Торавейское нефтяное месторождение



страница8/14
Дата22.02.2016
Размер1.89 Mb.
ТипДиссертация
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   14

2.2 Торавейское нефтяное месторождение

Торавейское нефтяное месторождение расположено в 5 км юго-восточнее Варандейского также в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря и для него характерны те же географические и гидрографические условия (рис. 2.10).

В нефтегазоносном отношении Торавейское месторождение, также как и Варандейское, расположено в пределах вала Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, которая входит в состав Тимано-Печорской провинции.

Торавейская структура была выявлена в 1971 г, месторождение открыто в 1977 г, введено в разработку в 1999 г. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. По величине начальных запасов нефти месторождение относится к категории средних, по геологическому строению – к категории сложных.



d:\ivory\диссертация\рисунок 2.10.jpg

Рисунок 2.10 – Обзорная схема расположения

Торавейского месторождения
2.2.1 Исходные данные о месторождении

Пробуренными скважинами осадочный разрез вскрыт до глубины


4534 м до девонских отложений. Палеозойскую группу представляют силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы. Отложения нижнего отдела пермской системы залегают трансгрессивно со стратиграфическим перерывом на размытой поверхности московского яруса нижнего карбона. Отдел представлен, преимущественно, карбонатными отложениями в нижней части и терригенными – в верхней части разреза. В составе нижнепермских отложений по многочисленным органическим остаткам определены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Кровля карбонатных отложений нижней перми представляет собой надежный региональный репер, в связи с чем, связанный с ней отражающий горизонт Iar является основным опорным горизонтом в районе.

Промышленная нефтеносность на Торавейской площади установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. В триасовых отложениях данного месторождения выявлено восемь залежей нефти в пластах песчаников чаркабожской свиты (Т1I, Т1II, Т1III, T1IV), харалейской свиты (Т1+2I, T1+2II) и ангуранской свиты (T2I, T2II). Структурная карта по кровле продуктивных пород представлена на рисунке 2.11 (Дронг, 2012).



Рисунок 2.11 – Геологический разрез* по линии скважин

№№ 22, 30, 104, 21, 105, 31, 24, 23.

*Разрез построен автором на основании имеющихся данных геологических исследований (Геология и нефтегазоносность …, 1983, 1990).


Триасовые отложения характеризуются резкой вертикальной и латеральной неоднородностью строения продуктивных пластов. Прослои коллекторов характеризуются прерывистой иногда линзовидной формой залегания. Нефтегазоносность отложений установлена по данным опробования и промыслово-геофизических исследований скважин.

Залежь пласта Т1I пластово-сводового типа залегает в подошве нижнетриасовых отложений (глубина 1380 м) и представлена плотными песчаниками, неравномерно чередующимися по разрезу с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 6,8 м. Пласт Т1I опробован в трех скважинах. Дебиты нефти составили от 0,45 м3/сут до 12,3 м3/сут.

Залежь пласта Т1II пластово-сводового типа, представлена чередованием песчаников, алевролитов, глин. Скопления нефти приурочены к двум локальным куполам, осложняющим антиклинальную складку и соединены между собой узкой нефтеносной перемычкой.

Продуктивность пласта Т1II доказана опробованием одной скважины, получен приток безводной нефти дебитом 20,3 м3/сут.



Залежь пласта Т1III пластово-сводового типа, сложена переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в песчаных фациях прослеживается практически по всей площади. На большей части площади преобладают эффективные толщины в диапазоне 8 –16 м, среднее значение 9,3 м.

Залежь пласта Т1IV также пластово-сводового типа. Наиболее мощный по общей толщине пласт чаркабожской свиты (более 40 м). Пласт представлен чередованием не выдержанных по площади и по разрезу прослоев песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 12,4 м.

Опробован пласт Т1IV в двух скважинах самостоятельно, а также совместно с пластом Т1III в одной скважине.



