Глава 3. Нефтеносность
Промышленная нефтеносностьв пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3].
Залежи нефти на Южно-Узеньской структуре Узеньской площади выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.
Промышленная нефтеносность аптского песчаного пласта установлена по результатам испытаний в процессе бурения в скважине и подтверждена притоком нефти после перфорации колонны. Продуктивный пласт представлен песками местами слабо уплотненными, темно-зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми, неравномерно слабоглинистыми, нечетко-линзовидно-слоистыми. Песок пропитан УВ, издает сильный запах. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами - 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и 4 Узеньской. В скважине 3 проведена перфорация в интервале -913,5 - -921,9 м. Получен приток пластовой нефти, дебит при пластовом давлении 10 MПa составил 72 м3/сут через 6 мм штуцер.
В процессе бурения скважины 4 проведено испытание пласта K1a в открытом стволе. В интервале -957 - -967м получен приток нефти. При пластовом давлении 10,8 МПа расчетный дебит по двум циклам составил 645,12 м3/сут.
ВНК принят условно по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м по спаду удельного электрического сопротивления на кривых электрических методов ГИС. Залежь, приуроченная к пласту К1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована глинами, с севера - ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением. Размеры залежи составляют 2,1км х 0,8 по контуру ВНК с отметкой -807м при высоте 75 м.
Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта равна 9,1 м в скважине № 3 Узеньской и 10,8 м в скважине № 4 Узеньской. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составила 10,3 м.
Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками неравномерно глинистыми (5-10%), местами уплотненными до слабосцементированного песчаника, с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.
Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. Опробование в открытом стволе было проведено двумя интервалами. В интервале -690 - - 728 м при пластовом давлении 8,1 МПа получен приток слабогазированной нефти с расчетным дебитом по первому циклу 31,935 м3/сут. В интервале -753-789.6м получен приток пластовой воды 344,4 м3/сут. ВНК условно принимается по нижней границе опробования, давшего приток нефти, на абсолютной отметке -728 м.
Залежь пласта K1al1 пластовая, сводовая. Размеры ее составляют 1,9кмх0,83 км по контуру ВНК -725,8м, высота составляет 18 м. Отложения нижнеальбского яруса вскрыты всеми скважинами, пробуренными на данной площади. Общая толщина продуктивного пласта в пределах Южно-Узеньской структуры меняется от 8,2 (скважина 3 Узеньская) до 9,6 м (скважина 9 Питерская). Нефтенасыщенная толщина меняется от 8,1 (скважина 9 Питерская) до 8,4м (скважина 4 Узеньская).
Границы продуктивных пластов коллекторов представлены в таблице 1
№ скв. |
возраст |
А.О. кровли пласта,м |
А.О. подошвы пласта,м |
А.О. кровли коллектора,м |
А.О. подошвы коллектора,м |
Эффективная толщина, м |
1 |
K1al1 |
-345 |
-472 |
-346 |
- |
|
2 |
K1al1 |
-343 |
-459 |
-344 |
- |
|
3 |
K1al1 |
-713 |
-807 |
-713 |
-721 |
8,2 |
3 |
K1a |
-806 |
-922 |
-913 |
-922 |
9,1 |
4 |
K1al1 |
-717 |
-835 |
-717 |
-725 |
8,4 |
4 |
K1a |
-835 |
-972 |
-955 |
-972 |
10,8 |
9 |
K1al1 |
-718 |
-827 |
-720 |
-979 |
8,1 |
Табл.1 Параметры продуктивных пластов
По данным исследования керна из скважины 4 проницаемые пропластки нижнеальбского возраста представлены кварцевыми, глинистыми песчаниками и алевролитами слабосцементированными глинистым материалом, пиритизированными, с примесью слюдистого материала и глауконита; коллекторы аптского возраста представлены слабосцементированными песчаниками и песками кварцевыми глинистыми, с примесью глауконита и вкраплениями пирита. Коллекторы относятся к поровому типу. Содержание примесей в рассматриваемых отложениях в среднем изменяется от 5% до 40%[3].
Для подсчета запасов Южно-Узеньского месторождения был принят коэффициент пористости, рассчитанный по НГК[3].
По нефтенасыщенной части по скважинам 3,4 Узеньским значения пористости составляют: Кп(K1al2)=29,8%, Kп(K1a)=28,7%.
По нефтенасыщенной части аптского яруса по скважинам 3, 4 Узеньским значение Кн=85,9%.
Породы-коллекторы продуктивного нижнеальбского подъяруса относятся к межзерновым и представлены песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники темно-серого цвета с буроватым оттенком, кварцевые, мелкозернистые, равномерно глинистые (5-20 %), глауконитовые (10-30 %). Зерна кварца угловато-окатанные, размером до 0.25 мм. По результатам гранулометрического анализа 74 % зерен породы приходится на крупнозернистую, детритовую и мелкозернистую псаммитовую фракции[3].
Фракционный состав и физико-химические свойства нефти и растворенного газа Узеньского месторождения изучались по глубинным пробам, отобранным из скважины 3 Узеньской, а также по трем пробам сепарированной нефти по скважинам 3 и 4 Узеньским.
В целом можно отметить, что по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: плотность в пластовых условиях составляет 0,7784 г/см3, в поверхностных условиях меняется от 0,7995 (скв.3 Узеньская) до 0,8035 г/см3 (скв.1 Узеньская); маловязкая - динамическая и кинематическая вязкость сепарированной нефти при 20 °С составляют соответственно 3,07 мПа.с; малосернистая - содержание серы в составляет 0,31-0,36%; парафинистая – содержание парафина составляет 1.52-3,85 %, малосмолистая - содержание смол составляет 1-2,86 %.
По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб получены удовлетворяющие параметры, предлагаемые для подсчета запасов: плотность нефти в стандартных условиях - 0.8028 г/см, газовый фактор - 98,28 м3/т.
Концентрация метана составляет 70,668 %, этана - 10,643 %, пропана - 4,368 %, азота - 3,539 %, содержание гелия - 0,035 %. Плотность газа при условиях сепарации составила 1,081кг/м3,относительная плотность по воздуху 0,897.
Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым - ее плотность в поверхностных условиях составляет 0,8873 г/см3, высоковязким, парафинистым с содержанием парафина 4,36 %, малосмолистым с содержанием смол 4,72 %. Температура начала кипения составила 140 оС, что гораздо выше по сравнению с данными по аптским отложениям (53-60 °С).
Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.