Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ разработки газоконденсатнонефтяного месторождения Одопту-море (северный купол) XXI пласта

Министерство Образования Науки России

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Иркутский государственный университет»

(ФГБОУ ВПО «ИГУ»)

Геологический факультет

Кафедра геологии нефти и газа

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

студента заочного отделения специальности «Геология нефти и газа»

на тему: «Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ разработки газоконденсатнонефтяного месторождения Одопту-море(северный купол) XXI пласта»

Выполнил: Вознюк Ю.Н.

Иркутск. 2012г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

.        Общая часть

.1      Физико-географический очерк

.2      Геолого-геофизическая изученность

.        Геологическая часть

.1      Стратиграфия

.2      Тектоника

.3      Гидрогеология

.4      Нефтегазоносность

.4.1   Физико-литологическая характеристика пласта

.4.2   Коллекторские свойства пород

.4.3   Физико-химическая характеристика нефти, газа и газоконденсата

.5      Подсчет запасов

.        Специальная часть

.1      Построение цифровой геологической модели месторождения

.2 Моделирование свойств коллектора

.3 Анализ текущего состояния разработки

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Целью данной работы является анализ текущей разработки на основе подробного изучения геологического строения месторождения Одопту-море.

Месторождение Одопту-море - первое газоконденсатнонефтяное месторождение, открытое на шельфе о. Сахалина в 1977г. Поисковой скважиной №1 глубиной 2500м, пробуренной на Северном куполе, был получен промышленный приток нефти из интервалов XXI1 и XX2 пластов, залегающих на глубинах 1400-1500м.

Подготовка структуры под глубокое поисковое бурение проводилось сейсморазведочными работами 2D и 3D с целью уточнения геологического строения пластов - резервуаров, построения цифровой геологической и фильтрационной моделей, пересчета запасов нефти и газа, составления проектного документа на разработку месторождения.

С 1996г. разбуривание Северного купола ведется наклонно-направленными скважинами с берега острова Сахалин. Недропользователем является ОАО «НК «Роснефть».

С 1998г. Одопту-море (Северный купол) как самостоятельное месторождение находится в опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). За период 1978-2006гг. на Северном куполе были пробурены 21 скважина, из них 18 наклонно-направленных. На основании полученных данных в 2006г. по месторождению Одопту-море (Северный купол) был утвержден пересчет запасов нефти, газа и конденсата по XX1-2,XX2, XX3, XXI1 и XXI2 пластам. В соответствии с этим начальные запасы нефти, газа и конденсата (на 1.01.06г.) в целом по месторождению составили[13]:

нефть

(геологические /извлекаемые): категория С1 - 26466/12488 тыс.т

С2 -   13950/5343 тыс.т

растворенный газ: категория С1 - 2695/1731 млн. м3

С2 -   1267/379 млн. м3

газ газовых шапок: категория С1 - 304 млн. м3

С2 -   102 млн. м3

конденсат (геологические /извлекаемые): категория С1,С2 - 12/11 тыс.т

/4 тыс.т

В соответствии с проектным документом продолжено бурение наклонно-направленных скважин с берега. После утверждения запасов за период с 2006-2008г.г. на месторождении дополнительно пробурено 9 эксплуатационных скважин: №№ 218,219,222,223, 220,228,233,234,256, из них №№ 218,220,228, 256 с бурением пилотного ствола.

В баланс за 2006г. оперативно внесены изменения по XX2 пласту, где по результатам испытания скважин 215, 219 запасы УВ 2 и 3 блоков переведены из категории С2 в категорию С1 (протокол Роснедра № 18/28 от 23.01.2008г.) По состоянию на 01.01.09г. на государственном балансе числились запасы: нефти (геологические / извлекаемые) С1- 32974/12432; С2- 3311/1268 тыс. т

газа растворенного - 1044 млн. м3 (С1), 90 млн. м3 (С2) (извлекаемые)

газа свободного (г. ш.) - 155млн. м3 (С1), 101 млн.м3 (С2).

конденсата - 6/5тыс. т. (С1); 4/4 (С2)

Накопленная добыча в целом по месторождению по состоянию на 01.01.09г.: нефти - 4131тыс. т,

газа растворенного- 976 млн. м3,

газа свободного (газовая шапка) - 146 млн. м3,

конденсата - 6 тыс. т;

осталось извлекаемых запасов нефти - 8301 тыс. т.

.       
ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Физико-географический очерк

Газоконденсатнонефтяное месторождение Одопту-море расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 6-10 км восточнее берега о. Сахалин (рис.1). Глубина моря в пределах западного крыла Северного купола месторождения составляет около 18м.

В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области. Участок расположен в 40км юго-восточнее районного центра г. Оха, связанного с областным центром (г. Южно-Сахалинск) авиатранспортом и автомобильной дорогой. Ближайшее месторождение, находящееся в разработке, Одопту-суша, расположено в 7км северо-западнее. На юге Северный купол месторождения Одопту-море граничит с лицензионным участком проекта Сахалин-1 (центральный и южный купола).

Месторождение введено в разработку в 1998г. Нефть по нефтепроводу поступает на переработку в г. Комсомольск-на-Амуре.

Северо-восточный шельф Сахалина по сейсмическому районированию относится к зоне умеренной сейсмической активности с максимально возможной амплитудой землетрясений до 9 баллов.

Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами верхненутовского подгоризонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста (мощностью до 15м).

Рис.1. Обзорная карта Северного Сахалина. М: 200000. авт. Т.Л. Стыценко

1.2   
Геолого-геофизическая изученность

За период с 2001 по 2005 г на Северном куполе месторождения в рамках проекта пробурены 17 наклонно-направленных эксплуатационных скважин с берега: №№204, 209, 211, 212, 210, 208, 224 с северного куста и №№ 205, 215, 216, 217, 207, 206, 226, 227, 221, 229 с южного куста, включая бурение пилотного ствола скважины 207г. По возможности горизонтальными эксплуатационными скважинами решались разведочные задачи. Целью бурения пилотного ствола было вскрытие зоны контакта нефть-вода по XXI1 и XXI2 пластам, отбор керна из интервала продуктивного пласта. К сожалению, по техническим причинам керн не отобран полностью в запланированном объеме. По результатам бурения скважины 207г была установлена граница насыщения по XXI2 пласту на 18м ниже, принятой ранее.

Процесс бурения уникальных по сложности горизонтальных скважин со сверхдальним отходом от вертикали ограничил возможность проведения полного комплекса геолого-промысловых исследований в техническом и экономическом отношении. В процессе выполнения программы работ за период ОПЭ проведен необходимый и достаточный комплекс исследований, позволивший построить геологическую модель месторождения, сделать оценку запасов и обосновать систему разработки залежей[4].

В пробуренных эксплуатационных скважинах кроме основного комплекса ГИС, включающего электрические методы, каротажи пористости и литологии, гамма-каротаж, газовый каротаж, методы изучения технического состояния скважин, производилось исследование шлама, контроль состояния пластовых флюидов, наклонометрия и инклинометрия. Полный комплекс каротажных методов проведен преимущественно в интервале залегания основного объекта - XXI1-XXI2 пластов. В скважинах №№210, 205, 215 им охвачены интервалы XX-XXI2 пластов. Комплекс ГИС позволил провести корреляцию разрезов скважин, выделить эффективные толщины, провести качественную и частично количественную оценку параметров насыщения пластов-коллекторов.

В процессе бурения произведен отбор грунтов сверлящими грунтоносами в скв.1, 3, 9, керна в скв.3, 201, 211, 207 из XX2, XX3, XXI1 и XXI2 пластов. Проходка с отбором керна составила 82м, что составляет 0,08% от объема бурения.

Объем поискового бурения составил 8104м (скв.1, 202), разведочного 4570м (скв.3, 9), все поисково-разведочные скважины пробурены в контуре нефтеносности[4].

.       
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Стратиграфия

Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

         меловой «фундамент» K;

         мачигарский горизонт P;

         даехуриинский горизонт P;

         уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен) N3u; N3-2dg; N1ok;

         нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен) N1 nt; - N2nt

четвертичные отложения Q

Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый на месторождении поисковой скважиной №1 в интервале 2150-2500м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 350м, по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000м, в восточном направлении, к Восточно-Одоптинской зоне, уменьшается до 500м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.

Нутовский горизонт (N1 nt1) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300м, достигая на юго-западе 3000м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море). Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.