Залежь пласта Т1+2I. В песчаных фациях пласт развит повсеместно. Границы приуроченной к данному пласту залежи выходят за пределы Торавейского лицензионного участка. В едином контуре нефтеносности находятся Варандейская, Торавейская, Южно-Торавейская и другие площади вала Сорокина. На Торавейской площади пласт характеризуется наиболее однородным строением из всех продуктивных пластов триасового возраста. Пласт опробован в трех скважинах.

Залежь пласта Т1+2II пластово-сводовая, литологически экранированная. Пласт самостоятельно опробован в одной скважине, в которой получен приток безводной нефти дебитом 11,2 м3/сут.

Залежь пласта Т2I пластово-сводовая. Пласт представляет собой чередование плохо выдержанных по простиранию прослоев слабосцементированных песчаников, алевролитов, глин различной толщины. Пласт опробован в пяти скважинах.

Залежь пласта Т2II. В пределах месторождения пласт развит повсеместно. По внутреннему строению аналогичен пласту Т21. Опробован в тех же скважинах, что и пласт Т21, дебиты безводной нефти изменяются от 2,9 до 36,0 м3/сут.

Нижнепермская залежь (пласт Р1). Нижнепермские отложения Торавейского месторождения содержат одну залежь. Залежь приурочена к карбонатным коллекторам артинского и сакмарско-ассельских отложений, залегает на глубинах 1510–1630 м, тип коллектора поровый, порово-трещинный, трещинный и кавернозно-трещинный. Покрышкой служат глинистые толщи кунгурского яруса (Дронг, 2012).
2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти

Характеристика нефти Торавейского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб. Устьевые и глубинные пробы нефти, полученные в 1977 году, были исследованы сотрудниками нефтяной лаборатории Ухтинской тематической экспедиции УГТУ. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа, выполненных в 2000–2003 гг (по нижнепермской залежи), осуществлялся сотрудниками аккредитованных лабораторий Производственного химико-аналитического центра ОАО «Архангельскгеолдобыча» (ПХАЦ ОАО АГД). Исследования глубинных проб, отобранных в 2005 году, так же проведены в ПХАЦ ОАО АГД. Все исследования поверхностных проб, а также исследование глубинных проб из пласта Т2II проводились в ООО «Лукойл-ВолгоградНИПИморнефть».

Исследования проб пластовой нефти по четырем скважинам, отобранных из пермских отложений в 2008 году, проведены «Центром исследований керна и пластовых флюидов» в г. Архангельске.

Выполненный автором анализ результатов этих исследований и данных полученных самим автором (Дронг, Губайдуллин, 2012) позволяют охарактеризовать нефть чаркабожской свиты (пласты Т1I, T1II, T1III, T1IV) как тяжелую (850,0–943,1 кг/м3), вязкую (15,58–884,8 мм2/с), смолистую


(7,14–19,84 % смол силикагелевых), асфальтеновую (2,59–8,11 %), малопарафинистую (массовая доля парафина 0,01–1,93 %), сернистую (содержание серы 1,61–5,04 %).

Содержание легких фракций, выкипающих до 200 ºС, незначительно и варьируется в диапазоне 3–15 %. Величина разброса значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте представлена на рисунке 2.12 (а, б, в).

Нефть харалейской свиты (пласты T1+2I и T1+2II) охарактеризована по трем устьевым пробам и относится к тяжелой (плотность нефти 952,9–987,0 кг/м3), с кинематической вязкостью от 322,2 до 7689 мм2/с при среднем значении 5060 мм2/с; смолистой (13,45 %), асфальтеновой (8,85 %), малопарафинистой (1,08 %), сернистым (2,54 %). До 200 ºС выкипает всего 1,5 % легкой фракции нефти.

