Общие сведения о месторождении

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 44Следующая ⇒

Николаевское месторождение расположено в центральной части Удмуртии на территории Якшур-Бодьинского района, в 42 км севернее г. Ижевска. Районный центр Якшур-Бодья (расположенный в 8 км юго-западнее Николаевского месторождения. По территории Николаевского месторождения проходит газопровод Ямбург-Тула. В 10 км восточнее, по территории Чутырско-Киенгопского месторождения, проходит магистральный нефтепровод Ножовка-Киенгоп-Набережные Челны.

По характеру рельефа район представляет собой слабо приподнятую равнину, расчлененную речной и овражной сетью. По территории месторождения протекает р. Большой Иж с безымянными притоками. На территории месторождения находятся населенные пункты сельского типа Кечшур и Пушкари, через которые проходит дорога с асфальтовым покрытием, соединяющая административные районные центры Якшур-Бодья (расположенный в 8 км юго-западнее Николаевского месторождения) и Шаркан. Через п.Якшур-Бодья также проходит федеральная трасса, соединяющая г. Ижевск, п. Игру, г. Глазов. Ближайшая железная дорога, соединяющая две крупные железнодорожные станции Ижевск и Балезино, проходит в 17 км западнее месторождения.

Разработка месторождения осуществляется в соответствии с проектным документом «Проект разработки Николаевского месторождения нефти», 2003 г. (протокол ТКР УР № 26 от 30.12.2003 г.) и утвержденными решениями «Анализа разработки Николаевского месторождения», 2006 г. (протокол ТО ЦКР Роснедра по УР №85 от 13.07.2006 г.).

Рисунок 1 - Схема расположения Николаевского месторождения

1.2 Нефтегазоностность

Находящаяся в настоящее время в эксплуатации залежь нефти в турнейском ярусе нижнего карбона распространена почти на всей площади Николаевского месторождения.

Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно-детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31,2 м.

Основная залежь нефти, находящаяся в настоящее время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнего карбона. Залежь представлена двумя пластами в бобриковском горизонте (нижний Б₂ и верхний Б₁) и одним пластом в тульском горизонте (пласт Тл₂).

Тульский продуктивный пласт (Тл₂) является основным промышленно-нефтеносным объектом разработки на Николаевское месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл₂ выделено два подсчётных объекта (сверху вниз) Тл_2а и Тл_2б. На большей части площади месторождения объекты Тл_2а и Тл_2б чётко отделяются один от другого глинистым прослоем толщиной 1,6 - 14 м.

Подсчетный объект Тл_2б представлен песчаниками, иногда алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 14,5 м. Для подсчетного объекта Тл_2а, характерны частые литологические замещения продуктивной части пласта плотными породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 10,9 м.

Башкирский нефтяной пласт сложен известняками. В пределах пласта выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 15 м.

В целом по месторождению балансовые запасы нефти составили 11956 тысяч тонн, а извлекаемые – 2743 тысяч тонн.

1.3 Физико-химические свойства продуктивных горизонтов

По комплексу промыслово-геофизических исследований (электрометрии, кавернометрии, радиометрии, микрозондированию), керну и испытанию скважин, согласно полученных данных были построены геолого-литологический профиль и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по продуктивному пласту.

Турнейский продуктивный пласт приурочен к кровле турнейского яруса. Нефтяной пласт вскрыт 115 скважинами (67% от числа пробуренных скважин на месторождении) и расположен на большинстве площадей Николаевского месторождения. Исключение составляет Григорьевская площадь, где пласт водоносен.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется в широких пределах, от 0 до 31,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 48,6% от общей толщины до ВНК.

Турнейский пласт отделён от нижнего песчаного пласта яснополянского надгоризонта плотным глинистым разделом толщиной от 4 м до 20,1 м.

Башкирский нефтяной пласт приурочен к верхней части башкирского яруса. Пласт представлен в основном известняками органогенно-детритовыми с прослоями доломитов.

