в шельфовой зоне какого моря находится пильтун астохское

Месторождение Пильтун-Астохское

Тип: Нефтегазоконденсатное месторождение

Координаты: 52.833333, 143.583333

Расположение месторождения

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на континентальном шельфе Северо-Восточного Сахалина, на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от побережья острова.

Пильтун-Астохское НГКМ расположено на глубинах моря 24-48 м.

В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области.

Ближайшим населенным пунктом на сопряженной суше является г. Оха, расположенная в 90 км к северу.
Транспортировка грузов возможна морским путем из порта Москальво. расположенною на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из аэропорта города Охи

Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели.

Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном (i = 0,003).

Инженерно-геологические условия Пильтун-Астохского месторождения характеризуются как сложные, ввиду наличия погребенных палеодолин, сложного строения металогических комплексов, довольно высокий сейсмоопасностъю и активного проявления мезодинамических процессов.

Ледовый режим в районе месторождения сложный.

Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часты торосы льда высотой до 5-6 м.

Лед мощностью 1,5-2 м нередко образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек.

Это препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев) и создает опасность для МЛСП.

Источник

Основные сведения о Пильтун-Астохском нефтегазоносном месторождении

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Одним из стратегически приоритетных регионов для «Газпрома» на долгосрочную перспективу является Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Государственная политика по формированию газовой промышленности на Востоке России определена в «Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа). Координатором деятельности по ее реализации является «Газпром».

В данной программе участвуют Сахалинский, Якутский, Иркутский, Камчатский, Красноярский центры газодобычи.

В данной работе приведены сведения о Пильтун-Астохском месторождении, как об одном из крупных месторождений охотской нефтегазоносной провинции.

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является одним из крупных месторождений углеводородов охотской нефтегазоносной провинции (НГП) и находится на континентальном шельфе Северо-Восточной части о. Сахалина в 67 км к ЮВ от г. Оха в Пильтунском заливе, на расстоянии 15-20 км от побережья острова. В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области.

Сахалин всегда был известен как регион, обладающий крупными запасами сырьевых ресурсов, имеющий очень выгодное географическое и геополитическое положение, благоприятствующее развитию внешних экономических связей. Сахалинская область из десяти областей Дальневосточного экономического региона занимает 4-е место по объему промышленного производства. В перспективе область будет одним из крупных транспортных узлов на линиях внешней торговли РФ с Японией, США, Северной и Южной Кореей, Китаем, Сингапуром, Индией и другими странами Азиатско-Тихоокеанского региона. Приграничное положение, незамерзающие морские порты, близость развитых стран АТР создают благоприятные условия для сотрудничества и вложения иностранного капитала.

Небольшие по запасам месторождения выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина (рис. 1) [1]

Рисунок 1. Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Сахалинской области: а — нефтяные месторождения; б — газонефтяные месторождения; в — газовые месторождения. 33 — Пильтун-Астохское месторождение

2. Стратиграфия и литология

Рисунок 2. Структурная карта месторождения

На Пильтунском куполе месторождения в блоке I открыто и прогнозируется 11 залежей: 3 нефтяных с газовыми шапками в XXII, XXIII, XXVI2 пластах, 5 нефтегазоконденсатных с нефтяными оторочками в XVII, XIX, XXI,, ХХ12 и ХХ13 пластах, и 3 газовых в XII, XIII-XIV, XVI-XVII пластах.

Рисунок 4. Геологический разрез ме сторождения через скважины 14-1

Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы района связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются 7 структурно-стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нижненутовский), нижнемиоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).

Структурно-стратиграфические комплексы отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско-дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций и широким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности. Формирование комплексов происходило на различных стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна.

3. Физико-химические параметры углеводородов

углеводород месторождение геологический

Источник

Пильтун-Астохская-Б

Платформа «Пильтун-Астохская-Б» — интегрированная нефтегазодобывающая платформа, установленная на шельфе Охотского моря в рамках проекта «Сахалин-2».

Содержание

История

Платформа «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) была установлена в июле 2007 года на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения, в 12 км от берега на глубине 32 м. Предназначенная для круглогодичной добычи, ПА-Б является буровой, добывающей и перерабатывающей платформой, которая будет извлекать нефть и попутный газ из Пильтунского пласта.

