Реферат: Характеристика месторождения

Минерализация вод данного комплекса, по наиболее достоверным пробам, изменяется от 27,8 до 36,1–40,9 г/л. Такая минерализация согласуется с соседним Бахиловским месторождением, где минерализация изменяется от 22 г./л до 32,7 г/л. По величине минерализации воды юрского комплекса относятся к соленым (минеральным).

По классификации Сулина В.А. тип вод является хлоридно-кальциевым. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия + калия (75–91%-экв), кальция (7 – 22%-экв), хлора (95 – 98%-экв), гидрокарбоната (1 – 5%-экв).

Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54–19,35 мг/л), бром (45,99–94,95 мг/л), бор (6,58–72,23 мг/л), фтор (0,29–1,51 мг/л).

Растворенный в воде газ метанового состава: метана – 83,04–91,52%, этана – 1,61–3,33%. Негорючая часть представлена в основном азотом (2,4–7,7%), относительная плотность газа по воздуху в среднем – 0,648.

Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 232,2 м³/сут при преобладании дебитов 20–80 м³/сут.

Водоносные отложения ачимовской толщи опробованы в 11 скважинах, по которым выполнено 19 анализов вод. Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 61,2 м³/сут.

Воды ачимовской толщи хлоридно-кальциевого типа. Минерализация пластовой воды изменяется в пределах от 18 г./л (скв. 59) до 26,5 г/л (скв. 72). Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия (71–96%-экв), кальция (3–29%-экв), хлора (97–99%-экв), гидрокарбоната (1–3%-экв). Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54–28,7 мг/л), бор (5,47–37,74 мг/л), бром (5,94–83,16 мг/л), фтор (0,48–1,75 мг/л).

Плотность пластовой воды 1,012–1,026 г./см³.

Неокомский комплекс опробован в 11 скважинах, по которым получены притоки пластовой воды дебитами до 137,4 м³/сут при Н_д = 371 м (скв. 60).

По неокомскому гидрогеологическому комплексу было отобрано на химический анализ 22 пробы пластовой воды.

Минерализация пластовых вод пластов группы АВ соответствует 11,4–17,4 г/л, пластов БВ – 12,7–25,7 г/л.

Воды данного комплекса характеризуются содержанием микрокомпонентов: йода (1,74–8,72 мг/л), бора (6,31–37,04 мг/л), брома (3,78–63,18 мг/л), фтора (0,57–2,76 мг/л). Основные солеобразующие компоненты содержатся в количествах: ионы натрия + калия – 73,95%-экв, кальция – 4–26%-экв, хлора – 90–100%-экв, гидрокарбоната – 1–5%-экв. Плотность пластовой воды 1,008–1,021 г./см

³.

По данным отобранных проб воды неокомского гидрогеологического комплекса на месторождении хлоридно-кальциевого типа. Содержание ионов калия + натрия, по сравнению с юрским водоносным комплексом, уменьшается, а содержание ионов кальция наоборот увеличивается.

Растворенный в водах газ метанового состава с содержанием метана от 91,98 до 96,06%, азота 0,88–6,8%, тяжелых углеводородов от 0,03 до 2,94%, гелия от 0,01–0,02%, аргона от 0,01–0,08%. Сероводород и кислород присутствуют в небольшом количестве.

Неокомский гидрогеологический комплекс перекрывается глинистыми породами нижнеаптского возраста толщиной до 67 м.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен литологически, в основном, слабосцементированными породами: песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин. Толщина комплекса около 800 м.

Обладая высокими коллекторскими свойствами (пористость до 29,6%, проницаемость от сотен до тысяч миллидарси) и значительной эффективной толщиной, этот комплекс содержит неисчерпаемые запасы вод, которые могут быть использованы, в частности, для поддержания пластового давления в нижележащих продуктивных пластах.

Этот комплекс опробован в 18 скважинах. Дебиты пластовой воды колеблются от единиц до 124,5 м³/сут при  Р = 3,1 Мпа.

По данным имеющихся анализов воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса имеют минерализацию 7,5–21,8 г/л.

По классификации Сулина В.А. воды хлоридно-кальциевого типа, реже хлоридно-магниевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия, кальция и магния, из микрокомпонентов присутствуют йод (до 16,96 мг/л), бром (до 40,5 мг/л), аммоний (до 72 мг/л).