Нефть ангуранской свиты (пласты Т2I и T2II) изучена по трем устьевым пробам. Нефть пласта Т2II в стандартных условиях имеет плотность


966,2 кг/м3. По данным устьевых проб это наиболее тяжелая нефть с плотностью 920,6–985,6 кг/м3, высоковязкая (кинематическая вязкость в среднем составляет 2618,1 мм2/с), практически лишена светлых фракций (4,8 %), со средним содержанием силикагелевых смол 14,41 %, асфальтенов 7,41 %, парафинов 1,03 % и серы 2,52 % (рис. 2.12).

а)
б)


в)

Рисунок 2.12 – Разброс значений по некоторым показателям нефти

в каждом продуктивном пласте Торавейского месторождения: а) плотность нефти, б) содержание смол и в) массовая доля серы
Нефть содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni, отклоняются от нее лишь в нефти пласта Т1I, где ванадий и железо содержатся примерно в равных количествах с некоторым преобладанием ванадия (V > Fe > Ni). Преобладание железа типично для триасовой нефти.

Таким образом, по имеющимся данным, отмечается общая тенденция изменения свойств нефти триасовых отложений: в нижней части разреза (пласты чаркабожской свиты) она более легкая, менее вязкая, с более высоким содержанием светлых фракций, малопарафинистая. В верхней части разреза (харалейская и ангуранская свиты) нефть наиболее тяжелая, высоковязкая, с незначительным выходом светлых фракций и более высоким содержанием парафина (Крайнева, Губайдуллин, 2014).

По классификации ГКЗ РФ нефть нижнепермской залежи Торавейского месторождения относится к тяжелым (плотность в поверхностных условиях при температуре 20 ºС более 850 кг/м3), с повышенной вязкостью (7,03 мПа·с в пластовых условиях), смолистым (5–26 % силикагелевых смол), малопарафинистым (среднее содержание парафинов не выше 1,32 %), высокосернистым (серы свыше 2 %) (Проект «Северные ворота», 1995; Дронг, 2012).

Необходимо отметить, что с каждым годом по мере увеличения количества данных о свойствах и составе нефти средний показатель постоянно изменяется, а диапазон возможных значений увеличивается. На следующем рисунке представлены диаграммы изменения средних значений таких показателей нефти как плотность (рис. 2.13 а) и массовая доля парафина (рис. 2.13 б), по которым осуществляется пересчет запасов и корректируется характеристика углеводородного (УВ) сырья.

Проведение анализа изменения состава и физико-химических свойств нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, по аналогии с Варандейским месторождением, не представляется возможным по причине отсутствия необходимого количества данных. Однако, единичные исследования характеристик пластовой нефти отдельных скважин, выполненные в одно время, позволяют подтвердить некоторые зависимости, выявленные на Варандейской структуре. На основании сопоставления результатов исследования четырех глубинных образцов нефти со скважин
№ 25 и № 81, выполненного автором, наблюдается следующее
(рис. 2.14 а-г): вязкость нефти в скважинах меняется с определенной долей синхронности с плотностью. С увеличением глубины залегания нефти в рассматриваемых скважинах уменьшается содержание смол и в незначительной степени содержание серы, как и на скважине № 1007 Варандейского месторождения.

Соответствуя сложному строению месторождения, нефть отличается крайне разобщенным химическим составом и широким диапазоном физических свойств не только по площади месторождения, но и в пределах одной залежи.

а)
б)

Рисунок 2.13 - Диаграммы изменения средних значений

показателей нефти: а) плотность и б) массовая доля парафина

а)
б)


в)
г)

Рисунок 2.14 – Изменение свойств и состава нефти

по глубине залегания на примере скважин № 25 (а, в) и № 81 (б, г)

(Крайнева, Губайдуллин, 2014)

Учитывая принадлежность рассмотренных месторождений к одному тектоническому элементу, в свойствах добываемых углеводородов прослеживается некоторая схожесть, поэтому для более подробного анализа свойств нефти изучаемой территории далее рассмотрено Тобойское месторождение, также расположенное в прибрежной части Баренцева моря, но тектонически относящееся к Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне.


Каталог: diss2 -> files


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   14


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница