Геолого-физическая характеристика Муравленковского месторождения
Муравленковское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, вблизи Сутор-минского нефтяного месторождения (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района расположения Муравленковского
месторождения
Близлежащими месторождениями, разрабатываемыми силами ОАО «Газпромнефть-ННГ», являются: Суторминское, Крайнее, Карамовское, Сугмутское, Романовское, Вынгаяхинское.
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Пур и Пякупур. Рельеф местности представляет собой слабовозвышенную слегка всхолмленную равнину, заболоченную и залесенную. Абсолютные отметки колеблются в пределах 80 - 110 метров над уровнем моря.
На всем протяжении района климат континентальный и осадков выпадает столько, что они в значительной степени увлажняют почву, а в период весеннего снеготаяния могут обеспечить смачивание почвы до грунтовых вод.
Среднегодовая температура воздуха в районе работ равна минус 6 - 7 ºС. Самым холодным месяцем в году является январь, с температурой воздуха минус 25 ºС. В отдельные дни, почти ежегодно, температура воздуха понижается до минус 49 ºС. Такие низкие температуры можно ожидать ежегодно, температура воздуха может понижаться до минус 61 ºС.
Климат района работ относится к типу влажных. За год здесь выпадает 584 мм осадков. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе – 78 мм, наименьшее в феврале – 24 мм.
В непосредственной близости от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепровод Холмогорское – Федоровское – Сургут – Омск. Электроснабжение месторождения и городов Ноябрьск и Муравленко осуществляется от Сургутской электростанции.
Экономически район развит слабо. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 км2. Непосредственно на площади работ населенные пункты отсутствуют. Ближайшими населенными пунктами являются города: Ноябрьск, поселок Кочевое и город Муравленко.
Геологический разрез района представлен породами структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и до юрских образований. Глубоких скважин, вскрывших кристаллический фундамент, в Муравленковском регионе нет, но имеется достаточно обширная информация о строении плиты по географическим исследованиям.
Муравленковское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты, где вскрыты максимальные толщины платфор-менных отложений.
Платформенный чехол представлен породами юры, мела, палеогена и четвертичной системой.
Основными эксплуатируемыми пластами являются залежи пласта БC11.
Пласт БС11 является основным объектом разработки (содержит более 80 % запасов). На юге площади, в зоне сочленения Суторминского и Мурав-ленковского месторождения, южнее первого ряда добывающих скважин в 2001 году пробурены эксплуатационные скважины № 8, 9, 10, вскрывшие водонефтяную зону пласта БС11.
Пласт БС103 представлен тремя небольшими залежами, две из которых включают в себя всего по две скважины. Отложения пласта сложены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Геологическая модель пласта БС103 с момента утверждения в ГКЗ (1993 г.) не пересматривалась, категорийность запасов остается прежней – С2.
Пласт БС101 в песчаной фации развит, в основном, в северо-западной части месторождения. В восточном и южном направлениях наблюдается замещение песчаников глинисто-алевролитовыми разностями. Продуктивность пласта установлена в 1980 году.
Пласт БС6 литологически представлен в верхней части однородными мелкозернистыми кварц-полевошпатовыми песчаниками, а в нижней части переслаиванием песчано-аргиллитовых пород.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Мурав-ленского месторождения представлена в таблице 1.1.
На Муравленковском месторождении глубинные и поверхностные пробы нефти отобраны из пластов БС10, БС11.Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-ННГ».
Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Муравленковского месторождения
| Параметры | Пласт БС11 | Пласт БС103 | Пласт БС101 | Пласт БС6 |
| Тип залежи | пластово-сводовая | |||
| Размеры залежи, км | 27,8×18,2 | 3,8×2,8 | 20×7,8 | 1,7×2,5 |
| Тип коллектора | песчаник | |||
| Средняя общая толщина, м | ||||
| Средняя эффективная толщина, м | 9,2 | 17,69 | ||
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 15,4 | 2,57 | 7,1 | |
| Коэффициент пористости, доли ед. | 0,17 | 0,18 | 0,18 | 0,17 |
| Проницаемость, 10-3 мкм2 | ||||
| Пластовая температура, ºС | ||||
| Начальное пластовое давление, МПа | 19,3 | 18,2 | 18,2 | 17,6 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 1,25 | 1,27 | 1,27 | 1,29 |
| Плотность нефти, т/м3 | ||||
| Абсолютная отметка ВНК, м | -2575 | -2519 | -2517 | -2497 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,12 | 1,10 | 1,10 | 1,11 |
| Содержание серы в нефти, % | 0,41 | 0,47 | 0,47 | 0,48 |
| Содержание парафина в нефти, % | 3,62 | 3,90 | 3,27 | 3,32 |
Свойства пластовых нефтей приведены в таблицах 1.2 и 1.3. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84 °С).