Реконструкция палеогеографических условий осадконакопления нутовского горизонта проводилась путем анализа литологического состава пород и палеонтологических исследований микрофауны. На основании изучения фораминифер сделаны выводы о развитии неогенового бассейна в районе месторождения Одопту - море в сторону постепенного уменьшения глубин от батиальных до внутренней сублиторали. Песчано-глинистые осадки нижненутовского подгоризонта отлагались в морском бассейне на глубинах до 200м. О периодически повторяющихся колебаниях уровня бассейна седиментации свидетельствует ритмичное чередование песчаных пластов и глинистых разделов в разрезе нутовского горизонта.

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский (I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт -N1 nt1 (верхний миоцен)

Верхняя граница нижненутовского подгоризонта проводится на каротажных кривых по кровле IX пласта. Литологически подгоризонт представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60м), глин и алевролитов. Наибольшим содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300м, в прогибах возрастает до 1800м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI2 пластам) Одопту-море (Северный купол) приурочены все установленные залежи углеводородов. По наличию аномалий волнового поля и газопроявлениям в процессе бурения скважин предполагается присутствие непромышленных скоплений газа в верхней части разреза подгоризонта. В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов 3D на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в XX3 залежь нефти предполагается по геофизическим исследованиям (ГИС). Первые три продуктивных пласта объединяются в общую пачку -XX пласта, для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт». Основными эксплуатационными объектами являются XXI1,XXI2       .

Верхненутовский подгоризонт - N2nt3 (плиоцен)

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами I-VIII. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750м. В разрезе выделяется две литологические пачки. Нижняя пачка (толщиной до 270м) представлена неравномерным переслаиванием песчаников светло-серых, слабо уплотненных, мелко- и среднезернистых и глин серых и темно-серых, с редкими прослоями алевролитов. Верхняя пачка толщиной до 750м сложена преимущественно песками серыми, светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, кварцевыми, рыхлыми с прослоями слабо уплотненных песчаников и глин серых, голубовато-серых.

2.2 Тектоника

В тектоническом плане участок работ охватывает структуры Северо-Сахалинского и Дерюгинского кайнозойских прогибов (рис. 2). Начало формирования прогибов связывается с ранним олигоценом (мачигарское время). В их структурной эволюции выделяются длительные этапы транстенсионного геодинамического режима, сопровождающиеся интенсивным конседиментационным грабенообразованием и масштабными трансгрессиями (Р3, N1-2), и относительно кратковременные этапы проявления трансгрессивного режима, завершающие регрессивные циклы осадконакопления и сопровождающиеся структурной перестройкой.

Наиболее масштабные структурные перестройки, сопровождающиеся интенсивной складчатостью, происходят в конце ранненутовского, поздненутовского и дерюгинского времени. Этапы формирования малоинтенсивных структурных форм, особенно в приразломных зонах, отмечаются также в конце даехуриинского и дагинского времени[1].

По данным сейсмических работ и глубокого поискового бурения Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 32*6,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 3-5˚, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5˚ до 17˚, на восточном - 3-7˚. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного.

Размеры Северного купола составляют 9км*4км по замкнутой изогипсе кровли XXI1 пласта, равной 1650м, размеры участка продуктивности в пределах контура залежи XXI1 пласта 11км*4км, амплитуда складки около 300м. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5˚, западном - до10º. Купол имеет грушевидную форму в плане и примыкает к центральному куполу через узкую седловину.

По сейсмоматериалам 2D разрывные нарушения на месторождении не выделялись, впервые разломы установлены по сейсмоданным 3D. На месторождении выявлено присутствие сочетания разнонаправленных систем разломов, типичных как для шельфа острова Сахалин в целом, так и для прилегающей суши. По сейсмическим разрезам, горизонтальным срезам и картам когерентности в пределах Северного купола выделено три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и сформировались в результате транслатеральных тектонических напряжений, воздействовавших на площадь в плиоцене-плейстоцене, в период образования куполов Одоптинской структуры, и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. Первые две зоны разрывов выделены в пределах распространения залежей углеводородов и в разной степени повлияли на их формирование. Оценка геометрических параметров разломной сети ограничена сейсмической разрешенностью. Ни в одной из пробуренных скважин разрывы не подсечены.

В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера - сброс 1.

Нарушение с признаками затухания от свода протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола, включая газовую трубу, в обоих направлениях и прослеживается не только в интервале залегания продуктивных пластов, но и по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения сопоставима с величиной горизонтального смещения блоков и составляет 15-20м. Сброс 1 осложнен серией оперяющих мелких разрывов северо-западной ориентировки. Амплитуды разрывов по вертикали составляют от 5 до 15м. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скважины 204 установлено присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40м от скважины. К тому же сброс экранирует залежь нефти XXI2 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах южнее сброса 1 (скв.1, 209).

Район скважин 207, 207г, 216, 205, 215, 217 контролируется системой разломов второго порядка со сбросовой (сбросово-сдвиговой) составляющей. Разломы имеют субширотно-северо-восточную ориентировку. Систематичность, субпараллельность и прямолинейность свидетельствуют об их сколовом генезисе. Ослабленные нарушением зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически не связанные залежи. Сброс №2 установлен по сейсмоматериалам 3D, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так же существованием газовой шапки залежи XXI2 пласта в 3 блоке.

Третья зона разломов, представленных в основном взбросами, зафиксирована на юго-западном погружении структуры за пределами контуров залежей. Разломы имеют северо-северо-западную ориентировку и прослеживаются к югу в направлении Лебединского разлома, разделяющего одноименную антиклинальную складку и Центральный купол месторождения Одопту-море.

2.3    Гидрогеология

Исследования подземных вод месторождения Одопту-море (Северный купол) проведены в 3-х поисково-разведочных скважинах (№№ 1, 3 и 9) рассматриваемой площади, в которых выполнялся неполный комплекс гидрогеологических исследований при вскрытии ряда водоносных объектов. Их опробование проводилось по методике для несамоизливающихся скважин без привлечения способов и операций, специфичных для гидрогеологических объектов. Исследования эти ускоряли опробовательский процесс, но в ущерб качеству и объему пластовых параметров. В процессе опытно-промышленной разработки данного месторождения (залежь XXI-х пластов) к настоящему времени получена одна относительно достоверная проба пластовой воды из эксплуатационной скважины № 224. Степень гидрогеологической изученности показана в приведённой ниже (см. табл.1).

Таблица 1

Степень гидрогеологической изученности

Для объективной характеристики гидрогеологических и, в особенности, гидродинамических условий привлекались имеющиеся сведения о подземных водах южных площадей месторождения Одопту-море (Центральный и Южный купола), а также материалы наклонно-направленных скважин, пробуренных в разведочных целях с береговой косы под акваторию моря, и скважин южного участка месторождения Одопту-суша.

В связи с разработкой залежей нефти на изучаемом месторождении актуальным является прогноз режима дренирования его продуктивных пластов. Важность такого прогноза обусловлена приуроченностью месторождения к элизионной (отжимной) водонапорной системе Северо-Сахалинского субмаринного нефтегазоносного бассейна (НГБ), гидродинамические особенности которой во многом предопределяют эффективность отбора нефти в зависимости от принятой схемы поддержания пластового давления[5].

На рассматриваемом месторождении вскрытая и изученная в гидрогеологическом отношении часть разреза, охватывает три верхних водоносных комплекса (в НГБ их выделено пять), отличающихся по фильтрационным свойствам пород, строению резервуаров и гидродинамическому режиму.

Первый комплекс представлен мощной толщей (до 750-1000 м) плиоценовых песков с невыдержанными по площади слоями глин. Он охватывает верхненутовские образования. Эти отложения непродуктивны и потому не исследовались. По данным ГИС высокая минерализованность (до 35 г/л) подземных вод комплекса объясняется отсутствием выдержанного водоупора в условиях морского бассейна. Эта часть разреза является открытой гидродинамической системой, относится к зоне свободного водообмена и в дальнейшем не рассматривается.

Второй водоносный комплекс представлен переслаиванием песчаных и глинистых пластов верхненутовского (I-VIII) и нижненутовского (IX-XVIII) подгоризонтов нутовского горизонта (верхний миоцен N1). Он характеризуется значительной мощностью (до 1000 м), сокращающейся в восточном направлении, и примерно равным соотношением песчаных и глинистых разностей пород. Благодаря повсеместному распространению водоупоров, подземные воды комплекса имеют связь с поверхностью только в областях питания и разгрузки. Этот комплекс представляет собой полузамкнутую гидродинамическую систему и относится к зоне затрудненного водообмена. По мере удаления от областей питания концентрация солей в подземных водах II комплекса повышается от 3-10 г/л (субаэральная часть бассейна) до 20-27 г/л (субаквальная часть НГБ). Породы-коллекторы этого комплекса перспективны в нефтегазоносном отношении, но в пределах рассматриваемой части месторождения залежи УВ не встречены.