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны относительно высокая минерализация и повышенное содержание микроэлементов. Растворенный газ метанового состава (СН₄ – до 95%), с незначительным процентом тяжелых углеводородов (порядка 0,01–0,84%). Содержание азота достигает 6,98%, углекислого газа – 6,62%.
2.5 Запасы нефти и газа
На момент составления и принятия на ЦКР ХМАО (протокол №584 от 12.04.2005 г.) Анализа разработки Верхне-Колик-Еганского месторождения на Государственном балансе числились начальные геологические запасы нефти и газа по 55 объектам, которые приведены в таблице 2.4.1.

Таб. 2.4.1. Начальные геологические запасы нефти и газа Верхне-Колик-Еганского месторождения. (Данные Государственного баланса по состоянию на 01.01.2005 г.)

	пласт	нефти, тыс. т				свободного газа, млн. м3
		С1	С2	С1+С2	С1	С2	С1+С2
	ипатовская свита				43 196	4 822	48 018
	ПК-1				299	233	532
	ПК-6	1 777	825	2 602
	ПК-11	2 096	7 158	9 254	457		457
	ПК-12		2 577	2 577	72		72
	ПК-13–0	1 085	284	1 369
	ПК-13	1 187	1 201	2 388	268		268
	ПК-14		1 720	1 720	691	682	1 373
	ПК-16	5 521	3 030	8 551	320	219	539
	ПК-17				1 401	1 064	2 465
	ПК-18	21 307	10 369	31 676	910	1 546	2 456
	ПК-19	118 903		118 903	2 191	3 675	5 866
	ПК-20–1	5 074	3 018	8 092	123	1 224	1 347
	ПК-20–2				144		144
	ПК-21	2 871	3 777	6 648	2 042		2 042
	ПК-22	1 865	2 709	4 574	911		911
	Итого по «ПК»:	161 686	36 668	198 354	9 829	8 643	18 472
	АВ-1–1	6 574		6 574
	АВ-1–2	1 735	1 673	3 408	315		315
	АВ-2–1	291	948	1 239	650	203	853
	АВ-2–2	654	198	852
	АВ-3–1	1 968	2 187	4 155	1 363		1 363
	АВ-3–3		1 473	1 473	155		155
	АВ-4–2	860	937	1 797
	АВ-4–3	1 385	1 065	2 450
	АВ-6	2 987	911	3 898
	Итого по «АВ»:	16 454	9 392	25 846	2 483	203	2 686
	БВ-1				3 227		3 227
	БВ-2				1 086	1 016	2 102
	БВ-3				1 024	390	1 414
	БВ-6–1				1 033	429	1 462
	БВ-6–2				526	369	895
	БВ-9	412	1 466	1 878	4 661		4 661
	БВ-10	25 666	8 165	33 831	6 089	427	6 516
	БВ-10–2	974	601	1 575
	БВ-11–1	15 498	4 949	20 447
	БВ-11–2	32 300	15 479	47 779	22 163	242	22 405
	БВ-13–1	3 906	1 923	5 829	230		230
	БВ-13–2	4 013	7 426	11 439	424	92	516
	БВ-13–3	1 075	805	1 880
	БВ-14	397	965	1 362	258		258
	БВ-15	3 439	932	4 371
	Итого по «БВ»:	87 680	42 711	130 391	40 721	2 965	43 686
	АЧИМ-1	3 098	87	3 185
	АЧИМ-2	7 465		7 465
	АЧИМ-3	36 939	2 896	39 835
	АЧИМ-4	7 766	2 506	10 272
	Итого по «АЧИМ»:	55 268	5 489	60 757
	ЮВ-1–1	18 487	4 622	23 109
	ЮВ-1/2–3	106 531	1 123	107 654
	Итого по ЮВ-1:	125 018	5 745	130 763
	ЮВ-2	3 193	357	3 550
	ЮВ-3	5 499		5 499
	ЮВ-4	2 283		2 283
	ЮВ-5	1 152		1 152
	ЮВ-8–1	12 405	3 256	15 661
	ЮВ-8–2		1 365	1 365
	ЮВ-9–1	864	599	1 463
	ЮВ-9–2	1 202	956	2 158
	ЮВ-10	20 763	1 956	22 719
	Итого по ЮВ – (2–10):	47 361	8 489	55 850
	ВСЕГО:	493 467	108 494	601 961	104 329	11 065	115 394