Конструкция

Основание платформы представляет собой железобетонное основание гравитационного типа с четырьмя опорами, на которых располагается верхние строения платформы с технологическими сооружениями. Юго-восточная опора используется как площадка скважины, северо-восточная опора предназначена для стояков морского трубопровода/труб с закруглением большого радиуса, а остальные две опоры служат для установки насосов и резервуаров. Комплекс верхних строений был построен в Южной Корее. На верхних строениях платформы размещено буровое оборудование и оборудование для сепарации жидких углеводородов, хранилище для химических реагентов и жилой модуль. Основные рабочие зоны закрыты, в них предусмотрен контроль температуры и вентиляции. Оборудование, расположенное на открытом воздухе, оснащено средствами ледовой защиты.

Основные показатели

Размеры: 94 м x 91,5 м x 11,5 м

Высота факельной трубы: 98,6 м

Производительность ПА-Б составляет более 70 000 баррелей (11,1 тысячи м3) нефти и 92 миллиона стандартных кубических футов (2,9 млн м3) попутного газа в сутки.

См. также

Ссылки

Полезное

Смотреть что такое «Пильтун-Астохская-Б» в других словарях:

Сахалин-2 — У этого термина существуют и другие значения, см. Сахалин (значения). Логотип проекта «Сахалин 2» «Сахалин 2» нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин на … Википедия

Моликпак — Платформа «Моликпак» первая в России морская производственно добывающая платформа ледового класса, установленная на шельфе Охотского моря в рамках проекта «Сахалин 2». Содержание 1 История 2 Конструкция … Википедия

Сахалин Энерджи — Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Тип Частная компания Год основания … Википедия

Нефтяная платформа — У этого термина существуют и другие значения, см. Платформа. Нефтяная платформа … Википедия

Нефтепромысловая платформа — Нефтяная платформа Нефтяная платформа в Северном море Загрузка нефти в … Википедия

Нефтяные платформы — Нефтяная платформа Нефтяная платформа в Северном море Загрузка нефти в … Википедия

Лунская-А — Платформа «Лунская А» буровая и добывающая платформа, установленная в 15 километрах от северо восточного побережья острова Сахалин в рамках проекта «Сахалин 2». Содержание 1 История 2 Конструкция … Википедия

Источник

Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении. Сейсморазведка, интерпретация сейсмических материалов. Геофизические исследования скважин. Организация буровых работ. Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина.

Тема: Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение, расположено на шельфе Северо-Восточного Сахалина, было открыто в 1986 году в результате бурения и опробования поисковой скважины № 1. Залежи нефти, газа и конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых пластах-коллекторах нижненутовского подгоризонта на глубинах 1300-2500 м. Залежи контролируются крупной мегантиклинальной складкой одноименного названия открытой рекогносцировочными (1970) и подготовленной к бурению детальными сейсмическими исследованиями (1982) (рис.1).

Месторождение Пильтун-Астохское расположено в непосредственной близости от острова Сахалин (15-20 км), на глубинах моря 24-48 м содержит крупные по запасам залежи нефти, газа и конденсата.

месторождение сейсмический бурение скважина

Темой дипломной работы является: «Геологическое строение, перспективы газоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское».

В период подготовки мною самостоятельно построены: сводный геолого-геофизический, продольный геологический разрезы. Геологический разрез продуктивной части через скважину 13,14, структурная карга по кровле XXI продуктивного пласта и карта эффективных и нефтенасыщенных толщин XXI продуктивного пласта.

1.1 Краткий географо-экономический очерк района работ

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на Северо-Восточном шельфе Сахалина, на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от береговой линии (Приложение 1).

В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом на сопряженной суше является г. Оха, расположенная в 90 км к северу.

Транспортировка грузов возможна морским путем из порта Москальво. расположенною на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из аэропорта города Охи. На сопредельной суше транспортировка грузов осуществляется по узкоколейной (750 мм) железной дороге и грунтовой автодороге, соединяющей город Оху с поселком Ноглики (рис.).

Характер приливов неправильный, суточный с максимальной высотой 2,1 м. Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном (i = 0,003).

Ледовый режим в районе месторождения сложный. Вдоль береговой линии образуется ледяной припай, в пределах которого часто происходит торошение льда высотой до 5-6 м.

Дрейфующий лед мощностью 1,5-2 м образует отрывные поля, перемещающиеся вдоль берега острова с севера на юг со скоростью 0,1-1,67 м/сек, что препятствует бурению скважин с ПБУ в зимнее время (в течение 6-6,5 месяцев) и создает опасность для стационарных платформ.

