Верхнеченское нефте газо конденсатное месторождение

 

 

 

     

 

1.4. Краткие сведения  о нефтегазоносности района

 

   Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской  нефтегазоносной области, входящей  в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. На части данной  территории, относящейся административно к Иркутской области, открыт  ряд месторождений нефти и газа – Марковское, Ярактинское,  Аянское, Даниловское, Дулисьминское,  Пилюдинское, Вакунайское, Верхнечонское;  относящейся к республике Саха  – Нижнехамакинское, Центрально-Талаканское,  Таранское, Хотого-Мурбайское, Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское,  Вилюйско-Джербинское, Иктехское.  Промышленная продуктивность всех  этих месторождений приурочена  к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия.

 

В южной  части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, усть-кутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

 

Тип углеводородного  насыщения  продуктивных горизонтов и состояние  работ на месторождениях приведены  в таблице 1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.1

 

Тип углеводородного  насыщения  продуктивных горизонтов

месторождений южной части  Непско-Ботуобинской НГО

 

Месторождение		Продуктивные  горизонты									Состояние работ
		осинский		устькутский		преображенский	верхнетирский	парфеновский	ярактинский	верхнечонский
1	2		3		4		5	6	7	8	9
Верхнечонское	ГК?Н		Н?		Н		–	–	–	ГКН	Подготовлено  к разработке
Дулисьминское	–		–		–		–	–	НГК	–	В пробной эксплуатации
Марковское	Н		–		–		–	ГК	–	–	В пробной эксплуатации
Ярактинское	–		–		–		–	–	НГК	–	В пробной эксплуатации
Аянское	–		–		–		Г	–	НГ?	–	В консервации
Даниловское	–		Н		ГК?		–	–	–	ГК?	В пробной эксплуатации
Пилюдинское	Н		–		–		–	–	–	ГК?	В консервации
Вакунайское	Г		–		–		–	–	–	ГК?	В консервации

 

Примечание. Типы углеводородного  насыщения: Н – нефтяной; Г –  газовый; ГК – газоконденсатный; НГК  – нефтегазоконденсатный; ГКН –  газоконденсатнонефтяной.

? – притоки УВ в  единичных скважинах. 

 

 

Осинский  горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных. После испытания с применением вторичных методов воздействия на пласт получены притоки пластовых флюидов: газа – дебитом до 109.9 тысяч м3/сут (скв. 46), нефти – 14.7 м3/сут (скв. 113).

 

Промышленная  продуктивность осинского горизонта доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где горизонт газонасыщен. На Ярактинском  месторождении отмечались нефтепроявления  и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта (скв. 9, 11, 14, 18, 19, 55). В процессе опробования горизонта  ИП в этих скважинах получены незначительные притоки нефти (от 20 до 100 л).

 

На Пилюдинской  площади получен приток газа дебитом 11.5 тыс. м3/сут и нефти 19.1 м3/сут (скв. 277). На Большетирской площади из отложений осинского горизонта получен приток нефти дебитом 37.4 м3/сут, газа – 11.6 тыс. м3/сут (скв. 204). На Даниловской площади при опробовании горизонта получено 150 л нефти и 2…3 тыс. м3/сут газа (скв. 145). Нефтегазопроявления и слабые притоки газа отмечались также при вскрытии горизонта и опробовании ИП на площадях: Южно-Чонской (скв. 13), Курьинской (скв. 3), Северо-Чонской (скв. 4), Могдинской (скв. 1, 5, 2), Немчуйской (скв. 214), Санарской (скв. 3, 1).

Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского  горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД с коэффициентом аномальности до 1.3 и более.

Типы  выявленных залежей  пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

 

Усть-Кутский горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты.

На Верхнечонском  месторождении горизонт нефтегазоносен в ряде скважин (53, 76, 77, 78, 114, 90, 91). Промышленные притоки получены в скважинах: 900 – газа 47.6 тыс. м3/сут (верхний и нижний пласты); 78 – газа 29.8 тыс. м3/сут (нижний пласт); 53 – нефти 15.2 м3/сут (нижний пласт).

Горизонт  промышленно  продуктивен на Даниловском  месторождении, где из             

нижнего пласта получен приток нефти до 400 м3/сут. На Аянской площади в скв. 65 при испытании горизонта получен приток газа дебитом 50…70 тыс. м3/сут. Незначительные притоки нефти получены на Санарской (скв. 1, 210, 212, 211, 2) и Преображенской (скв. 137) площадях.

