Стратиграфия Красноленинского района Талинского месторождения

В отложениях пласта ВК1 викуловской свиты выявлены две залежи.

Залежь в районе скважины 20009р приурочена к малоамплитудному локальному поднятию размером 20х20 км. В результате испытания скважины 20009р был получен приток нефти с водой дебитами соответственно 6.9 и 21.7 м3/сут при Нсду=1350 м. Высота залежи составляет 15-20 м. ВНК принят на а.о. -1327 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 2 м.

Выявленная залежь по типу является массивной, сводовой.

Залежь в районе скважины 2р ограничена контуром ВНК и на востоке распространяется за пределы Талинского лицензионного участка. В результате испытания скважины 2р был получен приток нефти с водой дебитами соответственно 5.29 и 7.01 м3/сут при Нсду=632 м. В пределах ЛУ размеры залежи составляют 10х9.5 км. Высота залежи - 13 м. ВНК принят на а.о. -1350 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 1.9-2.7 м. Тип залежи пластовый.

Промышленная нефтегазоносность абалакской свиты (пласт ЮК1) установлена в северной части Талинской площади. Границы выявленной залежи приняты условно по результатам испытания скважин 5659, 104р, 20001р, 1915р, 4974. Дебиты нефти по скважинам изменяются в пределах от 5.3 м3/сут при Нсду=1237 м до 90 м3/сут на штуцере 12 мм. По типу залежи в пласте ЮК1 относятся к литологически экранированным и связаны со сложно построенными коллекторами, эффективная пористость которых представлена преимущественно вторичными пустотами. ВНК в залежах не установлен. Эффективная толщина прослоев коллекторов не превышает, как правило, 1.0-1.4 м и в сумме составляет не более 4-5 м. 
 

 

1.5 Изученность  территории геофизическими работами

 

В период с1953 г. по 1972 г. на территории Красноленинского нефтегазоносного района геолого-геофизические исследования носили преимущественно региональный характер. Были выполнены:

геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1 000000;

аэромагнитная съемка масштабов 1:1 000000, 1:200000;

гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000000;

Сейсморазведочные работы в этот период также носили региональный характер, выполнялись в модификации МОВ в масштабе 1: 200000, общая изученность сейсморазведкой не превышала 0.39 км/км2.

Талинское поднятие было выявлено в 1972 году в результате работ, проведенных сейсмопартией №19/71-72.

Детальные сейсморазведочные работы (масштабы 1:50000, 1:25000) в модификации ОГТ начали проводить на территории Красноленинского месторождения начиная с 1973 г. В период с 1980 по 1986 год в пределах Талинской площади проводились площадные сейсмические исследования, по результатам которых выявлено Южно-Талинское поднятие и уточнено строение структурных элементов площади, детализированы и подготовлены к глубокому бурению локальные поднятия, осложняющие площадь.

По имеющимся сведениям, ВСП на территории деятельности ОАО «ТНК-Нягань» проведено в скважинах 178, 8, 17, 139, 39, 856, 6, 92, 513, 856, 851 и 329.

 

 

 

 

 

 

1.5.1 Изученность бурением

Проект поискового бурения на Талинской площади был составлен в 1975 году. Согласно проекту предполагалось пробурить три поисковые скважины, по профилю вкрест простирания поднятия с целью изучения перспектив нефтегазоносности разреза юрских и меловых отложений.

В 1976 году в присводовой части Талинского поднятия была заложена поисковая скважина 1р. В том же году при испытании скважины открытым забоем в интервале глубин 2482-2813 м юрских отложений и палеозоя получен фонтанный приток нефти дебитом 93.4 м3/сут на 6 мм штуцере. В 1977-78 гг. пробурены еще две скважины 4р, 67р, которые подтвердили промышленную нефтеносность отложений тюменской свиты на Талинском локальном поднятии. Результатами испытания пробуренных скважин было установлено также, что залежи нефти в юрских отложениях имеют сложный характер насыщения: на более низких абсолютных отметках (скв.1р) был получен безводный приток нефти, а на более высоких отметках (скв.4р) получен приток нефти с пластовой водой.

