приуроченные к  интервалам разреза  с песчанистостью 0.3 – 0.6. Проницаемость ПК –  0.109 м^2.10^-12, залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта;

- сильно прерывистые  коллекторы (СПК), приурочены к интервалам  разреза с песчанистостью 0.3 и  менее. Проницаемость СПК –  0.036 м^2.10^-12, залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза.

 По удельному содержанию  объема пород того или иного  литологического класса продуктивные  пласты подразделяют на 4 типа:

1. Средняя песчанистость  Р > 0.7; в разрезе присутствуют  лишь ГСК;

2. 0.5 < Р < 0.7; доля ГСК изменяется от 0.5 до 1;

3. Средняя песчанистость  0.3 < Р <0.5; доля ГСК от 0.5 до 0.3; преобладают пропластки, относящиеся  к ПК и СПК;

4. Р < 0.3, ГСК в разрезе  отсутствует; преобладает СПК,  на долю которого приходится 50 - 100% объема нефтенасыщенных пород.

 В соответствии  с приведенной выше классификацией  на большей части площади горизонт  БВ₁₀ по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения.

 Пласт БВ₁₀ в площади ОДАО "Белозернефть" представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0.4 до 4.0 м.

Горизонт БВ₈

 Горизонт БВ₈ является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

 По характеру строения, литологическому составу пород  и распространению их по площади  в разрезе горизонта БВ₈ выделяют сверху вниз три пласта: БВ₈⁰, БВ₈¹⁺², БВ₈³.

 К выделенным пластам  приурочены две нефтяные залежи  горизонта: залежь пласта БВ₈^1-3 и залежь пласта БВ₈⁰.

 Залежь пласта БВ₈^1-3  - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27´37.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи.

 Залежь приурочена  к пластам БВ₈¹⁺² и БВ₈³.

 Пласт БВ₈¹⁺² развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров. Пласт БВ₈³ отделен от вышележащего пласта БВ₈¹⁺² глинистым разделом толщиной 2 - 8 м. Отличается повышенной глинистостью. Средняя эффективная толщина пласта равна 6.7 метров.

 Залежь пласта БВ₈⁰  относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.5´41 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ₈^1-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

 Пласт БВ₈⁰ имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ₈¹⁺² глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах  здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ₈⁰ равна 4.8 метров.

Горизонт АВ_4-5

 Основная залежь  нефти горизонта АВ_4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27´18.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках - 1670 - 1690 м, газонефтяной контакт на отметке - 1615 м.

 Залежь  нефти горизонта  АВ_4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 - 12 км.

 В пределах залежи  горизонта АВ_4-5 были выделены следующие типы разреза:

-представленный преимущественно  монолитными песчаниками (толщина  проницаемого прослоя > 4 м);

-представленный чередованием  песчано-алевролитовых и глинистых  слоев.

 Общая толщина пород,  слагающих горизонт АВ_4-5 является значительной - достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м.

Горизонт АВ_2-3

 Продуктивный горизонт  АВ_2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ_4-5 глинистым разделом толщиной 6 – 10 м и имеет сложное геологическое строение.

 Приуроченная к горизонту залежь нефти, относится к типу пластовых сводовых. Залежь имеет газовую шапку размером 15´10.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 32´50 км, высота - 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК.

 Газонефтяной контакт  практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 м, обусловленными неоднородностью пластов и ошибками в определении удлинении наклонных скважин.

 В пределах залежи  продуктивная толща горизонта  имеет два типа строения: первый  тип представлен чередованием  проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один  монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров

Горизонт АВ₁

 Горизонт АВ₁ отделен от нижележащего горизонта АВ_2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

 В составе горизонта  выделяют два пласта: АВ₁³ - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ₁^1-2 - представленный в основном своем объеме сильноглинистыми ("рябчиковыми") породами. Общая толщина пласта АВ₁³ равна 14 м, пласта АВ₁^1-2 - 24 м.

 Залежь нефти пласта  АВ₁³ относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35´55 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 17´24 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 - 3 км.

 Водонефтяной контакт  залежей  горизонта  АВ₁ отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698  м, с небольшим наклоном в восточном направлении.

 Газонефтяной контакт  имеет практически горизонтальное  положение и принят на абсолютной  отметке - 1611 м.

 Пласт АВ отделен  от вышележащего пласта АВ₁^1-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м.