Коллектор горизонта –  каверно-поровый. Значения открытой пористости колеблются от 7.1 до 13.2 %, при проницаемости до 16 мД.

Типы  выявленных залежей  пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

 

Преображенский  горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты, представлен доломитами.

На Верхнечонском  месторождении горизонт промышленно продуктивен. Доказано наличие трех нефтяных и одной газонефтяной залежей, приуроченных к преображенскому горизонту. Притоки пластовых флюидов, полученные из горизонта, составляют: нефти – до 43.2 м3/сут, газа – 21.4 тыс. м3/сут.

Горизонт  также продуктивен  на Преображенской площади, Даниловском  месторождении, получены незначительные притоки в  скв. 225-Давачинской и

 скв. 4-Северо-Чонской.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 17 %, при  проницаемости  – 9 мД.

Залежи  пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Указанные выше продуктивные карбонатные горизонты  имеют  общие закономерности в  площадном  распространении коллектора. Так, границы  развития пород с  повышенными  значениями пористости, проницаемости, толщин пород с пористостью  более 6 % в первом приближении повторяют  границы палеосвода. Хотя в пределах этой обширной территории коллекторские  свойства карбонатов неоднозначны, отмечается приуроченность коллекторов к биогермным образованиям и проявлениям разломной тектоники.

Низкие  фильтрационные свойства продуктивных карбонатных горизонтов требуют  применение методов интенсификации для увеличения притоков УВ.

 

Верхнечонский горизонт залегает в терригенной части нижнемотской подсвиты. Представлен двумя песчаниковыми пластами (Вч1 и Вч2), разделенными в восточной и центральной частях площади глинистой перемычкой, а на остальной территории – зоной слияния этих пластов (Вч1+Вч2). Промышленная продуктивность горизонта связана с выделенными 10 залежами: восьмью газонефтяными, одной нефтяной, одной газовой. Притоки пластовых флюидов, полученные в процессе испытании, достигают следующих величин: нефти– до 230 м3/сут, газа – до 270 тыс. м3/сут.

Горизонт  продуктивен  на Нижнехамакинском месторождении, а также в более южных районах – на Дулисьминском, Ярактинском, Аянском  месторождениях, где он имеет название ярактинский.

 Притоки пластовых  флюидов получены в  ряде  одиночных скважин на Даниловской, Преображенской, Куландинской, Талаканской  и других площадях.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 

17.5 %, при межзерновой проницаемости до 2930 мД.

Типы  выявленных залежей  пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.Гидрогеология.

 

1. Воды верхнечонского горизонта, пластов ВЧ1 и ВЧ2, имеют минерализацию от 268,4 до 450,6 г/л, плотность 1,17-1,34 г/см3.

 

По своему химическому  составу воды подразделяются на хлоридные натриевые и хлоридные кальциевые. Воды с меньшей минерализацией, как правило, хлоридные натриевые, с большей - хлоридные кальциевые. рН вод равняется 5.7. В пробах присутствуют: бром до 6,85 г/л, йод до 6,68 мг/л. Температура  воды в пластовых условиях +17° - +25°С.

 

По анализам воды скв. 74 определена общая жесткость, составившая 6750-6850 мг-экв/л. Водорастворенный газ присутствует до 470 м3/т, состоит на 73-86% из СН4, 10-17,5% из N2

 

2. Воды преображенского  горизонта анализировались по 18 пробам. Они характеризуются высокой  минерализацией от 304 до 423,04 г/л и  плотно-

 стью 1,2-1,3 г/см3. Водородный показатель около 4,8. Температура воды в пластовых условиях до +17°С. В водах содержится бром 7 г/л, йод до 7,62

 мг/л. Тип вод хлоридный  натриевый, кальциевый.

 

Притоки пластовой воды в  пределах газонефтяных и нефтяных залежей  незначительны, ввиду чего использование  попутных вод в качестве гид-роминерального сырья неперспективно. Скважины, давшие максимальные притоки воды, расположены за пределами газонефтяных залежей и добыча воды должна рассматриваться как самостоятельная с соответствующим определением ее рентабельности.

 

Вязкость  пластовой воды 3,56 мПа*с, плотность 1293 кг/м3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Нефтяные и газовые месторождения СССР: справочник/ под ред. С.П. Максимова.-М.: Недра, 1987.-Кн.2.-303 с.
2. http://www.neftyaniki.ru
3. http://www.vcng.ru