Месторождение: Южно-Сюрхаратинское (ID: 36517)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1988

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 13.04 км²

Описание

Южно-Сюрхаратинское месторождение

Южно-Сюрхаратинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. Ближайшими месторождениями являются Тэдинское, Урернырдское, Сюрхаратинское.

Южно-Сюрхаратинская структура была выявлена в 1982 году сейсморазведочными работами МОГТ в масштабе 1:100 000, подготовлена к поисковому бурению МОГТ в масштабе 1:50 000 в 1985 году и детализирована по отдельным профилям в 1990 году МОГТ 1:50 000 в процессе поискового бурения. Поисковое бурение на Южно-Сюрхаратинской структуре было начато в 1987 году скважиной 10п, которая стала первооткрывательницей месторождения. В мае 1988 года из интервала нижнефаменских отложений был получен промышленный приток нефти (пласт D₃fmIII).

Из пласта D₃fmI промышленный приток нефти был получен в скважине 12п в открытом стволе в 1991 году и затем в колонне - в 1992‑м.

Первый и единственный подсчёт запасов был выполнен в 1993 году ГП «Архангельскгеология» /2/ по результатам сейсморазведочных работ 2D и данным по двум скважинам 10п и 12п. Запасы были утверждены протоколом ГКЗ №265 в 1994 году. После этого переоценки запасов по Южно-Сюрхаратинскому месторождению не проводилось.

На гос. балансе числятся запасы нефти двух пластов D₃fmIII, D₃fmI в количестве (геологические/извлекаемые) 5758/1975 тыс.т категории С₁ и 4101/1227 тыс.т категории С₂.

Южно-Сюрхаратинское месторождение находится в стадии разведки.

Недропользователем участка недр «ЦХП блок №4», в который входит и Южно-Сюрхаратинское 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 Южно-Сюрхаратинского месторождения, в участок недр «ЦХП блок №4» входят ещё 5 месторождений: Северо-Ошкотынское, Сюрхаратинское, Пюсейское, Урернырдское, Восточно-Янемдейское.

Краткая литолого-петрографическая характеристика продуктивных пластов D₃fmIII, D₃fmIIa

Литолого-петрографическая характеристика дается по результатам изучения петрографических шлифов из скважин следующих месторождений, объединенных в Сюрхаратинскую группу: Тэдинского, Урернырдского, Сюрхаратинского и Южно-Сюрхаратинского.

 В целом, продуктивный горизонт верхнего девона, вмещающий залежи нефти в пластах D₃fmIII, D₃fmIIa на изучаемом месторождении, сложен водорослевыми известняками. Среди них выделяются: колломорфные (микритовые) известняки; сгустково-комковатые, комковатые, реже сферово-комковатые известняки.

Таблица 1

Сведения по отбору и выносу керна из скважин Южно-Сюрхаратинского месторождения

Колломорфные известняки слагают, в основном, верхнюю часть разреза - зону облекания водорослевых построек. Это плотные, перекристаллизованные, часто стилолитизированные, тонкотрещиноватые породы. Сложены, как правило, водорослевым детритом, с включением различных органических остатков, которые присутствуют в породе в виде пятен и неясных слойков.

Вторичные процессы проявились в развитии неравномерной перекристаллизации и доломитизации.

Сгустково-комковатые, комковатые и сферово-комковатые известняки слагают толщу водорослевых массивов, вмещающих в себя пласты D₃fmIII, D₃fmII, D₃fmI, D₃f, продуктивные на Южно-Сюрхаратинском (D₃fmIII, D₃fmII) и соседних месторождениях. Они характеризуются весьма неоднородными емкостно-фильтрационными свойствами: от низкоемких с коэффициентом фильтрации на границе "коллектор-неколлектор" до высокоемких с проницаемостью несколько сотен и даже тысяч миллидарси.

Открытое поровое пространство образуют как поры, так и каверны.

Поры межформенные и внутриформенные, часто пигментированыбитуминозным веществом, в некоторых шлифах распределены равномерно. По генезису поры вторичные: выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации. Отдельные поры залечены новообразованным кальцитом. Размер пор варьирует в основном в пределах 0.3-0.6 мм. Большой процент порового пространства составляют крупные поры (0.5-1.0 мм) и каверны (1.0-5.0 мм). Конфигурация их, в основном, округлая и щелевидная.

Для всех типов известняков характерны трещиноватость и стилолитизация. В пористых известняках трещиноватость является одной из главных причин формирования кавернозности.

На анализе фактического материала делается вывод о том, что коллекторы изучаемого месторождения относятся к поровому типу, осложненному каверновой составляющей.

Литологическое расчленение и выделение 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 D₃fmIII (D₃fmIIIa+III) и D₃fmIIa, согласно описанию керна и материалов ГИС, относится к карбонатному типу.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.