Третий водоносный комплекс является основной нефтегазосодержащей толщей Одоптинской антиклинальной зоны и сложен песчано-глинистыми отложениями нижней части (XIX1-XXVI пласты) нутовского горизонта и вскрытой части (XXVII пласт и ниже) окобыкайского горизонта (средний-верхний миоцен N2-1). Мощность комплекса на площади варьирует от 1300 до 800 м с уменьшением ее в восточном направлении. Одновременно с сокращением мощности происходит глинизация песчаных пластов по направлению на восток и северо-восток. В пределах месторождения общая глинистость достигает 70% в низах нутовского горизонта. Глинистые разделы комплекса представлены вязкими алевритистыми глинами преимущественно монтмориллонитового состава мощностью от 30-40 м в верхней и до 100 м и более в нижней части комплекса. Они являются хорошими экранами и способствуют гидравлической разобщенности песчаных пластов.

Этот комплекс характеризуется условиями весьма затрудненного водообмена и относится к закрытой гидродинамической системе. Он подлежит наибольшему изучению, так как его пласты-коллекторы включают все разнообразие элементов залегания резервуаров нефти и газа.

Большинство крупных месторождений УВ и перспективных на нефть объектов в нижненутовско - окобыкайском нефтегазоносном комплексе

(НГК) сосредоточены на конседигенно развивавшихся структурах Эхабинской и Одоптинской антиклинальных зон, имеющих высокое гипсометрическое положение относительно находящихся вблизи современных и древних прогибов. С ними связана основная разгрузки метеогенных и седиментогенных вод[2].

Общеизвестно, миграция флюидов - нефти, газа и элизионных вод - происходит из наиболее погруженных осевых зон прогибов (в частности, Восточно-Сахалинского) по восстанию пластов в области наименее жестких термодинамических условий в бортовых частях депрессий. Навстречу этому отжимаемому (напорному) течению флюидов с конца плиоцена и в плейстоцене (инфильтрационный этап развития Северо-Сахалинского НГБ) от региональной области питания метеорными водами (Гыргыланьинское, Оссой-Вальское поднятия) движутся инфильтрационные воды, образуя на стыке противоположно действующих гидродинамических режимов своеобразный барьер с низким энергетическим потенциалом (региональный пьезоминимум). В зоне контакта инфильтрационной и элизионной водонапорных систем формируется застойная обстановка, благоприятная, как известно, для аккумуляции УВ.

На структурах Одоптинской мегантиклинали в проницаемых пластах III комплекса получили развитие высоконапорные воды и так называемые СГПД (сверхгидростатические пластовые давления) с коэффициентом аномальности 1,02-1,10. Одним из основных условий их формирования является односторонняя замкнутость резервуара, его практическая изолированность от мест возможной разгрузки флюидов. Динамику фильтрации подземных вод в таких частях разреза обеспечивают отжимание флюидов из пластичных непроницаемых пород в проницаемые вследствие осадконакопления и геостатической нагрузки и образование перепада давлений (напоров) на разных участках напластования проницаемых слоев. Фильтрационные свойства пород II водоносного комплекса по материалам ГИС и анализу керна отличаются наилучшими показателями по сравнению с нижележащими толщами. Песчаные пласты достаточно выдержанные, а XIII-XIV и XVI пласты являются в районе реперными. По классификации Г.И.Теодоровича они относятся к хорошо проницаемым коллекторам (более 0,1 мкм2). В то же время опробование двух объектов в разрезе II комплекса в скважинах 1 и 9 не подтвердило столь высокие значения фильтрационно-ёмкостных свойств пород. Водообильность пород составляет порядка 20 м3/сут и более при различных депрессиях. Это расхождение объясняется некачественным выполнением работ по испытанию скважин.

Лучшей изученностью характеризуются породы III комплекса. По данным исследований скважин проницаемость не превышает 0,01 мкм2, а максимальная гидропроводность составила 3,2*10-11 м3/Па∙с [6]. Фиксируемая водообильность пластов варьирует в пределах 5-24 м3/сут. при коэффициентах продуктивности 1,5-5,5 м3/сут/МПа. По данным ГИС и анализу керна коллекторы комплекса отнесены преимущественно к среднепроницаемым (0,01-0,1 мкм2).

В отложениях III комплекса с условиями весьма затрудненного водообмена на морском месторождении прослеживается дальнейшее снижение минерализации с распространением гидрохимической зоны слабосоленых вод до 14-20 г/л. В составе этих вод наблюдается снижение содержания хлоридов (до 7 г/л) и сульфатов и повышается содержание гидрокарбонатов (от 1 до 2-3 г/л). По отношению к вышележащей зоне соленых вод отмечается некоторая обедненность микрокомпонентами.

Вязкость пластовых вод закономерно уменьшается от 0,58 мПа*с в верхах II комплекса до 0,37 мПа*с в низах III комплекса. Плотность воды с глубиной снижается от 1,0014 до 1,0000 г/см3. Подземные воды относятся к слабощелочным (рН=7,1-7,8)(табл. 2).

Газонасыщенность пластовых вод месторождения высокая, Рг/Рв *1,0. Основным компонентом водорастворенных газов является метан (91-97%). Легкие метановые газы включают примесь азота и углекислого газа (см. табл. 3).

Таблица 3

Состав водорастворенного газа

Использование подземных вод месторождения в промышленных целях или в бальнеологии нереально по причине некондиционности специфических компонентов в составе пластовых вод. Исключение составляет йод, но невысокая водообильность скважин предполагает нерентабельность его добычи. Перегретые в пластовых условиях подземные воды на месторождении не выявлены.

Прогноз режима дренирования залежей нефти и эффективности нефтеотдачи

Режимы работы залежей проявляются на фоне природных режимов водонапорных систем (горизонтов, пластов), к которым они приурочены, причем начальное давление залежей всегда определяется напором подземных вод.

Изучены два основных режима водоносных комплексов: инфильтрационный и элизионный. В геологическом времени водонапорные режимы могут сменять друг друга или характеризоваться смешанным режимом в зонах из контакта с залежами УВ. В Северо-Сахалинском НГБ месторождениям со смешанным водонапорным режимом залежей относятся следующие: Колендо, Северная Оха, Чайво-море.

В разрезе месторождения Одопту-суша доминирует элизионный режим фильтрации. Залежи месторождения Одопту-море (Северный купол) также подчинены единому природному режиму создания пластовой энергии - элизионному.

Элизионным водонапорным системам присущи два режима работы: упруго-водонапорный и замкнуто-упругий. Именно последний будет характеризовать начальные условия дренирования залежей нефти рассматриваемого месторождения, так как они залегают в невыдержанных, выклинивающихся пластах-коллекторах с начальными пластовыми давлениям, превышающими гидростатическое. Вертикальные градиенты давления воды на месторождении изменяются в пределах 1,02-1,10 МПа/100м, а напорные градиенты возрастают до 10 м/км, что, как известно, приводит к изменению геометрии залежей УВ.

Недостатком этого режима является небольшой упругий запас жидкости ограниченных по простиранию пластов. При интенсивных отборах нефти в резервуарах быстро снижается пластовое давление, а поступление отжимающейся из коллектора напорной воды происходит медленно. Поэтому крайне важной представляется организация своевременного заводнения залежи с целью поддержания начального пластового давления.

Положительным фактором замкнуто-упругого режима является постоянство и долговременность движущей силы элизионного гидродинамического напора, которое обеспечивается мощными глинистыми толщами восточного борта Одоптинской мегантиклинали. Благодаря этому источнику потенциальной энергии возможна длительная поддержка природной пьезопроводности коллектора. Преимуществом разработки залежей с ограниченным объемом резервуаров является также возможность быстрого восстановления пластового давления при грамотном заводнении.

Изложенные выше представления о динамике подземных вод рассматриваемого месторождения и разноплановые энергетические характеристики законтурной области на западе и востоке месторождения позволяют применить рациональную систему разработки залежей нефти и поддержания пластового давления (ППД).

На месторождении Одопту-море рекомендуется внедрять нетрадиционную схему отбора нефти и ППД.

.        Отбор нефти осуществлять в западной части залежи, где сосредоточены основные запасы нефти.

.        Применять внутриконтурное (присводовое) заводнение, позволяющие эффективно (без утечек за контур) использовать энергию нагнетательной воды на ППД.

Такая схема расстановки добычных и нагнетательных скважин обеспечит естественный приток нефти восточной (неразбуриваемой, удаленной от берега) части залежи в западном направлении.

Эффективность рекомендуемой схемы разработки заключается в снижении затрат на ППД (требуется меньше скважин и расход закачиваемой воды) и более рентабельной и долгосрочной производительности добычных скважин (продленная эксплуатационная «полка»)[5].

2.4 Нефтегазоносность

Месторождение Одопту-море расположено в пределах одноименной зоны нефтегазонакопления на шельфе Северо-Восточного Сахалина. В пределах зоны открыто три месторождения на шельфе: Одопту-море (газоконденсатнонефтяное), Аркутун-Дагинское (газоконденсатнонефтяное), Пильтун-Астохское (газоконденсатнонефтяное) и нефтяное месторождение Одопту на суше острова. Первые два, включая нефтегазоконденсатное месторождение Чайво, относятся к проекту Сахалин-1, Пильтун-Астохское месторождение входит в проект Сахалин-2. Для всех месторождений Одоптинской зоны характерны одинаковые условия осадконакопления продуктивной толщи и ее возраст: песчано-глинистый осадочный комплекс нижненутовского подгоризонта верхнего миоцена (N1).

В результате проведенных в период с 1998 по 2005гг. геологоразведочных работ на месторождении установлено всего13 залежей (в XX12,XX2,XX3,XXI1 и XXI2 пластах), из них: 4 газонефтяные, 9 нефтяных.

По величине извлекаемых запасов нефти и газа месторождение относится к категории мелких, очень сложного геологического строения: присутствуют одно- и двухфазные залежи, которые характеризуются как наличием литологических замещений, так и невыдержанностью по площади толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, осложнены тектоникой. По фазовому состоянию залежи углеводородов относятся к нефтяным (XX3), нефтяным с газовой шапкой (XXI1,XXI2). По строению коллектора в ловушке к пластовым, по типу коллектора - к поровым, по типу экрана в ловушке - к сводовым и частично тектонически - и литологически экранированным(см. табл.4). По величине рабочих дебитов залежи относятся к мало- и средне дебитным, к залежам с высоким пластовым давлением (136 - 173 кгс/см2). Наибольшая высота залежей характерна для XXI1, XXI2 - 260-254 м, минимальна для XX12 - 87м.

Таблица 4

Характеристика залежей

XXI2 пласт выделен как самостоятельный объект, сформировавшийся в отличных от XXI1 литофациальных условиях.

Состав и свойства слагающих пласт отложений изучены по грунтам, отобранным в скважинах 1, 3, 9, и керну из скважины 207г (пилотный ствол). По результатам лабораторных определений пласт представлен преимущественно песчаником мелко-тонко-зернистым и средне-мелкозернистым (в тонких прослоях). По керну скважины 207г, отобранному из кровельной части пласта, определены фации естественной среды пород: открытая пористость изменяется от 21,65 до 22,33%, газопроницаемость достигает 508-610*10-3 мкм2.

Разнообразие условий седиментации отложений на уровне XXI2 пласта свидетельствует о том, что сформировавшийся пластовый резервуар может состоять из набора песчаных тел разного генезиса и литологического состава. Кроме литологического фактора на площади имеет развитие сеть тектонических нарушений, прослеженных по сейсморазведке 3D. По результатам интерпретации детальной сейсморазведки и скважинных данных в пределах пласта выделено 3 блока, к которым приурочены две залежи нефти и одна газонефтяная. Исходя из поперечного и продольного разрезов скважин, толщины пласта уменьшаются с запада на восток и с севера на юг. В этом же направлении изменяются в сторону ухудшения и их коллекторские свойства.

В I блоке залежь нефти опробована и эксплуатируется совместно с залежью XXI1 пласта скважинами 204, 210, 211, 212. Граница насыщения в блоке проведена по отметке нижнего отверстия перфорации пласта в скважине 9-1721м. Пласт в скважине представлен преимущественно неколлектором, отметка опробования соответствует подошве единственного низкопроницаемого прослоя коллектора. Опробование пласта проведено совместно с XXI1, получен слабый приток безводной нефти[10].

За водонефтяной контакт (ВНК) в залежи принята отметка -1721м. Залежь нефти пластовая сводовая, тектонически экранированная с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 4,25*3,4км, высота -210м, средняя толщина коллектора -1,6-1,8м.

В блоке 2 XXI2 пласт находится в совместной эксплуатации с XXI1 скважинами 201/203, 205, 215. Первоначально в скважине 224 пласт был опробован совместно с XXI1 пластом, получен приток воды с нефтью. По результатам интерпретации геологических исследований скважин (ГИС) в интервале XXI2 пласта отмечаются сниженные показания нефтенасыщенности (в среднем 44-45%). Возможно, близко расположенный от подошвы скважины ВНК явился причиной притока воды. После изоляции пласта, скважина заработала чистой нефтью из вышележащего объекта - XXI1.

ВНК залежи проведен по кровле пласта в скважине 224 на отметке -1707м, что не противоречит результатам опробования и ГИС. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная сбросами 1 и 2, на востоке имеет литологическое ограничение. Размеры залежи 4,0*2,4км, высота -232м, средняя эффективная толщина коллектора 4,9-5,7м.

В 3 блоке пласт вскрыт скважинами 3,207,207г,216,217,206,226,227,229, опробован и разрабатывается совместно с залежью XXI1 пласта скважинами 216,226,229, отдельно XXI2 пласт - скважиной 227. В скважине 3 пласт опробован в интервале 1691-1719м (абсолютные отметки -1662,5-1677,5м), получен приток воды с признаками нефти, расчетный дебит 11 м3/сут на динамический уровень 900м.

В скважине 217 из интервала пласта получен фонтанный приток газа. Газонефтяной контакт установлен по результатам опробования и исследования скважины 217 и принят на отметке 1580м, что соответствует подошве коллектора в скважине, подтверждено расчетом по графику градиентов пластовых давлений (G), замеренных в скважине 217, и нефтяной части залежи в скважине 3 (рис.4). Газожидкостный контакт отмечается так же по некоторым характерным признакам по сейсмическим материалам в пределах изогипсы 1600м.

Самая низкая абсолютная отметка, где получен приток чистой нефти соответствует отметке нижнего отверстия интервала перфорации скважины 227 -1670м.

Таким образом, за ВНК залежи принята отметка -1670м, что не противоречит результатам интерпретации ГИС и опробования скважин.

Газонефтяная залежь 3 блока пластовая, тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 1,6*3,9км, высота газовой шапки 5м, нефтяной оторочки -90м. Средняя насыщенная толщина пласта в блоке изменяется от 3,3 до 7,6м.

Рис.4 График градиентов пластовых давлений газонефтяной залежи 3 блока XXI2 пласта

месторождение пласт коллекторский порода

2.4.1 Физико-литологическая характеристика пласта

На месторождении Одопту-море основной этаж продуктивности приурочен к отложениям нижненутовского подгоризонта, где выделено 18 алеврито-песчаных пластов (IX-XXVI) мощностью от 10 до 60м. На северном куполе по результатам испытаний в скважинах №1, 3, 9 и всех наклонных установлена нефтеносность XX, XXI1, XXI2 пластов, с которыми связаны основные разведанные залежи. По результатам опробования в скважине №1 признаки нефтеносности установлены в XXV, XXVII (пильская свита) пластах[10].

Исследование отобранного керна проводилось в аналитической лаборатории «СахалинНИПИморнефть» по стандартной методике, которая включает: ситовой шести- или семифракционный гранулометрический анализ (Метод. рек., 1978г), определение полной и открытой пористости (по керосину)(ОСТ 39-181-85), газопроницаемости (ГОСТ 26450.2-85). Литолого-физическая характеристика XXI2 пласта приведена в (таблица 5). Отбраковка образцов велась исходя из нижнего предела пористости, проницаемости и глинистости.

Пласты XXI1 , XXI2 и XX, являющиеся основными продуктивными объектами на северном куполе месторождения Одопту-море, имеют крайне неоднородное в литологическом отношении строение.