1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   30

Общая оценка геологических запасов нефти по 46 продуктивным пластам составляла 601 961 тыс. т, в том числе 493 467 тыс. т или 82.0% по кат. С₁. Среди группы пластов первое место занимали пласты ПК – 198 354 тыс. т или 33.0% от запасов нефти месторождения. Далее в равных объемах (21.7%) были представлены пласты группы БВ – 130 391 тыс. т и горизонта ЮВ-1 – 130 763 тыс. т. Продуктивные объекты ачимовской толщи (Ачим1–4) занимали четвертое место с запасами в 60 757 тыс. т (10.1.%). Чуть меньшее количество нефти содержали пласты нижней и средней юры (ЮВ₂ – ЮВ₁₀) – 55 850 тыс. т (9.2%). Объем запасов нефти в пластах группы АВ носил явно подчиненный характер – 25 846 тыс. т или 4.3.%.

Среди отдельных продуктивных пластов по объему начальных геологических запасов нефти особо выделялись ПК₁₉ – 118 903 тыс. т (19.8% от ресурсов нефти месторождения), ЮВ₁^2-3 – 107 654 тыс. т (17.9%), БВ₁₁² – 47 779 тыс. т (7.9%), Ачим3 – 39835 тыс. т (6.6.%). К числу объектов с запасами более 10 млн. т относились пласты ПК₁₈, БВ₁₀, БВ₁₁¹, БВ₁₃², Ачим4, ЮВ₁¹, ЮВ₈¹ и ЮВ₁₀.

Следует отметить, что состояние ресурсной базы Верхне-Колик-Еганского месторождения, которое отражено в Госбалансе на 01.01.2005 г., соответствует уровню его изученности 1993–94 гг. и основывалось на материалах сейсморазведки 2Д и данных поисково-разведочных скважин.

Запасы свободного газа по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. числились по 29 продуктивным пластам, в число которых вошли ипатовская свита, группы ПК, АВ и БВ.

Общая оценка запасов газа по этим данным (табл. 2.4.1) составляет 115 394 млн. м³, в том числе 104 329 млн. м³ по кат. С₁ (90.4%). Самым крупным газовым объектом является ипатовская свита – 48 018 млн. м³ газа или 41.6% от ресурсов газа месторождения.

Группа пластов БВ с суммарными запасами газа в 43 366 млн. м³ (37.6%) занимает второе место. Продуктивный пласт БВ₁₁² с запасами 20 467 млн. м³ является вторым после ипатовской свиты.

В пластах группы ПК запасы свободного газа составляют по данным Госбаланса 21 324 млн. м³ (18.5%). В указанной группе пласт ПК₁₉ характеризуется объемом газа в 8 713 млн. м³ (7.6% от ресурсов месторождения).

Пласты группы АВ занимают незначительную (2.3%) долю в общих запасах свободного газа месторождения.

Извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. приведены в таблице 2.4.2.
Таб.2.4.2. Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения

пласт	геологические, тыс. т						КИН			извлекаемые, тыс. т
	С1	С2	С1+С2	С1		С2		С1+С2	С1		С2	С1+С2
ПК-6	1 777	825	2 602	0,200		0,200		0,200	356		165	521
ПК-11	2 096	7 158	9 254	0,200		0,268		0,252	419		1 917	2 336
ПК-12	-	2 577	2 577	-		0,290		0,290	-		747	747
ПК-13–0	1 085	284	1 369	0,200		0,200		0,200	217		57	274
ПК-13	1 187	1 201	2 388	0,200		0,200		0,200	237		240	477
ПК-14	-	1 720	1 720			0,200		0,200	-		344	344
ПК-16	5 521	3 030	8 551	0,290		0,026		0,196	1 601		79	1 680
ПК-18	21 307	10 369	31 676	0,350		0,200		0,301	7 457		2 074	9 531
ПК-19	21 181	43 480	64 661	0,200		0,200		0,200	4 236		8 696	12 932
ПК-20–1	5 154	12 040	17 194	0,200		0,200		0,200	1 031		2 408	3 439
ПК-21	2 871	3 777	6 648	0,200		0,200		0,200	575		755	1 330
ПК-22	1 865	2 709	4 574	0,199		0,200		0,200	372		542	914
Итого по «ПК»	64 044	89 170	153 214	0,258		0,202		0,225	16 501		18 024	34 525
АВ-1–1	6 574	-	6 574	0,350				0,350	2 301		-	2 301
АВ-1–2	1 735	1 673	3 408	0,200		0,200		0,200	347		335	682
АВ-2–1	291	948	1 239	0,200		0,200		0,200	58		190	248
АВ-2–2	654	198	852	0,200		0,202		0,201	131		40	171
АВ-3–1	1 968	2 187	4 155	0,200		0,200		0,200	394		437	831
АВ-3–3	-	1 473	1 473			0,200		0,200	-		295	295
АВ-4–2	860	937	1 797	0,200		0,200		0,200	172		187	359
АВ-4–3	1 385	1 065	2 450	0,200		0,200		0,200	277		213	490
АВ-6	2 987	911	3 898	0,200		0,200		0,200	597		182	779
Итого по «АВ»	16 454	9 392	25 846	0,260		0,200		0,238	4 277		1 879	6 156
БВ-9	412	1 466	1 878	0,200		0,200		0,200	82		293	375
БВ-10	8 881	29 088	37 969	0,203		0,261		0,247	1 803		7 592	9 395
БВ-10–2	974	601	1 575	0,300		0,300		0,300	292		180	472
БВ-11–1	17 889	10 800	28 689	0,200		0,200		0,200	3 578		2 160	5 738
БВ-11–2	32 300	15 479	47 779	0,200		0,200		0,200	6 460		3 096	9 556
БВ-13–1	3 906	1 923	5 829	0,264		0,250		0,259	1 031		481	1 512
БВ-13–2	4 013	7 426	11 439	0,250		0,250		0,250	1 003		1 856	2 859
БВ-13–3	1 075	805	1 880	0,199		0,199		0,199	214		160	374
АчБВ-14	1 664	2 114	3 778	0,250		0,192		0,218	416		406	822
БВ-15	662	2 865	3 527	1		0		0	165		550	715
Итого по «БВ»	71 776	72 567	144 343	0,210		0,231		0,220	15 044		16 774	31 818
АЧИМ-1	3 098	87	3 185	0,250		0,253		0,250	775		22	797
АЧИМ-2	7 465	-	7 465	0,274				0,274	2 043		-	2 043
АЧИМ-3	36 939	2 896	39 835	0,267		0,200		0,263	9 879		579	10 458
АЧИМ-4	7 766	2 506	10 272	0,220		0,220		0,220	1 708		551	2 259
Итого по «АЧИМ»:	55 268	5 489	60 757	0,261		0,210		0,256	14 405		1 152	15 557
ЮВ-1–1	7 391	3 562	10 953	0,391		0,300		0,361	2 890		1 069	3 959
ЮВ-1/2–3	84 266	8 072	92 338	0,400		0,300		0,391	33 683		2 422	36 105
Итого по ЮВ-1	91 657	11 634	103 291	0,399		0,300		0,388	36 573		3 491	40 064
ЮВ-2	3 193	357	3 550	0,200		0,200		0,269	884		71	955
ЮВ-3	2 840	-	2 840	0,250				0,250	710		-	710
ЮВ-4	2 283	-	2 283	0,370				0,370	844		-	844
ЮВ-5	1 152	-	1 152	0,300				0,300	346		-	346
ЮВ-8–1	4 289	2 972	7 261	0,200		0,200		0,200	858		594	1 452
ЮВ-8–2	1 461	1 129	2 590	0,200		0,200		0,200	292		226	518
ЮВ-9–1	141	1 122	1 263	0,200		0,200		0,200	28		224	252
ЮВ-9–2	3 980	7 082	11 062	0,200		0,200		0,200	796		1 416	2 212
ЮВ-10	8 557	671	9 228	0,316		0,100		0,300	2 704		67	2 771
Итого по ЮВ – (2–10):	27 896	13 333	41 229	0,268		0,195		0,244	7 462		2 599	10 061
ВСЕГО:	327 095	201 585	528 680	0,288		0,218		0,261	94 262		43 919	138 181

1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   30