 Залежь нефти пласта  АВ₁^1-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ₁^1-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м.

 В пределах залежи  пласт АВ₁^1-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 – 0.1 м.

2.6 Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

 В процессе исследования  скважин Самотлорского месторождения были отобраны и исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти и газа.

 Согласно ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых пластов по  плотности относятся к легким (842-855 кг/м3), маловязкие, смолистые (4,4-6,8 %), парафинистые (3,5-4,6%). Нефти пластов и горизонтов АВ1, АВ2-3, БВ8, БВ10 и ЮВ1 довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 27 до 34 %, также близки молекулярные массы (123-130). Содержание легких углеводородов (CH4-C5H12) изменяется от 7,8 до 12,7 %.

 Максимальная плотность  нефти при 200С отмечается по  пласту АВ2-3 (0,855 т/м3), минимальная  – по пласту БВ10 (0,841 т/м3). По  содержанию серы нефти сернистые  (2 класс) – серы от 0,9% до 1,1%. По  содержанию парафина нефти парафинистые  – парафина от 2,5% (пласт АВ1-3) до 3,5% (пласт АВ2-3).

 По своему составу  несколько отличается нефть пластов  АВ4-5, молярная доля метана в  ней достигает 33,18 %, а в разгазированной  нефти содержание легких углеводородов  состава СН4 – С5Н12 значительно  меньше и составляет 4,43 %. Молекулярная масса нефти 236.

 Для этих нефтей  характерны преобладание изомеров  над нормальными 

углеводородами. Они относятся  к химическому типу А2.

 Нефтяной газ при  стандартной сепарации состоит,  в основном, из метана (78-86%). Наиболее  «жирный газ» содержится в пласте АВ4-5, молярная доля метана в ней составляет 93,4%, наиболее «жирный» содержится в пласте БВ81-2 (77,01%). Отношение содержания этана к пропану 0,4/0,05, что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводородов (С6Н14) составляет от 1,23 до 1,28 %. Количество двуокиси углеводорода невелико и наибольшее в газе пласта АВ4-5 – 1,28 %, содержание азота не превышает 2 %.

 В целях изучения  физико-химических свойств нефти  и газа Самотлорского месторождения  проведены исследовательские работы институтом «Нижневартовск НИПинефть»

 Химический состав  пластовой воды в %:

углекислый газ – 0,02;

азот – 0,68;

метан – 25,3;

этан – 1,26;

пропан – 1,26;

изопентал – 1,27;

изобутан – 1,27;

гексаны – 5,06;

гентаны – 5,34;

остаток (С и выше) – 55,4

 Свойства пластовой  нефти,газа и воды представлены  в таблицах 2.2 -2.3

 

Таблица 2.2 Физико-химическая характеристика нефти, газа и головных углеводородов Самотлорского месторождения

 

Параметры	Объекты
	АВ11-2	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	БВ8 0	БВ81-2	БВ10	ЮВ1
Плотность нефти в  пластовых условиях, т/м3	0,789	0,766	0,755	0,773	0,744	0,744	0,742	0,74
Плотность нефти при  условиях сепарации, т/м3	0,844	0,844	0,843	0,849	0,841	0,841	0,846	0,837
Газосодержание, м3/т	84	92	86	75	97	97	97	88
Объемный коэффициент, д.ед.	1,153	1,2	1,2	1,182	1,219	1,264	1,249	1,178
Объемный коэффициент  при условиях сепарации, д.ед.	1,177	1,185	1,19	1,152	-	1,219	1,23	1,151
Вязкость пластовой  нефти, мПа*с	1,53	1,48	1,49	1,82	1,14	1,14	1,23	1
Содержание серы, % весовой	1,08	1,0	1,1	1,3	1,0	1,0	0,9	0,6
Содержание парафинов, % весовой	2,8	2,5	3,5	1,9	3,3	3,3	3,0	3,4
Содержание смол, % весовой	5,4	5,1	5,5	6,6	5,1	5,1	4,4	3,2
Содержание, % молярной: концентрации
Этана	4,4	3,66	3,85	1,29	6,75	6,75	6,37	5,94
Бутана	8,32	7,55	7,74	1,82	11,73	11,73	10,49	8,77
Пропана	5,87	5,13	5,27	2,09	6,31	6,31	6,04	5,23