Пласт XXI2 изучен керном в скважине №207г. Керн отобран в интервале 4078,00-4079,50м (по стволу скважины), вынос составил 30см. Образцы представлены средне-мелкозернистым песчаником темно-серого цвета с коричневым оттенком, массивным, нефтенасыщенным, под ультрафиолетовой лампой имеют ярко желтое равномерное свечение. Открытая пористость песчаников составляет 21,65-22,33%, проницаемость - 518,58-622,61х10-3мкм2(см. табл.5)

2.4.2 Коллекторские свойства пород

Коллекторы XX и XXI пластов, основных продуктивных объектов северного купола месторождения Одопту-море, порового типа, представлены преимущественно песчаниками мелко-тонкозернистыми, тонко-мелкозернистыми и мелкозернистыми. Более крупные разности (средне-тонко-мелкозернистые) встречаются редко и в тонких прослоях. В зависимости от количества глинистого цемента, тонкопесчаной и мелкопесчаной фракции открытая пористость песчаников меняется от 13,87 до 25,16 %, проницаемость - от 4,1 до 622,61х10-3мкм2 , плотность от 1,91 до 2,25 г/см3(см. рис. 5).

рис.5 График зависимости между проницаемостью и пористостью

Наиболее емкими и проницаемыми коллекторами являются песчаники средне-тонко-мелкозернистые и тонко-мелкозернистые, которые имеют среднюю открытую пористость от 21,2 до 22,6% и среднюю проницаемость 111,9-202,9х10-3мкм2. Структура порового пространства этих пород характеризуется широким развитием интергранулярных макропор. Поры имеют размер от 12 до 250мкм при преобладании в области 50-120мкм (замеры произведены в петрографических шлифах), хорошую сообщаемость, равномерное распределение. Высокая проницаемость обусловлена большим размером пор, их равномерным распределением, хорошей сообщаемостью, низким содержанием глинистого цемента (2-11%) и аутигенных минералов (2-3%). Среди глинистых минералов цемента преобладают каолиниты и гидрослюды[6].

Песчаники тонко-мелкозернистые с содержанием глинистой фракции 11-20 % и мелко-тонкозернистые песчаники с глинистостью 11-15 % имеют среднюю пористость 21,45% и среднюю проницаемость 49,16х10-3мкм2. Структура порового пространства этих пород характеризуется преобладанием интергранулярных макропор размером 10-84 (при их вариации от 10 до 200мкм) и их неравномерным распределением. Пониженные значения проницаемости по сравнению с первой группой связаны с повышенным количеством цемента, либо меньшим размером обломочных зерен и меньшим размером пор. В составе цементов преобладают смешанослойные минералы и гидрослюды.

Песчаники мелко-тонкозернистые с количеством цемента более 15% имеют среднюю пористость 19,5% и среднюю проницаемость 16,95*10-3 мкм2. Структура их порового пространства характеризуется преобладанием интергранулярных пор размером 10-24мкм. Связь между порами плохая. Многие поры заполнены глинистым цементом и аутигенными минералами. Часто встречаются неэффективные внутри цементные микропоры. Низкие значения проницаемости обусловлены тонким размером обломочных зерен и повышенным содержанием глинистого цемента, что привело к резкому уменьшению размера пор. В составе цемента присутствует монтмориллонит и смешанослойные минералы.

Глины, глинистые алевролиты и хлидолиты имеют пористость от 5,1 до 14,48%, сложены монтмориллонитом и смешанослойными минералами. Их поровое пространство характеризуется развитием неэффективных микропор, приуроченных к глинистым цементам.

На рисунке 6 показана связь между глубиной залегания и пористостью глинистых пород, изученных в керне из Северного купола месторождения. По величине открытой пористости вычислены глубины максимального погружения пород. Величина эрозионного среза в скважине №1 равна 1,1км, в скважине №3 - 1,0км, в скважине №9 -1,35км, в скважине №201 - 1,8км. До глубины максимального погружения 3км открытая пористость глинистых пород составляет 10-14%, ниже 6-11% (см. рис. 7).

Рис.6 График зависимости между открытой пористостью и глубиной максимального погружения пород.

Рис.7 График зависимости между открытой пористостью и глубиной залегания для глинистых пород

.4.3 Физико-химическая характеристика нефти, газа и конденсата

Физико-химические свойства сепарированных нефтей и конденсатов XXI1 и XX12-XX2 пластов охарактеризованы по результатам исследования 177 проб, отобранных в поверхностных условиях из 16 горизонтальных скважин (пробуренных в период с 1998 по 2006 гг.) и 2 вертикальных скважин №№ 1, 3 (пробуренных с морской буровой платформы в 1977-1978 гг.).

Исследование пластовой нефти, отобранной из скважины № 3, было проведено в г. Даллас (США), рекомбинированных проб по скважинам №№ 209, 216, 210 - в Аналитической лаборатории “СахалинНИПИморнефть” на установке АСМ-300 по ОСТ-39-112-80 методом ступенчатого разгазирования.пласт. В поверхностных условиях исследованы пробы из 11 скважин: №№ 202, 201/203, 204, 205, 207, 211, 212, 215, 216, 226, 227.

По площади структуры свойства нефтей XXI1-XXI2 пластов достаточно стабильны. В поверхностных условиях плотность нефти изменяется от 0,841 (скв. № 204) до 0,866 г/см3 (скв. №№. 216, 226), в среднем по пласту составляет 0,8545 г/см3 и относится к средним, вязкость при 2000С изменяется от 2,95 до 4,59 сСт (в среднем - 3,70 сСт). Температура начала кипения - 64-760С (в среднем 700С). Выход бензиновых фракций до 2000С в среднем составляет 39%, светлых фракций до 300 0С - 67%. Нефть относится к малосернистым (0,29%), малосмолистым (смол силикагелевых-4,98%, асфальтенов - 0,35%), малопарафинистым (1,09%). Содержание хлористых солей, по определению в пробе нефти из скважины № 216, составляет - 2,84 мг/дм3. Температуры плавления парафина составляет 590С, застывания нефти - ниже -200С[7].

В групповом углеводородном составе бензиновой фракции нефтей метановые углеводороды преобладают и содержатся в количестве 42,2%, отношение М/Н равно 1,40. Содержание ароматических углеводородов практически равно их содержанию в нефти XXI1 пласта, а нафтеновых меньше - 30,2%. Эти различия в групповом углеводородном составе не оказали существенного влияния на тип нефти и по классификации Ботневой Т.А. нефть XXI1-XXI2 относится к метановой, к химическому типу по А.А.Петрову -А1 и промежуточному А1-А2. По физико-химическим свойствам (формула нефти по Т.А. Ботневой).

В 3 блоке свойства нефти в пластовых условиях изучены по пробе, отобранной в скважине № 216. Проба рекомбинировалась до давления насыщения равного пластовому (15,9 МПа) и исследована методом ступенчатого разгазирования.

Нефть в пластовых условиях имеет плотность 769 кг/м3 и растворяет 79 м3/м3 газа относительной плотности 0,605. Объемный коэффициент равен 1,194, коэффициент растворимости - 4,96 м3/м3*МПа-1, коэффициент сжимаемости - 12 *10-4МПа-1 и вязкость динамическая -0,81*10-3 Па*c.

В скважине № 217 из пластового газа был получен легкий конденсат, который имеет плотность 0,763 г/см3 (в среднем), вязкость 0,78 сП, закипает при 6600С, выход бензиновых фракций до 2000С составляет 90%. Для конденсата характерны низкие содержания парафина (0,06%), серы (0,02%), силикагелевых смол (0,24%), асфальтенов (0,02%). По групповому углеводородному составу, согласно типизации И.С.Старобинца, конденсат относится к метано-нафтеновому типу, и содержит 48% метановых, 39% нафтеновых углеводородов. Исследования на газоконденсатность не проводились. Состав пластового газа получен на основе газа сепарации с введением расчетной доли углеводородов С5+ . Расчетно-графическим путем определены коэффициент конденсатоотдачи (0,917), потенциальное содержание С5+ (10 г/м3) и мольное соотношение “сухого” газа к пластовому - 0,998.

В составе газов содержится 90,3 - 95,3 % метана, 2,4 - 9,5 % тяжелых углеводородов. Среди тяжелых углеводородов основным компонентом является этан- 1,5 - 5,3 %, количество пропана составляет 0,4 - 1,6 %, бутанов - 0,3 - 1,5 %, пентанов 0,1 - 0,8 %, гексанов от следовых количеств до 0,4 %. Содержание гомологов метана убывает в ряду: С2Н6*С3Н8* С4Н10*С5Н12. Содержание азота не превышает 0,4 %, углекислого газа - 0,44%. Исключением является газ из скважины № 1, в котором низкая (2,37%) доля тяжелых углеводородов и повышенное содержание азота - до 2%. В изученных пробах не определялось содержание инертных газов и водорода, присутствие сероводорода не обнаружено.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей по И.С.Старобинцу (7), растворенный газ XXI1 и XXI2-XX2 пластов относится к классу сухих и полужирных, газ низкоазотный, низкоуглекислый, не содержащий сероводорода.

