 |
Физико-литологическая характеристика
|
|
|
|
Лабораторные исследования образцов керна включали петрографическое изучение шлифов, шестифракционный ситовый гранулометрический анализ, определение минерального состава пелитовой фракции рентгеноструктурным и термическим методами, определение карбонатности весовым методом, определение общей (способ Мильчера) и открытой (способ Преображенского) пористости, определение водонефтенасыщенности. Текстуры пород изучались в пришлифовках. Применялись программы расчета петрофизических параметров керна (название породы, пористость насыщения, удельный вес скелета породы, полная пористость, проницаемость, определение медианного размера и отсортированноести, расчет характеристик порового пространства). Сходимость результатов определения пористости и проницаемости по керну и ГИС хорошая.
Пласт XXI1-2 наиболее полно охарактеризованы литологическим материалом (рис.5).
Пласт XXI1 изучен в большинстве скважин и имеет одинаковое строение. Два проницаемых слоя разделены мощным прослоем алеврито-глин или глинистых алевролитов. Мощность верхнего проницаемого слоя 0,5-2 м, нижнего - 5-8 м. В скважине № 8 развиты песчаники, переслаивающие вверх по разрезу в алеврито-песчаники и далее в плохо отсортированные песчано-алеврито-глинистые породы. В песчаниках наблюдается проницаемый прослой известкового песчаника. Песчаники мелкозернистые, содержат неясно выраженные линзы и прослои глины, гальки, аргиллитов и кварца. Общее количество глинистого материала составляет 12-15%, распределен он неравномерно. Открытая пористость пород составляет 23-27%, проницаемость 44-98 х 10-3 мкм2 - была охарактеризована нижняя часть пласта.
В скважине № 11 в подошвенной части развиты алеврито-глины с открытой пористостью 20-21%. Основная часть пласта в изученных интервалах представлена песчаниками, содержащими линзы и тонкие миллиметровые прослои глины (пятнистый коллектор). Песчаники мелкозернистые (медианный размер зерен 0,1-0,11 мм) с количеством глинистого цемента 14,5%, с открытой пористостью от 24 до 25% и проницаемостью 27-53 х 10-3 мкм2. Минимальный состав глинистой фракции монтмориллонитовый.
|
|
|
В скважине № 1 (рис.6) вся изученная часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с медианным размером зерен 0,1-0,12 мм, в единичных прослоях 0,13-0,14 мм, иногда переходящими в алеврито-песчаники (медианный размер зерен 0,08-0,09 мм). Количество глинистого цемента в песчаниках колеблется от 10,6 до 18,3%, в нижних частях до 22%. Открытая пористость в песчаниках колеблется от 21,3 до 30,5%, проницаемость от 20,5 до 42,3 х 10-3 мкм2, в единичных образцах - 75,3-90,0 х 10-3 мкм2. Алеврито-песчаники обладают глинистостью 19,2-23%, пористостью 21,4-26,4%, проницаемостью 7,1-41 х 10-3 мкм2.
Физико-химическая характеристика нефти
Физико-химические свойства нефти охарактеризованы по результатам лабораторных исследований сепарационных нефтей. Для получения пластовых показателей (объемный коэффициент, газонасыщенностъ, плотность, динамическая вязкость) проводились исследования на рекомбинированных пробах нефти, исходя из равенства величин давлений насыщения пластовым давлением (Рнас. = Рпл.) (рис.7).
В целом по месторождению сепарированные нефти относятся к нефтям легкой и средней плотности (от 0,824 до 0,876 г/см3), низкосернистым (от 0,11 до 0,28%), малосмолистым (содержание силикагелевых смол от 1,43 до 5,33%, асфальтенов от 0,16 до 0,75%), парафинистым и малопарафинистым (0,21 до 3,96%) с высоким выходом бензиновых фракций (от 3 до 54%).