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности района работ

В 1990 году на месторождении были пробурены скважина № 11 в седловине между Пильтунским и Южно-Пильтунским куполом и скважина № 14 на западном крыле северной переклинали Пильтунского свода. По результатам их бурения выявлено наличие сбросов 1 и 3, ограничивающих залежи Пильтунского свода от залежей Южно-Одоптинского и залежей, разделенных нарушением между Пильтунской и Южно-Пильтунской структурами.

Итак, в пределах Пильтун-Астохского месторождения в результате поисково-разведочного бурения, проведенного в 1986-1990 гг. было выделено три участка: Пильтунский, Астохский и Южно-Пильтунский. Исходя из полученных результатов, на месторождении планируется бурение разведочных скважин для получения геолого-геофизической информации, необходимой для обоснования параметров к подсчету запасов нефти, газа и конденсата.

В пределах изучаемой бурением площади вскрыто 2800 м нормального разреза неогенового возраста, который подразделяется на миоцен-плиоценовые отложения, представленные нутовской свитой.

Кроме того, в строении Пильтун-Астохского месторождения подчиненную роль играют и четвертичные отложения мощностью до 30 м. Последние представлены здесь постплиоценовыми и современными осадками (Приложение 2).

Весь объем нижненутовских пород отнесен к глинисто-алеврито-песчаной пачке. В основании пачки преобладают алеврито-глинистые породы. Глинистые отложения здесь составляют до 60% разреза.

В отложениях этой части разреза установлен комплекс микрофауны, состоящей преимущественно из фораминифер с агглютимированной раковиной. Пласты сложены мелкозернистыми песчаниками, алевролито-песчаными и глинисто-алевролитовыми породами. Раздел между пластами представлен темно-серой оскольчатой, местами песчанистой глиной мощностью 50-60 м.

В геологическом строении существенную роль не играют, они завершают геологический разрез, залегают от дна моря на глубину до 30 м. Распространены на шельфе сплошным чехлом, от галечникового и гравийного грунта до мелких песков.

Пильтун-Астохская мегантиклинальная складка входит в Одоп-тинскую антиклинальную зону, которая протягивается вдоль шельфа Северо-Восточного Сахалина (по азимуту северо-запад 345°) на расстоянии около 140 км (при ширине зоны 14 км). В общем тектоническом плане рассматриваемая зона относится к Шмидтовскому антиклинорию включенного, в свою очередь, в Сахалинский мегантиклинорий (рис.2).

Одоптинская антиклинальная зона на западе сопряжена с Пильтунским синклинальным прогибом. В южной части она через небольшой синклинальный прогиб граничит с Чайвинской антиклинальной складкой, а затем с крупным Чайвинским синклинальным прогибом. В этих прогибах мощность осадочного чехла достигает 9 км. На востоке Одоптинская антиклинальная зона через неглубокий синклинальный прогиб сопряжена с Восточно-Одоптинской антиклинальной зоной, ориентированной в субмеридиональном направлении.

Пильтун-Астохская мегантиклиналь объединяет три антиклинали. Пильтунскую, Южно-Пильтунскую и Астохскую. В составе Apкутун-Дагинской мегантиклинали открыты сейсморазведкой три антиклинальные складки: Аркутунская, Дагинская, Айяшская.

Свод Пильтунской складки по всем продуктивным пластам сохраняется на одном месте в районе скважины № 8.

Южная часть складки отделена от свода (от блока I) разрывом типа взброса-сдвига. Этот разрыв установлен по материалам детальных сейсмических работ и подтверждается различными высотными отметками контактов залежей в смежных тектонических блоках I-II. По структурным построениям и сейсмическим данным плоскость сместителя (разрыва 2) ориентирована по азимуту северо-восток 30°. Разрыв относится к типу взбросо-сдвигов. Вертикальная амплитуда смещения (по отношению к блоку I) происходила к востоку и оценивается величиной до 2-2,5 км. Тектонический блок II в структурном отношении представляет собой южный переклинальный блок Пильтунской брахи-антиклинали, отделенной от сводовой части складки (от тектонического блока I) разрывным нарушением типа взброса-сдвига. Наличие у разрыва сдвиговых перемещений привело к изменению амплитуды разрыва по простиранию смесителя до 80 м (вблизи оси) до 10 м (на восточном крыле складки). Размеры тектонического блока I, ограниченного разрывами 1 и 2, составляет 7,5 x 6 км, амплитуда складки равна 40 м.

