Нефтегазоносность

Пласт Ю11 представлен чередованием среднезернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Песчаники по текстуре однородные, редко-слоистые, обломочный материал составляет 85 – 95% кварц-полевошпатового или полевошпатово-кварцевого состава. Цемента в песчанике 5–15%, по типу цемент пленочный, поровый, соприкосновения, реже базальный; по составу гидрослюдисто-каолинитовый, хлорит-гидрослюдо-каолинитовый, участками карбонатный - сидерит-кальцитовый. Пласт Ю11 имеет повсеместное распространение на месторождении и вскрыт на глубинах 2788 - 2908м. Общая толщина пласта Ю11 колеблется от 4м в зонах глинизации до 34м при среднем значении 14,3м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются 0-25,6м при среднем значении 8,4м. Основная залежь нефти пласта Ю11 является основным и первостепенным объектом разработки месторождения. Здесь сосредоточено 93% извлекаемых запасов нефти пласта Ю11. Залежь относится к структурно-литологическому типу. Вскрыта она 13 и оконтурена 12 разведочными скважинами. В юго-восточной ее части, в зоне развития максимальных нефтенасыщенных толщин (до 25м) выделен первоочередной участок пробной эксплуатации, в границах которого пробурено 26 скважин из эксплуатационного фонда. Размеры основной залежи нефти: 8×19км. Площадь нефтеносности – 112км2, на водонефтяную зону приходится примерно 37% площади. Уровень ВНК неравномерно снижается в восточном направлении от 2747м до 2785м. Высота залежи 67м, средняя глубина 2825м.

Таблица 2. Характеристика залежей нефти

Данные, полученные в процессе эксплуатационного бурения после 1994 года (кусты №6 и №8), были приняты для выделения эксплуатационных объектов (табл.1.2).

Таблица 3. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Основные параметры пластовой нефти месторождения установлены при разведке месторождения и обобщены при подсчете его запасов. Отбор и исследование проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Госстандартом. Исследования проб проведены в Центральной лаборатории ГлавТюменьГеологии, были определены физико-химические характеристики, компонентный состав нефти и растворенного газа.

Для выяснения закономерностей изменения свойств нефти по разрезу продуктивных пластов, определены зависимости плотности нефти от проницаемости и от глубины залегания пласта, характеризующие как физико-химические свойства нефти, так и литологию пластов. Лучшим коллекторам соответствуют более легкие нефти; плотность нефти с глубиной увеличивается.

Пласт Ю₁¹. Нефть этого пласта содержит серы – 1,3%, смол – 6,2%, парафинов – 2,4%, асфальтенов – 1,0%. Вязкость в пластовых условиях – 0,96 и при t = 20°C – 13,80мПа·с, газовый фактор – 72м³/т, температура застывания - 4°С. Утяжеление нефти происходит не только сверху вниз по разрезу, но и по направлению к зонам глинизации и ВНК.

Устьевой газ содержит по данным однократного разгазирования:

Метан – 74,92%

Гелий – 0,014%

Аргон – 0,07%.

Сопоставление результатов исследования глубинных проб нефти, отобранных из эксплуатационных и разведочных скважин (табл.4), показывает, что из-за небольшого размера первоочередного участка, отклонение средних значений по большинству параметров на участке от средних по месторождению, можно считать естественными вариациями свойств. Лишь объемный коэффициент нефти по эксплуатационным скважинам значительно выше – 1,228 против принятого при подсчете запасов – 1,179. В целях предотвращения занижения расчетных объемов закачки воды в пласт Ю₁¹ при проектировании разработки принят объемный коэффициент по эксплуатационным скважинам.

Свойства пластовых нефтей месторождения приведены в таблице 5. Территория месторождения - это часть Западно-Сибирского артезианского бассейна. Водоупорные глины кузнецовской, березовской, ганькинской, талицкой, люлинворской и тавдинской свит делят разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи. Продуктивные пласты Киняминского месторождения приурочены ко второму из них, характеризующемуся высокой минерализацией (31 г/л) и хлоркальциевым типом пластовых вод. Основные особенности водоносных комплексов в районе Киняминского и соседних месторождений.

Таблица 4.Сопоставление средних значений основных параметров нефтей пласта Ю₁¹

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти

2.5 Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и газа выполняется объёмным методом. Определяем начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа основной залежи пласта Ю1/1.

Исходные данные для расчетов балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа приведены в таблице 6.

Таблица 6. Исходные параметры для расчётов основной залежи пласта Ю1/1

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти определяем по формулам (1.1.) и (1.2.)