2.5 Подсчет запасов нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного в ней газа и газа газовой шапки произведен объемным методом по известной формуле.

бал = F*h*kоп*Q * , где

бал - балансовые запасы нефти в стандартных условиях в т,

F - площадь нефтеносности в м2,

h - нефтенасыщенная мощность в м.,

kоп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород,

коэффициент нефтенасыщенности,

Θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, равный 1/n, где

n - объемный коэффициент пластовой нефти,

плотность нефти на поверхности в т/м3.

Начальные извлекаемые запасы определялись:

 извл = Qбал *kн , где

Запасы нефти и газа подсчитаны по XX1, XX2, XX3, и XXI1 пластам.

Площадь нефтеносности определена по структурным картам кровли проницаемого пласта планиметрированием в пределах контуров нефтеносности, проведенных на основании отметок водонефтяного контакта по данным ГИС и опробования скважин. Эффективные нефтенасыщенные толщины определены как средневзвешенные по площади величины в пределах нефтяной и водонефтяной зон раздельно. Эффективные толщины определены по комплексу ГИС в скважинах в фактическом стволе (искривленном) и пересчитаны на вертикальную проекцию с учетом углов наклона скважины и падения пластов.

Значения пористости по выполненному комплексу ГИС в скважинах определить невозможно, поэтому при оценке коэффициента пористости ее величина принималась по аналогии с XX2 и XXI1 пластами и керновыми определениями из XX2 (скв.201/203) и XX3 (скв.3) пластов.

Расчетные значения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) определены по ГИС как средняя величина из средневзвешенных по толщине проницаемого прослоя значений нефтенасыщенности. При оценке нефтенасыщенности XX2 и XX3 пластов предпочтение отдано формуле для отложений с глинистостью слоистого типа. Близкие значения получены по ранее использованной для «дисперсных» коллекторов формуле и формуле Симманду. Значения Кн, рассчитанные по формулам Комарова и Пупона-Лево, занижены.

Плотность нефти определена по результатам анализа сепарированной нефти. По XX1, XX3 пластам плотность нефти принята по аналогии с XXI1пластом. Объемный коэффициент нефти принят так же по аналогии с XXI1 пластом, где были отобраны глубинные пробы нефти из скважины №3 и №209. Пересчетный коэффициент принят как величина обратная объемному коэффициенту.

Извлекаемые запасы нефти подсчитаны умножением балансовых запасов на коэффициент нефтеизвлечения. Коэффициент извлечения нефти определен на основании технико-экономических расчетов технологических показателей разработки по методике ВНИИ.

Запасы растворенного в нефти газа подсчитаны объемным методом путем умножения запасов нефти на газонасыщенность пластовой нефти, которая определена по пробе пластовой нефти, отобранной из скважины №3 и №209 (XXI1пласт).

Ниже приводятся параметры и результаты подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и растворенного в ней газа и газа газовой шапки XXI1 пласта.

XX1 пласт совместно опробован с XX2 пластом в скважине 210, в скважинах №208, 2-4, 209 продуктивность предполагается. Залежь развита только в присводовой части структуры и на западном крыле. Насыщенность коллектора принята равной 57%, пористость 20%, плотность нефти и объемный коэффициент приняты по аналогии с XXI1 пластом. По степени изученности запасы нефти залежи отнесены к категории С2 и составили -357 тыс.т (балансовые). Запасы растворенного газа -36 млн.м3 (балансовые) при газонасыщенности 102 м3/т[11].

XX2 пласт вскрыт на месторождении всеми пробуренными скважинами, по литологическому составу неоднороден. Продуктивность пласта установлена по материалам ГИС и керну, отобранному в скв.201/203 в интервале 4679-4697 м. По результатам лабораторных исследований керн представлен песчаником с хорошими ФЕС и с тонкими прослоями алевролитов и глин. Пласт опробован в скважинах №1, 3, 210 (совместно с XX1). По данным ГИС пласт нефтенасыщен в скв.202, 201/203, 204, 205,209,208,210,211,215. На структурной схеме, построенной по кровле пласта, линия глинизации проведена по аналогии с XXI1 пластом.

Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная. Водонефтяной контакт проведен условно по границе отметки подошвы нижнего продуктивного прослоя в скважине 211 и отметкой верхнего отверстия перфорации скважины №3 на абсолютной глубине -1505м. Средняя величина пористости в пластовых условиях по данным лабораторных исследований керна и ГИС составляет 22.6%; нефтенасыщенность - 64%.

По степени изученности залежи, запасы отнесены к категории С2 и составили: нефти -10412/2603 тыс.т, растворенного газа - 1042/729 млн. м3.

XX3 пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В пределах купола литологически выдержан; коррелируется во всех скважинах. По материалам ГИС эффективная толщина пласта уменьшается в северо-восточном направлении. Форма пластового резервуара принята по данным детальных сейсморазведочных работ и подтверждена глубоким бурением.

Залежь нефти установлена по результатам бурения скважины 201/203, где при вскрытии интервала 4996.3-5025.5м (1505-1512 м.абс.) были отмечены повышенные газопоказания. Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная. В скважине №3 из пласта был отобран керн (интервал 1631-1660м), по результатам анализа которого, а так же по данным ГИС определены расчетные значения пористости и нефтенасыщенности пласта коллектора равные 21.8% и 57% соответственно. Граница залежи проведена по подошве продуктивной по ГИС скважины №211 - 1543м. Расчетные значения эффективной нефтенасыщенной толщины определены, как средневзвешенные по площади величины, которые составили: для нефтяной зоны - 2.2м, для водонефтяной 1.7м. Остальные подсчетные параметры: плотность сепарированной нефти, пересчетный коэффициент, газонасыщенность приняты по аналогии с залежью XXI1 пласта. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0.25. Опробования залежи не проведено, запасы нефти и растворенного газа подсчитаны по категории С2 и составили 3209/802 тыс.т., растворенного газа - 321/225 млн. м3.

XXI1 пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. Нефтенасыщенность пласта установлена по данным ГИС и доказана опробованием его в скважинах. На всех объектах проведены гидродинамические исследования, сняты кривые восстановления давления (КВД), замерены пластовые, забойные давления, пластовые температуры, дебиты нефти на различных штуцерах. В скважинах №3 и 209 произведен отбор пробы пластовой нефти. По результатам освоения скважин 204 и 209 установлено наличие газовой шапки в залежи. Граница газоносности принята как среднеарифметическая величина между подошвой газонасыщенного прослоя в скважине №204 и отметкой кровли скважины №1 -1471м. В скважине 209 подошва газового прослоя отмечена так же на отметке -1471м. Выше указанная отметка принята за газонефтяной контакт[11].

Залежь пластовая, сводовая литологически ограниченная. Зона литологического замещения пласта-коллектора на северном, южном погружениях и восточном крыле структуры прогнозируется по результатам анализа материалов детальных сейсмических исследований.

Водонефтяной контакт проведен на абсолютной отметке 1710м, что соответствует границе продуктивности, установленной по данным ГИС и опробования скважины №9. Таким образом, границы залежи установлены достоверно по результатам опробования и сейсморазведочных работ. В принятых границах для подсчета запасов выделены две зоны: нефтяная и водонефтяная. Эффективные нефтенасыщенные толщины, средневзвешенные по площади, составили: в нефтяной зоне - 5.8м, в газонефтяной 6.6м, в водонефтяной- 4м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности приняты по результатам интерпретации ГИС с учетом исследования керна и равны 0.21 и 0.60 соответственно.

Плотность нефти принята как среднеарифметическая из определений плотностей нефти по скважинам, вскрывшим XXI1 пласт. Объемный коэффициент определен по пробам пластовой нефти из скважин №3 - 1.224, исходя из него пересчетный коэффициент - 0.817. Газонасыщенность пластовой нефти - 102м3/т. Коэффициент нефтеизвлечения принят равным 0.25.

По степени изученности залежи запасы нефти и растворенного газа подсчитаны по категории С1 и составили: нефти -14084/3522 тыс. т, растворенного газа - 1436/301млн.м3 ,

газа газовой шапки -164млн.м3[13].

В целом начальные запасы нефти и растворенного газа по месторождению Одопту-море (Северный купол) составили:

Нефть (балансовые/извлекаемые), тыс.т:

Категория С1 -24853/6214 категория С2 -3209/802

Растворенный в нефти газ (балансовые/извлекаемые) млн. м3

категория С1 -2514/1760 категория С2- 321/225

Запасы газа газовой шапки - 164 млн.м3 (категория С1).

