Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1991
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 7.71 км²
Восточно-Янемдейское месторождение
Восточно-Янемдейское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. Ближайшими месторождениями являются Северо-Ошкотынское, Ошкотынское, Сихорейское, Тэдинское (рисунок 1).
Восточно‑Янемдейская структура была выявлена по результатам сейсморазведочных работ МОГТ в 1982 году на площади Центрально-Хорейверского объекта сейсмопартией № 5/80-82. Подготовлена к поисковому бурению на нефть по отложениям верхнего девона в 1990 г. работами СП № 5/89-90. В 1991 году была пробурена поисковая скважина 2п, которая стала первооткрывательницей месторождения. При испытании в колонне (1991 г.) из пласта D3fmIII в отложениях верхнего девона были получены промышленные безводные притоки нефти.
Первый и единственный подсчет был выполнен в оперативном порядке в рамках геологического отчета об итогах геологоразведочных работ ГП «Архангельскгеология» за 1992 г. (протокол отсутствует) по данным одной пробуренной скважины 2п. Запасы были посчитаны и учтены на государственном балансе по объекту D3fm-III по категории С1 в количестве (геологические/извлекаемые) 8472/3389 тыс.т /1/. КИН был принят равным 0.400.
Восточно-Янемдейское месторождение введено в пробную эксплуатацию в январе 2015 года на основании Проекта пробной эксплуатации 2014 года (протокол ЦКР Роснедра № 6135 от 18.12.2014 г.). Объектом эксплуатации является пласт D3fm-III.
Недропользователем участка недр «ЦХП блок №4», в который входит и Восточно-Янемдейское месторождение, с 2008 года является ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Лицензия НРМ 00691 НР от 08.09.08 г., срок действия - до 10 июня 2033 г. Помимо Восточно-Янемдейского месторождения, в участок недр «ЦХП блок №4» входят ещё 5 месторождений: Южно-Сюрхаратинское, Сюрхаратинское, Пюсейское, Урернырдское, Северо-Ошкотынское.
Рис. 1 Обзорная схема района
Центрально-Хорейверское поднятие, в пределах которого расположено Восточно‑Янемдейскоеместорождение, было выявлено в 1991 году.
По результатам настоящего оперативного подсчета запасов продуктивными являются пласты фаменского яруса верхнего девона – D3fmIII+II и D3fmIIIa.
Основной пласт «D3fmIII+II» характеризуется пластово-сводовой залежью с элементами тектонического ограничения. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3229.6 м по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скважине 43102. Нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 29 до 51 м.
Залежь пласта «D3fmIIIa» пластового типа c тектоническим экранированием. УПУ был принят на абсолютной отметке –3156.4 м по скважине 43104. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.2 до 4.9 м.
Залежи вскрыты скважинами 2п, 43101, 43101_1, 43102, 43104, 43109.
В результате бурения новых скважин на Восточно-Янемдейском месторождении был значительно расширен контур нефтегазоносности основного подсчетного объекта D3fmIII+II и оконтурена новая залежь.
Наиболее актуальной для Восточно-Янемдейскогоместорождения является задача построения детальной структурно-тектонической модели по данным 3D сейсморазведки с учетом анизотропной глубинно-скоростной модели, выделением зон тектонических нарушений и прогнозом емкостных свойств.
Рассмотрим следующую проблему. Продуктивные горизонты верхнего девона, вмещающие залежи нефти на Восточно-Янемдейскомместорождении, представлены преимущественно чистыми известняками пористыми, кавернозно-пористыми, прослоями доломитизированными.
Сведения о пористости пластов, полученные по данным керна и ГИС, свидетельствуют о ее значительной изменчивости. Сложный характер распределения пористости является свидетельством неоднородности целевых пластов, которая связана как с внутренней структурой, так и со вторичными процессами, изменяющими структуру порового пространства. Причиной изменения пористости является и закономерная литолого-фациальная изменчивость, обусловленная региональной и локальной составляющими палеорельефа и другими факторами.
Если пласт D3fmIII+II имеет высокие коллекторские свойства и характеризуется средней эффективной толщиной более 33 метров и средней пористостью 14 %, то для пласта D3fmIIIa, имеющего невысокие эффективные толщины, характерно уменьшение пористости. Поэтому задача прогнозирования по сейсморазведочным данным зон литологического замещения является важной для обоснования геометризации залежей УВ.
Некоторыми скважинами (43101) на площади подошва основного нефтеперспективного пласта D3fmIII+II не вскрыта, поэтому точные сведения об эффективных толщинах отсутствуют. Исходя из этого, проблема прогнозирования зон развития коллекторов и их толщин в межскважинном пространстве по данным высокоразрешающей динамической интерпретации материалов 3D сейсморазведки является также актуальной, так как более точное картирование эффективных толщин по площади позволит обоснованно рассчитать объем залежи и уточнить запасы УВ.
После подсчета запасов 1992 года на месторождении появилась следующая геолого‑геофизическая информация:
· на месторождении пробурены новые скважины: 43101, 43101_1, 43102, 43104 и 43109;
· в 2016 г. компанией «ПетроТрейс» представлена работа по переинтерпретации 3D сейсморазведочных работ, в результате которой:
-уточнены структурные карты по пластам D3fmIV-I;
-уточнено положение тектонических нарушений;
-получены карты когерентности целевых пластов;
– построены карты емкостных параметров продуктивного интервала исследований.