Местоположение последующих скважин было изменено по сравнению с предусмотренным проектом. Скважины закладывались по профилю вдоль простирания складки. Бурением в последующие два года (1979-80 г.г.) следующих 8 скважин (2р, 5р, 6р, 84р, 87р, 91р, 102р, 114р) был завершен этап предварительной разведки. При этом установлено, что высокопродуктивные коллекторы приурочены к отложениям шеркалинского горизонта одноименной свиты нижнеюрского возраста (пласты ЮК10 и ЮК11). Пласты тюменской свиты (ЮК2-9) по результатам раздельного испытания в 3 скважинах оказались низкопродуктивными, нефтеводонасыщенными, залежи нефти в них связаны с линзовидными резко изменчивыми по площади и разрезу песчано-алевролитовыми телами. В дальнейшем, местоположение скважин определялось необходимостью изучения закономерностей развития отложений шеркалинского горизонта, выполняющих прогиб между Талинским и Северо-Талинским поднятиями. По направлению к сводовым частям поднятий отмечено резкое сокращение толщины шеркалинского горизонта до полного выклинивания.

В 1991-92 годах на рассматриваемой площади пробурено 33 разведочных скважин, в основном, в южной ее части, с целью доразведки залежей нефти пластов ЮК10 и ЮК11, уточнения границ распространения коллекторов в прибортовых зонах, а также положения водонефтяного контакта. Остальные отложения, вскрываемые в скважинах бурением, изучались попутно при выделении перспективных интервалов разреза по заключению геофизических исследований.

В последующие годы разбуривание площади разведочными скважинами велось не так интенсивно. В период 1993-2002 году было пробурено 19 разведочных скважин.

На всем протяжении геологоразведочных работ, проводимых на Талинской площади и направленных на изучение геологического строения отложений шеркалинского горизонта, попутно велась разведка отложений викуловской, баженовской, абалакской и тюменской (пласты ЮК2-9) свит.

По состоянию на 01.01.2010 г фонд разведочного и эксплуатационного бурения составляет 5357 скважины, из которых разведочных 248 скважин.

 

 

 

1.6 Свойства нефти и растворенного газа

 

Методика, условия отбора и исследований проб нефти и газа

Состав и физико-химические свойства нефтей и растворенных в нефти газов Талинской площади Красноленинского месторождения изучались по глубинным и поверхностным пробам. Исследования были выполнены в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии, в СибНИИНП, в ЦНИЛах Урайнефтегаза и Красноленинскнефтегаза.

Пласты ДЮК, ЮК1, ЮК0 и ВК относятся к слабоизученным.

Отбор глубинных проб проводился пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-3М при режимах, обеспечивающих приток нефти в скважину при относительно невысоких депрессиях на пласт. Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и типовым методикам.

Методическое обеспечение исследований глубинных и поверхностных проб нефтей соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации пластовой смеси, а также устьевых проб, отобранных при испытании скважин.

Дифференциальное (ступенчатое) разгазирование глубинных проб пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия подготовки нефти на ДНС и ЦТП Талинской площади:

ступень - давление 0.32 МПа, температура 20оС;

ступень - давление 0.20 МПа, температура 30оС;

ступень - давление 0.10 МПа, температура 30оС;

Расчеты дифференциального (ступенчатого) разгазирования проводилось на ЭВМ методом математического моделирования по экспериментально полученным компонентному составу пластовой нефти, плотности и молекулярной массе в соответствии с СТП в СибНИИНП.

Талинская площадь имеет значительную протяженность в субмеридиональном направлении с существенным превышением длины над шириной. Большой протяженностью можно объяснить существующие различия в геологическом строении северной и южной частей площади, что выражается в различиях свойств коллекторов, типов разрезов, отметок положений ВНК в пластах ЮК10 и ЮК11, нефтенасыщенности разных частей разреза на севере и юге. Выполненный анализ подсчетных параметров нефтей показал их значимые различия для северной и южной частей, в связи с чем объединение всех проб нефтей в один массив и получение осредненных значений параметров, на наш взгляд, могло привести к искаженной геологической интерпретации имеющихся данных. Можно также отметить, что при подсчете запасов 1991 г. по Южно-Талинской площади подсчетные параметры были взяты по пробам нефтей только южной части без объединения и осреднения со свойствами нефтей севера Талинской площади. Поэтому при выполнении настоящего подсчета запасов свойства нефтей анализировались отдельно по северной и южной частям площади. Граница между ними проходит примерно посередине площади и приурочена к зоне литологического замещения коллекторов шеркалинской свиты по линии разведочных скважин 955р-801р.

 

1.7 Гидрогеологические, геотермические и геокриологические  условия

 

Подавляющее большинство скважин при изучении нижнесреднеюрских отложений Талинской площади Красноленинского месторождения, вскрывшие пластовые воды, непереливающие и имеют низкие притоки флюида (единицы и первые десятки м3/сутки). Поэтому комплекс гидрогеологических исследований в них свелся, по существу, к определению величины притока с фиксированным восстановлением динамического уровня, отбору проб, как правило, на устье при прямой и обратной промывке.

Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов

Разрез мезозойско-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района представлен чередованием достаточно однородных и выдержанных по площади мощных песчано-глинистых толщ, что позволяет выделить в его пределах ряд водоносных комплексов, отделенных друг от друга практически водонепроницаемыми водоупорами.

Сверху вниз по разрезу выделяются:

1)Толща континентальных  песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста мощностью 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды. Рассматриваемый комплекс представляет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных горизонтов отделяется мощной (до 800 м) толщей глин турон-олигоценового возраста.

2)Комплекс сеноман-альбских преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнехантымансийская подсвита) мощностью порядка 400 м содержит непереливающиеся воды с минерализацией (по одному анализу) 9.3 г/л. В составе воды содержание йода составляет около 7.6 мг/л, брома 23.9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород отделен толщей глин нижнехантымансийской подсвиты мощностью порядка 150 м.

3)Комплекс песчано-алевритовых пород, перемежающихся с прослоями и пластами глин верхне-викуловской подсвиты общей мощностью около 150 м. Подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650 м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста. Воды комплекса водонапорные, с пластовым давлением, близким к условно гидростатическому (величина пластового давления на глубине 1450 м от 13.2 до 14.9 мПа), минерализованные (минерализация колеблется от 6.6 до 22.7 г/л, что не противоречит данным по минерализации, характерным для второго района внутренней области Западно-Сибирского артезианского бассейна подземных вод по материалам А.А. Розина). В воде содержится 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома.

4)Комплекс песчано-глинистых  отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская и шеркалинская свиты) толщиной до 330 м, включающий выветрелую зону (до 65 м) палеозойского фундамента.

5)Из-за отсутствия гидрогеологических данных по первому и второму водоносным горизонтам Талинской площади был произведен анализ гидрогеохимических условий, рассматриваемых водоносных горизонтов Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения.

 

 

Заключение

 

Талинское месторождение является одним из крупнейших месторождением Тюменской области. Площадь разрабатывается компанией ТНК BP.

Нефтегазоносность Талинской площади Красноленинского месторождения связана с меловыми отложениями викуловской свиты - пласт ВК1, юрскими отложений - пласты ЮК1 (абалакская свита), ЮК2-9 (тюменская свита), ЮК10 и ЮК11 (шеркалинская свита), а также с корой выветривания доюрского возраста.

По состоянию на 01.01.2010 г. на балансе РГФ числятся начальные геологические запасы нефти в объеме 1824251 тыс. т, в том числе по категории B+C1 - 1564734 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти составляют 497434 тыс. т, в том числе по категориям B+C1 - 450592 тыс. т.

Сопоставление балансовых и извлекаемых запасов, числящихся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.2010 г. и утвержденных в ГКЗ.

В ГКЗ прошли апробацию и утверждение запасы нефти только по продуктивным пластам шеркалинской свиты - пласты ЮК10 и ЮК11. По сравнению с утвержденными запасами нефти запасы по состоянию на 01.01.2010 г. по пластам ЮК10 и ЮК11возросли соответственно на 1.1% и 1.7%.

Изменение запасов нефти связано с уточнением геологического строения залежей за счет появления новых данных по скважинам, пробуренных и испытанных после утверждения запасов в 2008 г. и 2009 г., а также вследствие применения для подсчета запасов более совершенной вычислительной техники и новых программных комплексов. Сопоставление подсчетных параметров геологических запасов, числящихся на балансе РГФ и утвержденных в ГКЗ, показывает, что изменение претерпели только объемы нефтесодержащих пород, т.е. произошло уточнение площадей нефтеносности и нефтенасыщенных толщин в результате эксплуатационного бурения. Площадь нефтеносности изменилась незначительно, для пласта ЮК10 - увеличилась на 0.8%, пласта ЮК11 - уменьшилась на 0.7%

Остаточные запасы нефти (категории В+С1) пластов ЮК10 и ЮК11 составляют соответственно геологические - 695.9 млн. т и 188.99 млн. т; извлекаемые - 129.8 9 млн. т и 29.49 млн. т

Объект ВК1-2

Начальные запасы нефти, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2010 г, составляют: балансовые - 5726 тыс. т, извлекаемые - 1432 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,25.

Разработка объекта осуществляется с 1999 года добывающей скважиной (№ 20009r). По состоянию на 1.01.2011 г. скважина остановлена по технологическим причинам и находится в бездействующем фонде.

Остаточные извлекаемые запасы по объекту составляют 1411 тыс. т.

В 2010 году отобрано 4,4 тыс. т нефти и 29,6 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти составляет - 15 т/сут, по жидкости - 101,2 т/сут, обводненность продукции - 85,2%.