Таблица 1.2 – Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Индекс пласта | |
| БС101-2 | БС11 | |
| Пластовое давление, МПа | 18,2 | 19,3 |
| Пластовая температура, °С | ||
| Давление насыщения, МПа | 8,6 | 9,1 |
| Газосодержание, м3/т | ||
| Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т | ||
| Объемный коэффициент | 1,10 | 1,12 |
| Плотность нефти, кг/м3 | ||
| Объемный коэффициент при условии сепарации | 1,152 | 1,130 |
| Вязкость нефти, мПа·с | 1,27 | 1,25 |
| Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)·10-4 | 13,90 | 13,63 |
| Плотность нефти при условии сепарации, кг/м3 |
Таблица 1.3 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Пласт | |||
| БС10-1 | БС10-2 | БС11 | ||
| Плотность, кг/м3 Вязкость динамическая, мПа·с - при 20 °С - при 50 °С Вязкость кинематическая, мм2/с - при 20 °С - при 50 °С | 11,53 4,53 13,41 5,27 | 9,37 4,11 10,95 4,80 | 10,50 4,3 12,26 5,02 | |
| Температура застывания, °С Температура насыщения парафином, °С | - | - - | - | |
| Массовое содержание, % | Серы | 0,47 | 0,47 | 0,41 |
| Смол селикагелевых | 6,19 | 5,67 | 5,75 | |
| Асфальтенов | 2,71 | 1,44 | 2,62 | |
| Парафинов | 3,90 | 3,27 | 3,62 | |
| Воды | 8,20 | - | 1,50 | |
| Мех. примесей | - | - | - | |
| Солей, мг/л | - | |||
| Температура плавления парафина, °С Температура начала кипения, °С | - | |||
| Объемный выход фракций, % | н.к. – 100 °С | 2,4 | - | 2,6 |
| до – 150 °С | 12,8 | 11,5 | 13,2 | |
| до – 200 °С | 23,3 | 22,0 | 23,9 | |
| до – 250 °С | - | - | - | |
| до – 300 °С | 45,2 | 45,5 | 45,9 | |
| до – 350 °С | 59,2 | - | 59,4 |
Нефть недонасыщена газом, давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются, соответственно, увеличиваются плотность и вязкость нефти.
В таблице 1.4 представлены данные по компонентному составу нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24 %, легких углеводородов состава С2Н6-С5Н12 – 16-17 %.
Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11 %.
Таблица 1.4 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной
и пластовой нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. условиях | Пластовая нефть | |||
| Выделившийся газ | Нефть | Выделившийся газ | Нефть | |||
| Пласт БС10 | ||||||
| Углекислый газ | 0,25 | - | 0,31 | 0,01 | 0,09 | |
| Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,27 | - | 1,48 | 0,00 | 0,45 | |
| Метан | 66,61 | 0,08 | 78,23 | 0,09 | 23,54 | |
| Этан | 4,19 | 0,06 | 4,55 | 0,25 | 1,54 | |
| Пропан | 9,07 | 0,52 | 6,96 | 2,24 | 3,66 | |
| Изобутан | 5,91 | 0,94 | 3,01 | 2,91 | 2,97 | |
| Нормальный бутан | 6,76 | 1,96 | 3,16 | 4,34 | 3,99 | |
| Изопентан | 2,29 | 1,93 | 0,84 | 3,03 | 2,37 | |
| Гексаны | 1,63 | 92,05 | 0,70 | 83,79 | 58,85 | |
| Гептаны | ||||||
| Остаток (С8+выше) | ||||||
| Молекул. масса | 28,32 | 22,90 | 176,10 | 130,20 | ||
| Плотность, кг/м3: | ||||||
| - газа | 1,177 | - | 0,952 | - | - | |
| - нефти | - | - | ||||
| Пласт БС11 | ||||||
| Углекислый газ | 0,24 | - | 0,28 | 0,00 | 0,08 | |
| Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,05 | - | 1,20 | 0,00 | 0,34 | |
| Метан | 68,37 | 0,22 | 78,91 | 0,10 | 22,23 | |
| Этан | 4,47 | 0,12 | 4,74 | 0,27 | 1,52 | |
| Пропан | 7,89 | 0,82 | 6,09 | 1,94 | 3,10 | |
| Изобутан | 6,20 | 1,81 | 3,44 | 3,15 | 3,23 | |
| Нормальный бутан | 5,90 | 2,57 | 2,96 | 3,95 | 3,66 | |
| Изопентан | 2,19 | 2,62 | 0,89 | 3,12 | 2,50 | |
| Нормальный пентан | 1,89 | 3,07 | 0,76 | 3,47 | 2,71 | |
| Гексаны | 1,79 | 88,77 | 0,73 | 84,00 | 60,63 | |
| Гептаны | ||||||
| Плотность, кг/м3: | ||||||
| - газа | 1,155 | - | 0,947 | - | - | |
| - нефти | - | - |
Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (таблица 1.5).
Таблица 1.5 – Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения
| Пласт | Вязкость в пластовых условиях, мПа·с | Плотность в пластовых условиях, кг/м3 | Содержание ионов, мг/л; мг-(экв/л) | |||||
| БС11 | 0,5 | Cl- | SO42- | HCO3- | Ca2+ | Na++K+ | ||
| 155,99 | 1,79 | 7,05 | 9,5 | 11,35 |
Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет 14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.