Появление новой геолого-геофизической информации подтвердило сложное строение месторождения и необходимость его дальнейшего изучения на основе более передовых технологий обработки и интерпретации сейсмических данных. Рассмотрим основные параметры сейсмического обеспечения, использованного для уточнения моделей залежей нефти пластов фаменского яруса верхнего девона Восточно‑Янемдейского месторождения.
Краткая литолого-петрографическая характеристика продуктивных пластов D3fmIIIа, D3fmIII+II.
Продуктивные пласты D3fmIIIа, D3fmIII+II приурочены к рифогенным известнякам кровли нижнефаменского подъяруса и подошвы средне-верхнефаменского подъяруса. Продуктивная толща представляет собой чередование известняков пористых, кавернозно-пористых, участками пористо-кавернозных и плотных, неравномерно трещиноватых.
Коллекторами служат известняки водорослевые сферово-сгустковые и сгустково-сферовые, сгустково-комковатые, комковатые и строматолитовые, в подчиненном количестве включающие прослои известняков органогенно-обломочно-детритовых, тонкозернистых, участками онколитовых.Породынеравномерно перекристаллизованные, кальцитизированные, слабо доломитизированные, слабо глинистые (содержание нерастворимой примеси до 2-3 %), включают стилолиты, заполненные светло-коричневым битумом.
Лучшими коллекторскими свойствами обладают известняки водорослевые сферово-сгустковые, сгустково-комковатые, комковатые, имеющие высокую первичную пористость, что послужило причиной для развития в них наиболее интенсивного выщелачивания. Цементом служит кальцит тонко-мелкозернистый, средне-крупнозернистый, участками с включением доломита. Тип цемента крустификационный, поровый, редко базально-поровый.
Пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами. Поры внутриформенные, межформенные и межкристаллические, округлой, овальной, изометричной, удлиненной, лапчатой, неправильной, сложной формы, сообщаются тонкими или расширенными выщелачиванием каналами. Часть пустот залечена новообразованным кальцитом. Вторичные поры и каверны выщелачивания соединены открытыми трещинами. Трещины имеют повсеместное распространение, различную интенсивность развития и ориентировку, осложнены выщелачиванием, вдоль их полостей развиты поры и каверны. Максимальная плотность трещин наблюдается в плотных породах.Тип коллектора поровый, порово-каверновый. Наличие трещиноватости способствовало созданию участками сложного типа коллекторов: трещинно-порово-кавернового, каверново-трещинного и др.
Покрышкой пласта служат известняки серые, темно-серые, кристаллические, плотные, с микротрещинами, выполненными темно-серым глинистым материалом и белым кальцитом, с малоамплитудными, мелкозубчатыми стилолитовыми швами, слабо доломитизированными, неравномерно глинистыми.
Основной емкостной потенциал сосредоточен в коллекторах порового и порово-кавернового типов.
Для характеристики ФЕС коллекторов привлечены статистические данные из подсчета запасов 1992 г. /1/. Согласно этим данным пористость коллекторов продуктивного пласта D3fmIII изменяется в диапазоне от 6.1 % до 16.4 %, составляя в среднем 9.9 %, проницаемость меняется от 2.25 мД до 1862 мД, составляя в среднем 208 мД по 26 образцам.
Литологическое расчленение и выделение эффективных толщин коллекторов
Литологическое расчленение разреза скважин в пределах перспективных интервалов предусматривает выделение пластов, различающихся по геофизическим свойствам, определение их границ и глубины залегания. Принадлежность выделенных пластов к определенному литологическому типу определяется по совокупности признаков на диаграммах различных методов ГИС.
Продуктивный разрез пластов пласты D3fmIIIа, D3fmIII+II, согласно описанию керна и материалов ГИС, относится к карбонатному типу.Основной емкостной потенциал сосредоточен в коллекторах порового и порово-кавернового типов.
При выделении коллекторов в разрезах скважин использовались прямые качественные признаки, основанные на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения /17, 18, 19, 20/. К прямым качественным признакам относятся:
· сужение диаметра скважин вследствие образования глинистой корки;
· радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований.
· наличие «положительного» приращения кажущихся удельных сопротивлений микропотенциал-зонда (МПЗ) над МГЗ микроградиент-зондом (МГЗ) на кривых микрокаротажа (МК).
Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:
· низкие показания на кривой гамма-каротажа (показания кривой ГК менее 2 мкР/ч);
· пониженные значения Jнк на кривой НК в карбонатном разрезе относительно вмещающих плотных пород;
· снижение значений
>
· повышенные значения интервального времени пробега продольной волны в карбонатном разрезе относительно вмещающих плотных пород.
Однако, в продуктивной части разреза глинистые корки, как правило, присутствуют только против высокопористых интервалов. Против низкопористых коллекторов глинистые корки отсутствуют, и в этих случаях применение качественных признаков (в частности данных кавернометрии и микрокаротажа) для выделения коллекторов неэффективно. Поэтому наибольшее использование при выделении коллекторов получили косвенные количественные критерии.
Граничные значения ФЕС приняты по аналогии с Западно-Хоседаюским месторождением и составляют: Кпкр=6.0%; Кпркр=1.0 мД.
При подсчете запасов 1992 г. эффективные толщины в скважине 2п выделены по материалам ГИС на основе качественных и количественных критериев при граничном значении пористости 6 % и гамма-активности менее 1.2 мкР/час.
Источник:Материалы по обоснованию оперативных изменений запасов нефти и растворенного газа Восточно-Янемдейского месторождения "ЦХП БЛОК № 4". Лицензия НРМ № 00691 НР от 08.09.2008 г.Ермолаев А.В., Дубина А.М., Тарасенко
Следующее Месторождение: Хадырьяхинское + Северо-Ханчейское