Размеры тектонического блока II равны 7,2 x 5 км. На юге за границу блока II принят разрыв 3 (типа сброса-сдвига), разделяющий залежи углеводородов Пильтунской и Южно-Пильтунской антиклиналей. Амплитуда вертикального смещения составляет около 1 км.

Северное переклинальное замыкание складки выражено неотчетливо. Залежи контролируются структурной ловушкой и разрывным нарушением 3, ориентированном в северо-восточном направлении. Астохская брахиантиклинальная складка кулисно сочленяется через «седло» с переклиналью Южно-Пильтунской структуры. Размеры складки (по кровле XXI₁ пласта) равны 13,5 x 5,5 км, амплитуда ее (по отношению к «седлу» с Южно-Пильтунской) равна около 50 м. Ось складки ориентирована по азимуту с-з 330°. Углы падения пород 3-4°. Разрывные нарушения отсутствуют (рис.3).

Геологическое строение месторождения осложняется как наличием литологических замещений или тектонических свойств продуктивных пластов. Залежи нефти и газа относятся к классу структурных, к группе антиклинальных и куполовидных структур; подгруппе сводовых, пересеченных или экранируемых разрывными нарушениями и зонами литологического замещения или выклинивания пород коллекторов.

Месторождение относится к многопластовым, гак как в разрезе установлено опробованием и прогнозируется по ГИС 15 продуктивных пластов, содержащих залежи нефти, газа и конденсата (прил.). Залежи подразделяются на:

2) газовые (Г): 3) газоконденсатные (ГК);

4) нефтегазоконденсатные (НГК);

5) газоконденсатнонефтяные (ГКН) (табл.1).

Залежи размещены по участкам следующим образом:

По величине начальных пластовых давлений (МПа) преобладают залежи с высоким давлением от 13 МПа (XII пласт) до 23 МПа (XXV пласт).

Определение абсолютных отметок водонефтяных (ВНК), газоводяных (ГВК) и газонефтяных (ГНК) контактов проводилось по результатам опробования скважин и данным ГИС, Для большинства залежей при опробовании скважин были установлены в скважинах нижние границы газоносносности (НГГ.) или же нижние границы нефтеносности (НГН), проведенные по абсолютным отметкам нижних отверстий перфорации с учетом границ продуктивных (по ГИС) прослоев (рис.6).

2.3.1 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 XXI_1-2 наиболее полно охарактеризованы литологическим материалом (рис.5).

2.3.2 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 (Р_нас. = Р_пл.) (рис.7).

В целом по месторождению сепарированные нефти относятся к нефтям легкой и средней плотности (от 0,824 до 0,876 г/см 3 ), 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 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.

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.

Итак, подземные воды продуктивных горизонтов мало отличаются по составу.

Все продуктивные горизонты месторождения практически приурочены к третьему комплексу.

Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения

по данным сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения

В результате бурения поисковых и разведочных скважин установлено, что миоцен-плиоценовые отложения изучаемого разреза представлены толщей терригенных образований: песчаников, глин и алевролитов. Чередование относительно маломощных пластов с различными физическими характеристиками предопределяет условия формирования достаточно устойчивых сейсмических отражений различной интенсивности и протяженности. Прослеживаемость сейсмических границ в пределах структуры определяется, главным образом, литологическим составом и возрастом пород, степенью их катагенического преобразования.

3.1.1 Сейсмологические условия

мачигарский горизонт (олигоцен, мощность 50 м);

даехуринский горизонт (олигоцен, мощность 650 м);

уйнинский горизонт (нижний миоцен, мощность 120 м);

окобыкайский горизонт (средний миоцен, мощность 190 м);

нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен, мощность 2800 м):

четвертичные отложения (мощность 30 м).

3.1.2 Интерпретация сейсмических материалов

Интерпретация и структурные построения выполнялись практически по всем продуктивным пластам (XII-XXV), вскрытых поисково-разведочными скважинами. При визуальном анализе временных разрезов основное внимание уделялось изучению динамических характеристик отражений: изменению частоты и формы сигнала, непрерывности отражений, геометрическим элементам волновой картины. Параллельно с этим привлекались результаты скоростного, так и количественные данные динамического анализа, которые в сочетании с результатами интерпретации данных ГИС позволяли выделить более устойчивые критерии при интерпретации материалов и изучении закономерностей распределения физических характеристик пластов-коллекторов.