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 >  в карбонатном разрезе по сравнению с вмещающими низкопористыми (плотными) породами;

- повышенные значения интервального времени пробега продольной волны в карбонатном разрезе относительно вмещающих плотных пород.

В качестве количественного критерия в скважинах Южно-Сюрхаратинского месторождения использовалось граничное значение пористости (К_п^гр), принятое равным 6 %.

Уточнение геологического строения, параметров и запасов

Продуктивность Южно-Сюрхаратинского месторождения установлена в отложениях фаменского яруса верхнего девона по данным ГИС и результатам опробований. На государственном балансе числятся запасы по двум объектам D₃fmIII и D₃fmI, утвержденные ГКЗ РФ в 1993 году.

Настоящая переоценка запасов выполнена по состоянию на 01.10.2016 г. на основании данных ГИС и опробований новой разведочной скважины 14р,  результатов сесморазведочных работ 3D 2010 года.

Появление новых данных привело к уточнению границ залежей и категорий, подсчетных параметров и запасов.

Пласты D₃fmIII

Объект D₃fmIII, как и в подсчете запасов 1993 года, включает в себя пласты D₃fmIIIa (в кровельной части) и собственно D₃fmIII. Приурочены к верхней части нерасчлененной толщи задонского и елецкого горизонтов нижнефаменских отложений.

На государственном балансе числятся запасы одной залежи. Водонефтяной контакт при подсчёте запасов 1992 года был принят на а.о.‑3150 м по подошве продуктивных по данным ГИС и испытаний коллекторов в скважине 12п.  

В новой скважине 14р, пробуренной в юго-восточной области залежи согласно контурам гос. баланса по данным ГИС и опробований  коллекторы пластов D₃fmIII являются водонасыщенными с а.о.‑3141.8 м, при испытании в колонне из интервала а.о.‑3133.6‑3137.1 м получен приток нефти с водой. Дебит нефти составил 45 м³/сут, воды - 14 %. ВНК в скважине 14р установлен по результатам опробований на а.о.‑3137 м.

При уточнении структурного плана по результатам интерпретации сейсмики 3D и по данным ГИС и испытаний новой скважины 14р залежь пластов D₃fmIII, учтенная на гос. балансе, разделена на две. Западная  залежь вскрыта скважинами 10п и 12п, Восточная - новой скважиной 14р.

ВНК Западной залежи принят, как и ранее, по данным ГИС и испытаний скважины 12п. В результате уточнения границ коллекторов в рамках настоящей работы установленный ВНК а.о.‑3151 м немного отличается от принятого ранее (а.о.‑3150 м).

ВНК Восточной залежи установлен по данным опробований скважины 14р на а.о.‑3137 м.

В результате всех изменений продуктивная площадь пластов D₃fmIII в настоящей работе меньше учтенной на гос. балансе на 2265 тыс.м² (-17 %), среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины (Нэф_н) - на 1.3 м (‑14 %).

Средние значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности меньше числящихся на гос. балансе на ‑0.01абс. (‑9 %отн.) и ‑0.04абс. (‑5 %отн.) соответственно. Изменения обусловлены переинтерпретацией данных ГИС в скважинах 10п и 12п и учетом данных ГИС по новой скважине 14р.

Остальные подсчетные параметры (пересчетный коэффициент и плотность нефти) не изменились. Коэффициент извлечения нефти также остался без изменений (для категории С₁ 0.400, для категории С₂ - 0.316).

Пересчитанные суммарные начальные геологические запасы по пластам D₃fmIII по сравнению с числящимися на гос. балансе меньше на 2956 тыс.т (‑37 %).

Запасы категории С₁ меньше рассчитанных ранее на 411 тыс.т (‑10 %). Увеличение площади категории на 2113 тыс.т (+40 %) за счет новой скважины 14р компенсировалось уменьшением среднего значения нефтенасыщенной толщины (‑4 м или ‑33 %) в результате уточнения геологического строения: структурного плана, ВНК по новой скважине 14р, разделения залежи гос. баланса на две в настоящем отчете (графическое приложение 8). Уменьшение коэффициентов пористости (‑0.01абс. или ‑9 %отн.) и нефтенасыщенности (‑0.03абс. (‑4 %отн.) обусловлено теми же причинами, что и в целом по пласту.

Запасы категории С₂ в настоящей работе меньше учтенных на гос. балансе на 2545 тыс.т (‑67 %). Основной причиной изменения запасов является уменьшение площади нефтеносности (‑4778 тыс.м² или ‑60 %), что обусловлено:

- отнесением части запасов категории С₂ к непродуктивной пощади пласта в результате повышения ВНК в новой скважине 14р;

- переводом части запасов категории С₂ в категорию С₁ по результатам испытаний в колонне новой скважины 14р.