В соответствии со свойствами сепарированных нефтей изменяются показатели пластовых нефтей (по изучению рекомбинированной пробы) плотность в среднем равна 0,721 г/см3, вязкость 0,71 мПа, газосодержание 138 м3/т, объемный коэффициент 0,851. Нефть закипает при температуре 47-90°С. в среднем содержит 66% светлых фракций, выкипающих до 300°С (по Энглерд) (рис.8,9).
|
|
|
Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.
Отбор проб свободного и растворенного в нефти газов производился на устье скважины. В целом по месторождению свободные газы содержат небольшие количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа от 0,12 до 1,06% и азота от 0,17 до 1,37%, содержат этан в концентрациях > 3%, небольшое количество балластовых газов (СО2 и N2), сероводород отсутствует. Содержание гелия незначительно, тысячные доли % и менее. Газы характеризуются высокой теплотворной способностью 7946-11452 ккал/нм2. Состав растворенных газов зависит от фазового состояния залежей, глубины их залегания, свойств пластовой нефти и др.
Конденсаты в основном относятся к нафтеново-метановому типу, где в групповом составе бензиновой фракции (н. к. - 200°С) преобладают нафтеновые (43%) над метановыми (34%) и ароматическими (2394) углеводородами. Плотность (в среднем 0,746 г/см3) содержание парафина (0,26%) силикагелевых смол (0,16%), сера отсутствует.
Гидрогеология
В результате испытания поисковых и разведочных скважин были получены данные о подземных водах месторождения. Но вся полученная информация связана с продуктивной частью разреза, практически не изучены подземные воды верхних горизонтов.
На формирование потоков подземных вод (кроме инфильтрационного режима) существенное влияние оказывает отжимание седиментационных вод из глин, определяющее современное направление движения пластовых вод и величину их напоров. В разрезе нутовских отложений выделяются три гидрогеологических комплекса. Первый охватывает верхненутовские отложения (до пласта "о" включительно). В его пределах отмечено исключительное влияние инфильтрационного режима. Ко второму комплексу отнесены верхненутовские (I-VIII пласты) и нижненутовские (IX - XVIII пласты) отложения - третий комплекс.
Месторождение расположено в восточной субмаринной части Северного Сахалинского артезианского бассейна. Восточной границей бассейна является Восточно-Одоптинская антиклинальная зона, она достаточно удалена от региональных областей питания инфильтрационными водами (Гыргыланьинской, Оссой-Валской. Джимдан-Дагинской), где породы водоносных комплексов выходят на отметках 120 м и более. Основные области разгрузки подземных вод расположены в центральной и прибрежной частях бассейна (приразломные зоны, ослабленные участки структур). Транзитное движение инфильтрационных вод осложнено существенной тектонической нарушенностью осадочной толщи. Вместе с тем на пути движения инфильтрационного потока расположена Пильтунская синклинальная зона с мощностью осадков до 8000 м. Все это позволяет предположить, что влияние инфильтрационного водообмена в продуктивных отложениях месторождения - второстепенно. На (рис.) приведена гидродинамическая схема Одоптинской антиклинальной зоны.
|
|
|
Максимальная температура подземных вод на глубине 2300 м составляет 76°, геотермическая ступень 31,6-33 м/град.
В связи с ограниченным количеством качественных проб пластовой воды, гидрохимический анализ затруднен. Подземные воды изучены недостаточно, сухие остатки из пластовых вод не анализировались на содержание в них полезных ископаемых (лития, рубидия, цезия) кроме определения калия, магния и специфических компонентов: йода, брома, бора.
Воды преимущественно хлор-магниевые, гидрокарбонатно-натриевые. Пробы вод из скважин характеризуются следующими параметрами: уд. вес = 1,008; Σ2 = 36,16; > Сl = 2,68; > СО3 - следы; > SO4 = 0,08; > НСО3 = 15,3; Са = 0,09; > Mg = 0,15; > К + Na = 17,84; 
.
Итак, подземные воды продуктивных горизонтов мало отличаются по составу.
Все продуктивные горизонты месторождения практически приурочены к третьему комплексу.
Методическая часть
|
|
|