3.          
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Построение цифровой геологической модели

Создание цифровой геологической модели (ЦГМ) месторождения Одопту-море (Северный купол) проведено с целью пересчета запасов УВ с учетом новых данных о геологическом строении, построения последующей гидродинамической и постоянно действующей геолого-технологической модели с целью повышения эффективности разработки месторождения. Для построения ЦГМ применялись пакеты программного обеспечения Petrel 2004 и Gocad 2004.

Исходными данными для моделирования являлись: отбивки границ продуктивных пластов, координаты устьев и инклинометрия скважин, структурные карты поверхностей, карты распределения пористости, песчанистости, полученные из результатов обработки сейсмических данных по целевым горизонтам, результаты интерпретации комплекса каротажа, физико-литологические исследования керна, опробования пластов (выгруженные из программы Прайм). Месторождение по типу строения характеризуется последовательным согласным залеганием продуктивных пластов, нарушенных разломами с незначительным вертикальным смещением блоков.

Построение структурного каркаса модели проводилось по кровлям и подошвам продуктивных объектов: XX12, XX2, XX3, XXI1, XXI2. Размеры ЦГМ выбирались из следующих условий:

·      контура нефтеносности всех моделируемых пластов располагались в границах выбранной области;

·        между контурами нефтеносности и границей области моделирования располагалось достаточное количество ячеек для моделирования притока воды (в цифровой фильтрационной модели).

Выбранные размеры области моделирования совпадают с границей лицензионного участка. С учетом используемой системы разработки месторождения размеры ячеек ЦГМ по латерали приняты 50 м.

При структурном моделировании были использованы отбивки маркеров, в качестве реперов использована отметка кровли пластов.

Из результатов интерпретации каротажа были получены маркеры пластов по всем скважинам. По сейсмическим поверхностям кровли пластов методом конвергентной интерполяции строились карты кровли. Для построения карт подошвы использовалась карта изохор по пласту: из карты кровли вычиталась карта изохор, а затем поверхность подтягивалась к маркерам подошвы аналогично кровле.

Параметры модели. Созданная сетка имеет следующие характеристики: размер ячеек 50х50 м по горизонтали, по вертикали задано 150 слоев. Толщина ячейки выбиралась с учетом толщин прослоев.

В результате получена средняя толщина ячейки по XX12,XX2,XX3, XXI1 пластам -0.16м (предел изменения 0,02-0,4м), по XXI2 пласту -0,12м (предел изменения 0,12-0,03м). Ориентация сетки производилась по сейсмическим профилям параллельно береговой линии, т.е. с углом 15,7 градуса в северо-западном направлении. Ячейки распределены 240*160*150 по осям I, J, K. В таблице 6 приведены параметры трехмерной сетки.

Таблица 6.

Параметры трехмерной сетки

3.2 Моделирование свойств коллектора

Литологическое моделирование основывалось на кривой литологии. Для создания дискретной кривой литологии использованы данные по пористости. В тех скважинах, где определения пористости не производились, использовались значения ФЛАГ (0 или 1) в зависимости от качественных определений по комплексу кривых гамма, нейтронного, плотностного каротажей, соответствующих пористому коллектору. В результате полученной кривой литологии после распределения свойства в ячейках по стволу скважины, по площади залежи распределение проводилось с использованием метода последовательного Гауссова моделирования и кокрикинга с атрибутивной сейсмической картой эффективных толщин.

После ряда реализаций были подобраны радиусы вариограммы с расстояниями 5000м и 4500м по основному и перпендикулярному направлениям и углом 20 градусов на северо-восток. Вертикальная вариограмма с радиусом 16м была получена из анализа каротажных данных[9].

Моделирование пористости производилось с учетом определений пористости в скважинах и карты пористости, полученной из атрибутивного сейсмического анализа, использованной как поверхность тренда параметра. Распределение ограничивалось значениями пористости от 18.5% до 24.3% в ячейках с песчаником, полученным из реализации литологии. Для XX12, XX3 пластов отсутствует возможность создания дискретной кривой литологии (недостаточно определений пористости): литологическое моделирование по ним основано на кривой литологии сходного по литологии XX2 пласта.

Проницаемость пересчитывалась из пористости по формуле, полученной из зависимости по керну: К=8х10-17х φ13,205, где φ - пористость в процентах.

Нефтенасыщенность рассчитана из значений пористости, проницаемости и уровня зеркала свободной воды по J-функции (функции Леверетта от водонасыщенности):

,

где So- нефтенасыщенность, k - проницаемость, мД, φ - пористость, доли ед., Н - высота над уровнем зеркала свободной воды, м. Ниже приведены расчеты J-функции,

= f(H, k, φ), k= f(H, φ, Sw)

с использованием результатов капилляриметрических исследований керна по скв.17.

Для коллекторов XX12 ,XX2,XX3 пластов:

J -    J-функция Леверетта от водонасыщенности

Sw - водонасыщенность, д.е.-                                               плотность воды в пласт.усл.-                                                                                      плотность нефти в пласт.усл.

угол смачиваемости

поверхностное натяжение УВ/пластовая вода (дин/см)

Pc -  капиллярное давление, атм

Ф -   пористость (доли ед.)-                                                  высота над уровнем свободной воды, м

Расчет высоты над уровнем зеркала свободной воды произведен по формуле:

Н=10Р/ротн Н=0,44*10/1-0,766=18,8м

Для XX12 -XX3 пластов :

H=19.2м

Для XXI1,XXI2 пластов

H=16.2м

Полученные статистические параметры модели в сопоставлении со скважинными данными приведены в таблице 7.

Таблица 7

Статические параметры модели

Укрупнение модели

После создания секторных 3Д геологических моделей, необходимо их привести к виду, пригодному для гидродинамического моделирования. Это проводится с целью уменьшения количества ячеек для приведения модели в соответствие с компьютерными вычислительными мощностями. Соответственно при уменьшении количества ячеек, необходимо ремасштабирование свойств исходной трехмерной геологической модели. Для этих целей используются соответствующие алгоритмы укрупнения (апскейлинга).

В связи с не очень большим количеством ячеек в области моделирования по горизонтали (менее 40000) принято решение производить ремасштабирование только по вертикали. Укрупнение по вертикали проводилось с применением геостатистических разрезов по песчанистости и пористости, представляющих собой графики зависимости средних значений этих параметров по слоям. На основании этого производился анализ неоднородностей тех или иных частей разреза по вертикали. По точкам перегиба кривых выделялись границы совокупности слоев для их укрупнения в один слой. В результате каждый пласт в моделях укрупнялся по вертикали до 8 слоев.

Ремасштабирование свойств в новую укрупненную сетку производилось с использованием различных алгоритмов апскейлинга. Для свойства песчанистости применялся алгоритм арифметического осреднения с привлечением методики взвешивания на объем ячейки, в которой производится масштабирование свойств. Апскейлинг пористости включал в себя тот же алгоритм арифметического осреднения в ячейках коллектора с использованием методики взвешивания на объем ячейки.

Укрупнение проницаемости производилось с использованием динамических методов апскейлинга, позволяющих учитывать связность соседних ячеек путем решения уравнения для однофазного потока в области ремасштабирования. В результате на выходе для укрупненной модели получаем значения проницаемости в трех ортогональных направлениях.

Значения проницаемости в модели нормировались на данные проницаемости по добыче. В результате полученные модели удовлетворяют всей совокупности геолого-геофизических данных и данных добычи.

Контроль качества апскейлинга производился путем построения карт продуктивности эффективных толщин.

Укрупненная модель была передана на стадию гидродинамического моделирования.

3.3    Анализ текущего состояния разработки

Пробная эксплуатация месторождения начата с 1998 г. согласно технико-экономических расчетов освоения Северного купола месторождения и индивидуальных планов на скважину. Разработка залежей XXI пласта осуществлялась на естественном режиме (рис.9).

рис.9 Сопоставление проектных и фактических показателей добычи жидкости XXI1 пласта Северного купола, а также сопоставление с показателями вытеснения по залежи XXI пласта месторождения Одопту -суша, южный блок.

Из 6 выделенных эксплуатационных объектов в пробной эксплуатации находились три объекта в пределах XXI пласта и один объект, объединяющий пласты XX12 и XX2 в 1 блоке. Залежи XX3 пласта, 2 и 3 блоков XX2 пласта в эксплуатации не участвуют.

Эксплуатационные объекты XXI пласта

Разбуривание эксплуатационных объектов XXI пласта осуществлено по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 1000 м (S1 = 87 × 104 м2/скв).

