2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду – положительной структуре первого порядка, которая осложнена рядом структур второго порядка, такими как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура (третьего порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.
В геологическом строении месторождения, принимают участие породы древнего складчатого палеозойского фундамента и платформенные терригенные осадочные образования юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.
В настоящее время промышленно нефтеносными являются пласты БС1, БС2+3, БС4, БС5, БС10 и пласты АС7 и БС1 на Солкинской площади Усть-Балыкского месторождения.
Усть - Балыкское поднятие представляет собой наибольшую крупную антиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы – 2700 м и имеет размеры 8 х 16 км. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет – 2540 м. Амплитуда поднятия составляет 120 – 125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой – 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7 х 1,5 км до 1,5 х 2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо асимметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 1°30¢ (северо-восточного) до 2°30¢ (юго-западного).
Продуктивный горизонт БС10 залегает в верхней части Южно-Балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитами, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются средне- и крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевролитовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевролитовые породы горизонта БС10 относятся полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2%) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От выше залегающих водоносных пластов БС9 и БС8 Южно-Балыкская пачка перекрыта аргилито-алевролитистыми породами Чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта БС10.
По материалам скважин, вскрывших горизонт Б10, установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и простираются в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном плане граница залегания песчано-алевролитовой толщи горизонта БС10 протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры.
Строение продуктивного горизонта БС10 весьма сложное. Вся толща горизонта Б10 на Усть-Балыкском месторождении разделена на три объекта: БС10(1), БС10(2), БС10(3), которые индексируются сверху – вниз.
Пласт БС10(1) в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях.
Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5-6 м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысока.
Коллекторы основного пласта БС10(1) отличаются от пород пласта БС10(3) более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций.
Пласт БС10(1) изучен достаточно детально, проницаемость по керну составила 0,0658 мкм3.
Пласт БС10(2) выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б10. Общая мощность пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19 м. Пласт БС10(2) в песчаной фации протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднороден, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость по керну составляет 0,0642 мкм3.
Песчаники пласта БС10(3) прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные насыщенные толщины колеблются от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая - 0,0544 мкм3.
Водонефтяной контакт для пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами всей площади не прослеживается. Горизонт Б10 является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м.
Продуктивность горизонта различна от нескольких тонн нефти до 65 т/сут. на 8 мм штуцера.
В целом по горизонту БС10 средняя проницаемость по керну составляет 0,0654 мкм3.
2.2 Характеристика продуктивных пластов
2.2.1 Открытая пористость
Расчёт средних значений открытой пористости проводился по данным лабораторных исследований керна, по данным промысловой геофизики. Средняя величина пористости по горизонту БС10 составляет 21,0%.
Характеризует фильтрационные свойства продуктивного пласта. Средняя проницаемость коллектора горизонта БС10 составляет 103 мд, пласта БС10(1) – 92 мд, БС10(2) – 130 мд, БС10(3) – 83 мд.
Определялось по данным промысловой геофизики. Среднее значение начальной нефтенасыщенности по горизонту БС10 – 63,3%, пласта БС10(1) – 65%, БС10(2) – 66%, БС10(3) – 59%.
| Серы | 1,73 |
| Смол силикагеливых | 7,16 |
| Асфальтенов | 3,42 |
| Парафинов | 3,17 |
По сравнению с другими залежами Усть-Балыкского месторождения нефтяной газ пласта БС10 более тяжёлый, молярная концентрация метана 69,18%. Доля пропан-бутановой фракции достигает 18,64%. Доля тяжёлых углеводородов С6+ в нефтяном газе около 1,5%, количество двуокиси углерода в газе незначительно, менее 0,2%.
Таблица 2.2.
| Параметры | Пласт АС7 | Пласт БС1 | Пласт БС2-3 | Пласт БС4 | Пласт БС5 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 5,7 | 8 | 9,9 | 3,2 | 4,7 |
| Средняя пористость, % | 23 | 23 | 23,6 | 23,4 | 24,6 |
| Проницаемость, мд | 238 | 372 | 367 | 575 | 278 |
| Физико-химические свойства пластовой нефти | |||||
| Плотность, кг/м3 | 846 | 806 | 819 | 820 | 837 |
| Вязкость, мПа × с | 12,4 | 3,23 | 3,79 | 4,07 | 3,85 |
| Давление насыщения, МПа | 9,15 | 9,68 | 8,86 | 9,1 | 8 |
| Газосодержание, м3/т | 37,48 | 46,08 | 41,57 | 46,35 | 47,22 |
| Плотность сепарированной нефти, кг/м3 | 873 | 879 | 884 | 891 | 887 |
| Вязкость при 20°С, мПа × с | 25 | 30,32 | 33,6 | 48,2 | 35,25 |
| Содержание | |||||
| Серы, % | 1,45 | 1,4 | 1,4 | 1,9 | 1,5 |
| Парафинов, % | 3,57 | 3,8 | 3,4 | 5,2 | 4,7 |
| Смол, % | 10,56 | 10,8 | 13,7 | 10,5 | 8,8 |
| Асфальтенов, % | 3,7 | 2,7 | 2,1 | 3,3 | 3,5 |
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов
Нефть продуктивного горизонта БС10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа × с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 – С5Н12 составляет 5,97%.