Остальные подсчетные параметры изменились в значительно меньшей степени (Нэф_н, Кп, Кн) или остались без изменений (плотность нефти, Кпер).

Пласт D₃fmIIа

По пласту D₃fmIIа (D₃fmI на гос. балансе) числятся запасы залежей в районах скважин 10п и 12п на западе лицензионного участка.

ВНК залежи в районе скважины 10п ранее был принят на на а.о.‑3246.0 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 10п. ВНК залежи в районе скважины 12п - основании данных ГИС и испытаний по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скважине 12п на а.о.‑3262.5 м.

В настоящей работе также выделены две залежи в районах скважин 10п и 12п. Новых испытаний в указанных скважинах не проводилось. Новая скважина 14р вскрыла водонасыщенную часть пласта: по испытаниям в открытом стволе из интервала а.о.‑3223.6‑3236.1 м получен приток пластовой воды расчетным дебитом 14.5 м³/сут, по ГИС коллекторы водонасыщенны с кровли.

По залежи в районе скважины 10п ВНК, принятый ранее на а.о.‑3246.0 м, скорректирован в результате уточнения границ коллекторов и установлен на а.о.‑3246.6 м.

В скважине 12п уточнились данные инклинометрии, что привело к изменениям абсолютных отметок. Вследствие этого  ВНК залежи в районе скважины 12п установлен в настоящей работе на а.о.‑ 3263.7 м.

В результате уточнения структурного плана по данным сейсмики 3Dуточнилась геометризация обеих залежей пласта  D₃fmIIа,  продуктивная площадь пласта  относительно гос. баланса увеличилась на 823 тыс.м² (22 %).

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины (Нэф_н) в целом по пласту больше принятого ранее на 4.5 м (+52 %).  Это связано с перераспределением продуктивных коллекторов в пространстве согласно уточненной геологической модели.

Значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности в настоящей работе, как и ранее, принимались по данным ГИС. Уменьшение этих параметров в представленном отчете относительно числящихся на гос. балансе (‑0.01абс. или ‑11 %отн. и ‑0.03абс. или ‑4 %отн. соответственно) обусловлено переинтерпретацией данных ГИС (глава 3).

Плотность нефти и пересчетный коэффициент приняты в настоящем подсчете без изменений относительно гос. баланса. Коэффициент извлечения нефти также не изменился (КИН 0.100).

Пересчитанные суммарные начальные геологические запасы по пласту D₃fmIIа по сравнению с числящимися на гос. балансе больше на 1171 тыс.т (66 %).

По категории С₁ начальные геологические запасы в результате пересчета увеличились по сравнению с учтенными на гос. балансе на 574 тыс.т (39 %) в связи с увеличением площади нефтеносности (451 тыс.м² или 22 %) и среднего значения Нэф_н (4.4 м или 37 %) в результате уточнения структурного плана и перераспределения продуктивных толщин. Уменьшение пористости (‑0.01абс. или ‑11 %отн.) и нефтенасыщенности (‑0.03абс. или ‑4 %абс.) обусловлены переинтерпретацией данных ГИС в скважине 12п. Плотность нефти и Кпер не изменились.

По категории С₂ геологические запасы пласта D₃fmIIa увеличились на 597 тыс.т (191 %) относительно гос. баланса. Основными причинами изменений являются увеличение площади нефтеносности (372 тыс.м² или 23 %) и среднего значения Нэф_н в два раза (4.6 м или 100 %). Увеличение площади связано с расширением границ залежи в районе скважины 12п в северном направлении, нефтенасыщенной толщины - с перераспределением коллекторов согласно уточненной геологической модели (в 1993 году в этом районе картировались толщины до 10 м, в настоящей работе - до 20 м).

Среднее значение коэффициента пористости увеличилось относительно гос. баланса на 0.01абс. (14 %отн.) в связи с тем, что в прошлом подсчете значение Кп для категории C₂ обеих залежей было принято по данным ГИС скважины 10п, в то время как в настоящем отчете параметры рассчитаны отдельно для залежей по скважинам 10п и 12п соответственно.

В целом по Южно-Сюрхаратинскому месторождению пересчитанные начальные геологические запасы нефти меньше числящихся на гос. балансе на1785 тыс.т (‑18 %). По категории С₁ пересчитанные запасы больше на 163 тыс.т (3 %), по категории С₂ - меньше на 1948 тыс.т (‑48 %).

Источник: Материалы по обоснованию оперативных изменений запасов нефти и растворенного газа Южно-Сюрхаратинского месторождения "ЦХП Блок №4". Лицензия НРМ 00691 НР. Дубова А.В., Дубина А.М., Тарасенко И.Ж., и др. 2016

Следующее Месторождение: Назымское