(1.1.)

(1.2.)

тыс.т.

тыс.т.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы газа определяем по формулам (1.3.) и (1.4.)

(1.3.)

(1.4.)

млн.м³.

млн.м³.

Зная накопленную добычу нефти по пласту на дату анализа – Q_нак, определяем остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют:

(1.5.)

(1.6.)

тыс.т.

15872тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

(1.7.)

(1.8.)

млн.м³.

млн.м³.

Все расчётные значения по определению запасов нефти и газа сведены в табл. 7.

Таблица 7. Начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа

В геологическом строении месторождения принимают участие порды складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского возраста

.Пласт Ю1/1 приурочен к юго-западной части Нижневартовского мегавала. Сложен пласт переслаиванием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Пласт Ю1/1 нефтенасыщен по всей протяженности и разделяется на 3 объекта: основная, восточная и северо-западную залежи.

Плотность пластовой нефти 768 кг/см³.

Вязкость пластовой нефти 0,96 мПа * с.

Пласт Ю1/1 характеризуется пористостью 18 %,проницаемостью 0,024 мкм², начальной нефтенасыщеностью 0,610. Газовый фактор 72 м³/т.

В данном разделе был приведён пересчёт запасов нефти и растворённого газа пласт Ю1/1 с использованием объёмного метода подсчёта.

Балансовые остаточные запасы нефти – 48610 тыс.т.

Извлекаемые остаточные запасы нефти – 15872 тыс.т.

Балансовые остаточные запасы газа – 3499,920 млн. м³.

Извлекаемые остаточные запасы газа – 1142,784 млн. м³.

Утверждённый КИН – 0,364.

3. Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки

Киняминское нефтяное месторождение согласно "Проекту пробной эксплуатации Киняминского месторождения" введено в разработку в 1988 году разведочной скважиной № 202Р.

Разбуривание участка пробной эксплуатации месторождения началось в 1989 г. и проводилось небольшими объемами.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании принципиальных решений, принятых в следующих проектных документах:

Ø "Технологическая схема разработки Киняминского месторождения",

Ø "Дополнительная записка к технологической схеме разработки Киняминского месторождения".

Документы утверждены на заседании Ханты-Мансийской ТКР протоколом № 2 от 29-30 мая 1995 г.

Согласно проектным документам на месторождении выделено 3 объекта разработки: Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания пластов Ю₁¹ + Ю₁³. В разработке находится только пласт Ю₁¹.

К реализации был утвержден вариант 2, предусматривающий разбуривание месторождения по трехрядной блоковой системе разработки с сеткой скважин 500 х 500 м и плотностью 25 га/скв.

В связи с некоторым отступлением от проектного положения, сетка пробуренных скважин оказалась менее плотной, чем предусмотрено проектом. Фактическая плотность сетки скважин составила 28 га/скв со средним расстоянием между скважинами в рядах - 550 м и между рядами - 500 м.

Киняминское месторождение разрабатывается НГДУ "Майскнефть" ОАО "Юганскнефтегаз".

3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Общий проектный фонд Киняминского месторождения утвержден в количестве 646 скважин, в том числе 357 добывающих, 170 нагнетательных, 11 контрольных, 105 резервных и 3 разведочных скважины. В таблице 8 показана реализованность проектного фонда на 1.01.2001 г.

Таблица 8. Проектный и пробуренный фонд скважин Киняминского месторождения по состоянию на 1.01.2001 г.

Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения - с начала разработки проектный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7 %, по пласту Ю₁¹ – на 11 %.

Реализация бурением проектного основного фонда скважин, предусмотренного для разбуривания первоочередного участка, на 1.01.2001 г. составила 74 %. По "Проекту пробной эксплуатации" разбуривание первоочередного участка должно было завершиться в 1990 году. Разбуривание проводилось неравномерно – в 1989 и в 1991 гг. не было введено ни одной новой скважины. В 1994 г. и с 1996 г. буровые работы прекращены по причине отсутствия финансирования.

Всего на месторождения пробурено 40 скважин, из них 1 разведочная. Водозаборный фонд состоит из 3 скважин.

В эксплуатационном фонде Киняминского месторождения по состоянию на 01.01.2001 г. числится 32 скважины или 80 % от пробуренного фонда. Из них 24 добывающих и 8 нагнетательных.

В консервации находится 1 разведочная скважина (№ 202 Р), 2 скважины – контрольные и 3 скважины ликвидированы по техническим причинам.