Использование перечисленной информации сделало возможным выделить на временных разрезах и в плане несколько градаций, связанных с литологическими изменениями пластов,

границы регионального литологического замещения;

границы литологических экранов (локальные);

границы выклинивания пластов;

границы литологических тел.

Горизонт XXI. Пачка песчаников XXI горизонта представляет собой один из основных объектов изучения в разрезе Одоптинской антиклинальной зоны. Наличие промышленно значимых нефтегазоконденсатных залежей, приуроченных к коллекторам этой серии пластов подтверждено поисково-разведочным бурением.

Пласт XXI₁. При общей мощности 6ч18 пласт в волновом поле временных сейсмических разрезов устойчивой фазовой характеристикой практически не выражен. В связи с этим построение карт времен и глубин выполнено с использованием соответствующих карт по кровле ХХ1₂ пласта с контролем и корреляцией по данным ГИС.

Пласт XXI₂. Является одним из основных объектов изучения. Общая мощность пласта в пределах площади работ достаточно изучена и изменяется в диапазоне от 20 до 30 м.

Пласт XXI_е. Пласт имеет локальное развитие в пределах Астохской и западного крыла Южно-Пильтунской структур. По результатам бурения и данным сейсморазведки установлено, что XXI_е пласт представляет собой совокупность сложно построенных, соединяющих между собой песчаных тел, ограниченных по простиранию в северо-западном направлении. К краям песчаного тела толщина пород-коллекторов постепенно сокращается вплоть до полного их выклинивания и замещения глинистыми отложениями. К юго-востоку зона развития ХХI_е пласта, образуя устойчивый тренд, уходит за пределы рассматриваемой площади.

Пласты ХХI_а—д. Эта группа пластов представляет заметный практический интерес в связи с высокими дебитами нефти, полученными при испытании пластов «Д» и «В» в скважине 1 и 3 (рис.12).

При рассмотрении геологической модели XXI горизонта, последовательности формирования составляющих его песчаных тел было отмечено, что пласты С, Д и А, В сформировались при различных циклах регрессии моря. При мощности около 20-25 м литологически они представлены последовательностью маломощных пропластков плохо отсортированных среднезернистых песчаников с прослоями глин.

Для всех выделенных по сейсмическим данным песчаных тел («А», «В», «С», «Д») предлагается единый контур ВНК.

Пласт ХХI₃. Развит в пределах свода в западных крыльях Пильтунского и Южно-Пильтунского поднятий, замещаясь в восточном направлении преимущественно глинистыми разностями. Литологически пласт представлен песчаниками с тонкими (до 1,5 м) и плотными прослоями карбонатных песчаников, которые выполняют роль своеобразного репера на диаграммах ГК и АК. Средняя мощность пласта составляет около 10-15 м и имеет тенденцию к некоторому увеличению в западном направлении.

Итак, сейсмические данные указывают на существование стратиграфических несогласий и неиспытанных амплитудных аномалий в районе Пильтун-Астохского месторождения. Песчаная пачка XXIV₂ обнаружена на глубинах 2250 до 2300 м, ее продуктивная мощность составляет 8-19м, она содержит газ, конденсат, а также тонкую оторочку нефти.

Газоносные пески пачки XXX обнаружены в интервале 2475 и 2580 м. Их продуктивная зона имеет мощность 7-10 м. Сейсмическое картирование пласта XXX показывали структурное осложнение вдоль крупного структурного носа, погружающегося на глубину нескольких тысяч метров. Это возможно большая комбинированная ловушка (структурно-стратиграфическая ловушка, которая требует дальнейшего изучения).

3.2 Геофизические исследования скважин

На месторождении был выполнен значительный объем промыслово-геофизических исследований как отечественным комплексом, так и аппаратурой «Дрессер Атлас». В скважинах с отечественным комплексом ГИС выполнены следующие виды каротажа: стандартный, БКЗ, ПС, кавернометрия, микрокавернометрия, термокаротаж, микрозондирование, микробоковой, боковой, индукционный, радиоактивный, газовый.

Комплекс ГИС, проводимый аппаратурой «Дрессер Атлас», включает следующие виды каротажей: двойной боковой каротаж (БК) зондом с большим радиусом исследования БКБ и зондом с малым радиусом исследования БКМ; боковой микрокаротаж (БМК); каротаж ПС; нейтронный каротаж (ПК); плотностной гамма-каротаж; акустический каротаж (АК); профилеметрия; гамма-каротаж (ГК).