В пласте выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков, мощность которых изменяется от 0,4 до 7 м. Эффективная мощность прослоев к подошве пласта значительно возрастает. Проницаемые прослои часто не выдержаны по простиранию.

Турнейский нефтяной пласт сложен известняками тёмно-серыми и коричневато-серыми, иногда светло-серыми, в кровельной части залежи - глинистыми. По структуре преобладают известняки органогенно-детритовые, затем сгустковые и хемогенные (как правило плотные).

В органогенно-детритовых известняках (в основной массе мелко детритовых) отмечаются явления окремнения, пиритизации, кальцитизации. Содержание цемента значительно (часто до 40%), в тонкопористых разностях цемент поровый. Часто отмечаются различной величины трещины, выполненные вторичным кальцитом. Характерны: низкая сульфатность и доломитистость.

Пористость турнейских известняков изменяется в широких пределах, достигая 18,1 %. среднее значение пористости в нефтенасыщенной части пласта определено по 41 образцу керна из 20 скважин и принято равным 9,9 %. среднее значение пористости в водонасыщенной части пласта 10,2 % по 31 образцу из 21 скважины.

Пористость методами ГИС не определялась.

Башкирский нефтяной пласт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки в основном светлоокрашенные, неслоистые, со стилолитами. Доломиты коричневато-серые. Известняки содержат небольшой нерастворимый остаток, доломитизация и сульфатизация их невелики. Основное участие в сложении башкирского нефтяного пласта принимают органогенно-детритовые известняки, известняки биоморфные и детритово-биоморфные. Для пород башкирского яруса характерна перекристаллизация и окремнение. Отмечено наличие микростилолитов и микротрещин, иногда частично или полностью полых. Максимальное значение пористости по керну 13,3 % в нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта. Пористость нефтенасыщенной части пласта башкирского яруса, определенная по 9 образцам из 6 скважин, составляет 8,6 %; для водонасыщенной части пласта значение пористости 15,4 % по 14 образцам из 7 скважин.

В связи с тем, что определение коллекторских свойств проводилось по небольшому количеству керна, значение пористости пород башкирской залежи определялось по методу НГК. Среднее значение пористости, определенное по методу НГК, равно для нефтенасыщенной части 12%, для водонасыщенной – 13,3%.

Таблица 1 - Данные о коллекторских свойствах пласта C₁t

Купол	№ скважин	Пласт	Пористость, %	Проницаемость, мД
Центрально- Павловский - - - - - - - - - Барановский - Центрально- Павловский - - - Григорьевск Барановский Есаульский - Деткинский -	779 408 734 2230 2238 2241 2244 2248 2247 2207 2208 2255 2212 2260 272 2265 2270 2214 2271 2277 2276	Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный	10,9 6 - 10,7 12 9,9 14,9 7,7 10 11,5 11,9 9,6 11,2 11,3 13,5 10,5 12,7 13,4 - 11 10,7 7,4	63,8 1,6 1,3 1,0 1,4 4,9 19,5 2,4 2,2 3,4 5,6 3,2 2,5 3,2 7,3 1,0 9,4 7,1 1,2 1,0 2,2 7,7

Таблица 2 - Данные о коллекторских свойствах пласта С₂b

Купол	№ скв-н	Пласт	Пористость, %	Прониц-ть, мД
Центрально- Павловский Григорьевский Барановский - Барановский - - - Деткинский - - - - Барановский -	733 733 779 2218 2280 2285 829 2208 2207 2247 2241 2271 2265 2260 2212	Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Нефтенасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный Водонасыщенный	10 7,3 13,3 - 14 13,7 15,5 12,6 16,9 22,5 20,5 13,7 20 16,4 16,1	109 4,5 97 1 141 65,5 31,3 51 171 326 37,5 10,0 502 35 16,7

Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0,907 г/см³), сернистых (содержание серы 3 %) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75 %, силикагелевых 23 %), с содержанием парафина около 3,5 %.