объект (1 блок)

В пробной эксплуатации находится с 1998 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки данного блока составил 5 скважин.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 3, все действующие. В наблюдении находится скв. 210 с целью сохранения пластовой энергии газовой шапки.

Скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом от 73 до 212 т/сут. В процессе эксплуатации по скважинам отмечается снижение дебита в связи с падением пластового давления. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 80,3 т/сут, по жидкости 82,3 т/сут.

Текущая обводненность продукции составила 2,3%.

В процессе разработки отмечается увеличение газового фактора с 108 (начальное газосодержание по объекту) до 406 м3/т в 2003 г. В течение 2004-2005 гг. происходит его снижение до 263 м3/т в 2005 г.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2002 г. и составил 164,5 тыс. т, период стабильной добычи 2 года.

За 2005 г. год добыто 113,1 тыс. т нефти, 2,7 тыс. м3 воды и 29,8 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 2,6% от начальных балансовых запасов.

За весь период разработки из залежи отобрано 867,6 тыс. т нефти, 7,8 тыс. м3 воды и 227,4 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 19,7%.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин 1. Среднесуточная приемистость 255 м3/сут. Всего закачано 4,6 тыс. м3 воды.

объект (2 блок)

В пробной эксплуатации находится с 2000 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки блока составил 6 скважин, из которых одна нагнетательная скважина (скв. 224) находящаяся в отработке на нефть.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 6, все действующие. Скважины вступали в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом от 74,3 до 331,6 т/сут. Исключение составляет скв. 224, введенная в 2005 г. механизированным способом с дебитом нефти 75,3 т/сут. В процессе эксплуатации по скважинам отмечается снижение дебита в связи с падением пластового давления. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 85,5 т/сут, по жидкости 86,5 т/сут.

Текущая обводненность продукции составила 1,2%.

В процессе разработки отмечается увеличение газового фактора со 108 (начальное газосодержание) до 527 м3/т в 2002 г. В течение 2003-2005 гг. происходит его стабилизация на уровне 370-409 м3/т в 2005 г.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2004 г. и составил 246,2 тыс. т, период стабильной добычи 1 год.

За 2005 г. год добыто 167,1 тыс. т нефти, 2 тыс. м3 воды и 68,4 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 1,7% от начальных балансовых запасов[11].

За весь период разработки из залежи отобрано 792,1 тыс. т нефти, 2,1 тыс. м3 воды и 290,2 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 8,0%.

объект (3 блок)

В пробной эксплуатации находится с 2004 г.

Пробуренный фонд скважин для разработки блока составил 6 скважин.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин - 5, все действующие. Скв. 217 находится в наблюдательном фонде с целью контроля за поведением пластового давления в газовой шапке.

Скважины вступали в эксплуатацию механизированным способом с дебитом 233-295 т/сут. За 2005 г. среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти и по жидкости 227 т/сут.

Газовый фактор сохраняется в течение 2004-2005 гг. на уровне 291-305 м3/т.

Максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 2005 г. и составил 236,2 тыс. т, период стабильной добычи 1 год.

За 2005 г. год добыто 167,1 тыс. т нефти и 72 млн. м3 попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 3,1% от начальных балансовых запасов.

За весь период разработки из залежи отобрано 339 тыс. т нефти и 101,8 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 4,4%.

На месторождении по состоянию на 01.01.2006 г. пробурены 22 скважины различных категорий, в том числе 5 поисково-разведочных, 17 эксплуатационных.

Эксплуатационный фонд составлял 15 добывающих скважин, в том числе по XXI пласту - 14, по XX пласту - 1. Из числа добывающих скважин одна нагнетательная скважина (скв. 224) находится в отработке на нефть. Скважины XXI пласта эксплуатируются механизированным способом (ЭЦН); XX пласта - фонтанным способом. Наблюдательный фонд составляет 1 скважину.

Всего с начала разработки по месторождению добыто 2006,9 тыс. т нефти, 10 тыс. м3 воды и 622 млн. м3 попутного газа. За 2005 г. из недр месторождения добыто 521,7 тыс. т нефти, 4,9 тыс. м3 воды и 171,3 млн. м3 попутного газа[11].

В декабре 2005 г. под нагнетание переведена скв. 204 (залежь 1 блока XXI пласта). Всего закачано 4,6 тыс. м3 воды.

Заключение

Разбуривание и разработка месторождения Одопту-море (Северный купол) начато с 1998 г., эксплуатационное бурение - с 2000 г, производится в соответствии с утвержденной ЦКР технологической схемой разработки. За прошедший период после утверждения запасов ГКЗ РФ и проектного документа ЦКР на месторождении пробурено 9 эксплуатационных скважин, 4 из них с пилотным стволом. Все скважины находятся в контуре нефтеносности и сданы в эксплуатацию. Во всех скважинах проведен запланированный комплекс ГИС, на основании которого проведена качественная и количественная интерпретация пластов-коллекторов. Разработка залежей XXI пласта в период 1998-2005 гг. осуществлялась на естественном режиме; с 2006 г. начато промышленное освоение системы ППД.

В результате бурения скважин незначительно уточнено геологическое строение структуры, углы падения пластов, геологическая модель в целом, открыты газовые шапки в сводовой части II блока XX2 и XXI2 пластов. Все эти данные учтены при построении карт поверхностей продуктивных пластов, карт эффективных нефте- и газонасыщенных толщин.

Список использованной литературы

Опубликованные материалы

.        Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М., «Недра», 1970, 288c.

.        Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М. 1987 г.- 92с

.        Вагнер М.А., Шабелянский А.Г., Цариков В.И. Нормирование качества воды, закачиваемой в продуктивные пласты//Нефт. хоз-во.-№ 9.-1989.-С.52-55.

.        Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., «Недра», 1970 г.,-488с.

.        Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. РАН, 2004.-520с.

.        Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, М. 1986.

.        Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.. Москва. Недра, 1986г.

Фондовые материалы

.        Арешев Е. Г., Лавренников В.А., Алексеев С.Б., Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения по месторождению Одопту-море1984г.-55с.

.        Игумнов В.И. и др., Технологическая схема разработки месторождения Одопту-море, фонды СахалинНИПИморнефть,2006.-85с.

.        Коблов Э.Г., Стыценко Т.Л. Анализ результатов, обоснование и планирование геологоразведочных работ по ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз» СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 2004. 201с.

.        Отчетный баланс запасов нефти, горючих газов и конденсата за 2008 год. ООО «РН - СахалинНИПИморнефть», 2009 г.-112с.

.        Отчеты о разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ ”Оханефтегаз” за 1997-2005 гг. Фонды СахалинНИПИморнефть.-126c.

.        Стыценко Т.Л., Игумнов В.И., Пересчет запасов нефти и газа месторождения Одопту-море (Северный купол) (по состоянию на 01.01.2006 г.), ООО «РН-СахалинНИПИморнефть».- 96с.

Список графических приложений, вложений, таблиц

Список графических приложений:

. Обзорная карта Северного Сахалина

. Продольный геологический разрез месторождения Одопту-море

. Структурная карта по кровле XXI пласта месторождения Одопту-море

. Обзорная карта Восточно-одоптинского блока

. Литолого-Стратиграфический разрез

. Схема корреляции разрезов скважин 201-202-1м-3м-9м

. Пьезометрическая карта XXI-х пластов

. Расчетные показатели разработки м/р Одопту-море (Северный купол)

Список графических вложений:

Рис. 1. Северный Сахалин. Обзорная карта

Рис. 2. Тектоническая схема Северо-Восточного Сахалина и шельфа

Рис. 3. Карта изобар

Рис. 4. График градиентов пластовых давлений газонефтяной залежи 3 блока XXI2 пласта

Рис. 5. График зависимости между проницаемостью и пористостью

Рис. 6. График зависимости между открытой пористостью и глубиной максимального погружения пород

Рис. 7. График зависимости между открытой пористостью и глубиной залегания для глинистых пород

Рис. 8. Сопоставление проектных и фактических показателей добычи жидкости XXI1 пласта Северного купола, а также сопоставление с показателями вытеснения по залежи XXI пласта месторождения Одопту -суша, южный блок

Список таблиц:

Таблица 1. Степень гидрогеологической изученности

Таблица 2. Физико-химические свойства пластовых вод

Таблица 3. Состав водорастворенного газа

Таблица 4. Характеристика залежей

Таблица 5. Литолого-физические свойства пород продуктивных пластов и покрышек

Таблица 6. Параметры трехмерной сетки

Таблица 7. Статические параметры модели