Комплекс ГИС является достаточно информативным и в большинстве случаев позволил достаточно уверенно выделить в разрезе скважин продуктивные пласты, оценить их характер насыщения, определить коэффициенты пористости (к_п), нефтегазонасыщенности (к_{н. г.)} и эффективные толщины.

Коллекторские свойства пород изучались на образцах керна, отобранного в каждой скважине из различных пластов.

Наряду с изучением пластов-коллекторов внимание уделялось также изучению вмещающих глинистых пород. Наличие керна практически в каждой скважине из продуктивных пластов и покрышек, в большинстве случаев его 100% вынос, позволило довольно полно изучить характеристики пластов-коллекторов, установить закономерности изменения коллекторских и фильтрационных свойств, построить петрофизические зависимости для определения параметров, оценить нижние пределы пористости, глинистости.

Ниже приводятся результаты оценки продуктивности XXI пласта, обоснование абсолютных отметок разделов нефть-вода, нефть-газ, характеристика неиспытанных отложений по данным Каротажа и оценка их продуктивности.

Пласт XXI₁ в пределах месторождения содержит одну газо-конденсатную (ПС) и две нефтегазоконденсатные (НГК) залежи. Пласт сложен несколькими прослоями коллекторов, изменяющихся по мощности в связи с их выклиниванием и глинизацией. Зона глинизации пласта протягивается в субмеридиональном направлении вдоль восточного крыла структуры и оказывает существенное влияние на границы и формы залежей.

Пильтунский участок (два тектонических блока, см. раздел «Тектоника).

I блок, развита нефтегазоконденсатная залежь (НТК). Наличие газоконденсатной шапки было доказано при опробовании пласта XXI₁ (совместно с ХХI₂). Максимальный дебит нефти в скв.11 составил 636,2 м 3 /сут., dшт = 20,64 мм при депрессии 0,93 Мпа, в скважине 13 261,0 м 3 /сут. при депрессии 5,43 МПа на dшт = 16,25 МПа, а в скважине 8 (интервалы перфорации 1648-1642, 1656 0 1662) получен фонтан газа с конденсатом с максимальным дебитом газа (Qг) = 319,4 тыс. м 3 /сут., конденсата (Qк) = 12,0 м 3 /сут. при депрессии 2,59 МПа на dшт = 15,08 мм. Удельное сопротивление коллекторов, в скв.8, по результатам интерпретации диаграмм ГИС составляют 5,1ч6,2 омм, б_пс = 0,43ч0,47. Коллекторы не только по опробованию, но и по диаграммам ГИС газонасыщены.

В блоке II распространена нефтегазоконденсатная залежь, наличие нефтяной зоны было установлено при опробовании пласта (совместно с ХХI₂) в скважине 11 (интервалы перфорации 1859-1862, 1867-1875, 1876-1885 м). В результате получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 636,2 м 3 /сут. и растворенного газа (Q₁ = 42,8 тыс. м 3 /сут.).

Пласт в скважине 7 контактирует с газовой шапкой I блока и XXI₂ пласт в этой скважине насыщен газом, следует предполагать, что XXI₁ пласт в этой скважине насыщен газом. ГНК рассчитан на абсолютной отметке 1799 м. ВНК по результатам опробования не установлен.

Южно-Пильтунский и Астохский участок.

Здесь распространена газоконденсатная залежь сложного строения. В скважине 5 (в своде структуры) по результатам интерпретации ГИС прогнозируется наличие газоконденсатной шапки. Однако опробование этого пласта в скважине 5 не производилась.

Нижняя граница нефтеносности в целом для залежи Южно-Пильтунского и Астохского участков проведена по нижним дырам перфорации продуктивного нефтеносного пласта XXI₁, в скважине 12 на абсолютной отметке 1979 м. Нефтенасыщенность верхнего прослоя XXI₁ пласта в скважине 2 (по данным ГИС) позволяет провести ВНК на абсолютной отметке 2003 м (т.е. по подошве верхнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 2) (рис.).

Нефтегазоконденсатная залежь XXI₁ пласта на севере Южно-Пильтунского участка ограничена разрывом 3, на восточном крыле структуры (между скважинами 5 и 9) залежь литологически ограничена зоной глинизации пласта-коллектора.

Источник