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 БС_11.

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
БС₁₀^1-2	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^-	SO₄^2-	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 БС_10-1составляет 14,68, а плотность 1009 кг/м³. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.