Впервые глубинные пробы нефти из скважины были исследованы в 1996 году. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет 9,8 - 10 МПа, газонасыщенность 46 м³/т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сП.

Таблица 3 - Определение проницаемости по керну

Залежь	Пласт	Количество скважин	Количество образцов	Среднее значение проницаемости по образцам, мД
Турнейская	н\насыщенн. в\насыщенн. средн.	12 9 21	18 14 32	8,5 11 9,5
Башкирская	н\насыщенн. в\насыщенн. средн.	4 6 10	4 11 15	53 126 105

Физико-химические свойства нефти башкирского яруса; средняя плотность нефти по залежи 0,894 г/см³, содержание серы около 2,5 %, парафина – 3,6 %. Попутный газ характеризуется низким содержанием азота (6,9 %) при высоком содержании метана (35 %).

Таблица 4 - Физико-химические свойства пластовой нефти

Параметры пластовой нефти
Пласт	С₁ t	Тл+Бб	C₂ b
Давление насыщения нефти газом, кгс/см²	105	107	53
Газосодержание м³/т	46	50	21
Объёмный коэффициент	1,06	1,06	1,06
Вязкость нефти, сП	9,0	6,0	16,0
Плотность нефти, г/см³	0,824	0,833	0,829

Геологическое строение месторождения изучалось с 1956 года. Месторождение по своим размерам и запасам нефти относится к крупным (балансовые запасы нефти более 100 млн. т, размеры месторождения 20х30 км). По геологическому строению оно является сложным, многопластовым

Рисунок 2 - Кривые разгазирования

Таблица 5 - Физико-химические свойства разгазированной нефти

Параметры и состав разгазированной нефти
Пласт	С₁ t	Тл+Бб	C₂ b
Плотность нефти, г/см³	0,912	0,891	0,894
Вязкость нефти, сП	113,6	48,45	38,89
Молекулярный вес	266	247	248
Содержание, % вес: серы	2,79	2,15	2,53
асфальтенов	4,9	4,56	4,17
смол силикагелевых	18,98	15,30	17,35
парафинов	3,61	3,12	3,63

Первоначально, промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл_2а, Тл_2б, Бб₁, Бб₂), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласт Бш) и верейского яруса (пласт В₃В₄). В пласте В₃В₄ установлены промышленные запасы свободного газа.

Рисунок 3 - Свойства нефти

Проектные документы на разработку месторождения предполагали объединение этих пластов в 4 объекта разработки.

В процессе разбуривания и дальнейшего уточнения представления о геологическом строении месторождения установлено, что пласты Т и Бш состоят из ряда проницаемых пропластков, которые можно объединить в пласты С₁t, С₂t и C₁b, C₂b.

Таблица 6 - Состав и свойства газа

Наименование		Газ, выделяемый при однократном разгазировании пластовой нефти	Попутный газ
Плотность газа, г/л		1,110	1,248
Состав газа, %	Метан	56,8	46,73
	Этан	13,2	14,80
	Пропан	11,9	15,70
	Изобутан	6,8
	Н.бутан		5,33
	Изопентан	2,5	2,18
	Н.Пентан	2,5	1,60
	Гексан и высшие	2,5	0,2
	Углекислый газ	1,2	1,73
	Азот	7,6	9,28
	Сероводород	0,05	0,40

По всем пластам определены их параметры, построены карты эффективных нефтенасыщенных толщин, подсчитаны запасы нефти и попутного газа. В нескольких скважинах опробован пласт К. Обнаружены линзовидные залежи свободного газа, но на сегодняшний день они признаны как непромышленные. Скважины, пробуренные на этот пласт, находятся в консервации. Таким образом, на сегодняшний день, на месторождении установлено 10 пластов с промышленными запасами нефти и 1 пласт с промышленными запасами свободного газа.

Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 495; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!