Геология нефти и газа. 2

Введение

Группа Анивских газовых месторождений была открыта и частично разведана в начале 70-ых годов, промышленное использование газа началось с 1985 года. На сегодняшний день газовое хозяйство Анивского района представляет собой эксплуатационный фонд из 11 скважин (9 на Южно-Луговском и 2 на Восточно-Луговском месторождениях), газ из которых по индивидуальным шлейфам (внутрипромысловым газопроводам) попадает на один из двух существующих узлов подготовки газа (УПГ). На УПГ, используя принцип низкотемпературной сепарации газа, происходит снижение давления и отделения из газовой среды жидкой фазы. После сепарации, газ, с давлением 0,6 МПа (6 атм), подается на газораспределительный пункт (ГРП) г. Анива или непосредственно на газораспределительные шкафы (ГРШ) потребителей. Для транспорта газа используется 3 магистральных газопровода:

а) Восточно-Луговское – Анива;

б) Южно-Луговское – Анива;

в) Южно-Луговское – Троицкое.

Для обеспечения нормальной производственной деятельности на предприятии создана необходимая инфраструктура: электрические сети с двумя трансформаторными подстанциями, вспомогательное технологическое оборудование, ремонтно-механическое оборудование, КИП, автотракторный парк, система технологической радиосвязи.

Весь производственный комплекс находится в хозяйственном ведении областного государственного унитарного предприятия «Сахалинская нефтяная компания» по распоряжению собственника имущества – комитета Администрации Сахалинской области по управлению государственным имуществом. ОГУП «СНК» была создана для ведения деятельности по добыче, подготовке и транспортировке природного газа потребителям Анивского района и г. Южно-Сахалинска. Предприятие владеет лицензиями на право поиска, разведки и разработки газовых месторождений:

а) Восточно-Луговское;

б) Южно-Луговское совместно с Золоторыбным блоком;

в) Благовещенское;

г) Заречное;

Южно-Луговское газовое месторождение было открыто в 1974 году в результате бурения и испытания поисковой скважины № 1 Юл.

За время разработки Северного блока Южно – Луговского месторождения было собрано достаточно промысловых данных для повторной оценки запасов газа.

Целью данной работы является пересчет запасов газа, в данный момент эксплуатируемых, XIIб и XIIIа пластов Северного блока Южно - Луговского месторождения. В качестве метода подсчёта запасов газа выбран метод падения средневзвешенного пластового давления. Пересчёт запасов газа с последующим сравнением результатов с утверждёнными запасами, которые получены объёмным методом, позволить более точно оценить балансовые и извлекаемые запасы газа, а так же уточнить принятый вариант разработки Северного блока Южно – Луговского месторождения. Обоснование выбора метода пересчёта запасов газа, а так же его применимости для  данных условий разработки месторождения приводятся во втором разделе.

1. Общие сведения

Южно–Луговское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности (см. рисунок А1, приложение А).

В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшими населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км.

С районным центром  месторождение соединяется автодорогой. С юга на север вдоль восточной границы площади проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Имеются автодорожные мосты через р. Лютогу в г. Анива (2 км к востоку от ЮВ угла площади) и вблизи пос. Петропавловское (в 3 км к северу от месторождения Благовещенского). Через площадь, вдоль побережья Анивского залива проходит автодорога г. Анива – пос. Кириллово.

В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3–4 балла. Разрушительные землетрясения, силой до 9 баллов и более, на Южном Сахалине не наблюдались в последние 100 лет.

Рельеф местности полого-холмистый, к югу переходящий в прибрежную (морскую) заболоченную террасу. Абсолютные отметки возвышенностей  достигают 40 м (над уровнем моря). В пределах площади имеются мелкие ручьи. Севернее г.Анива протекает река Лютога, впадающая в Анивский залив.

Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров – с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках – достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим  направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 – 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 – 2,3 м/с. Среднегодовая температура 4 – 5 0 С.

2. Стратиграфия

Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба – верхнемелового и кайнозойского возрастов (см. рисунок А2, приложение А).

Мезозой (MZ)

Эти породы рассматриваются для района, как его складчатое основание. Выходят на поверхность к северо-востоку, где слагают Сусунайский хребет. Вскрыты единичными скважинами. Представлены: метаэффузивами, ортосланцами, филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами, линзами мраморов и кварцитов. Глубина залегания – порядка четырёх километров.

Меловая система (К)

Верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин, где они представлены  тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.

Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки составляет 2 – 2,5 км.

Кайнозой (KZ)

Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:

а) нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;

б) миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.

Палеоген - Неоген (P 3 – N 1-2)

Олигоцен – нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя аракайскую (Р3ar), холмскую (N1hl) и невельскую (N1nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными, реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами, туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и линзами туфов, туффитов и песчаников.

Туфоалевролиты – тёмно - серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники – тёмно - серые с коричневым оттенком, от мелко - до крупнозернистых, крепко сцементированные. Алевролиты  серые от тонко - до мелкозернистых, крепкие, трещиноватые, с песчаной примесью, линзами угля, включениями углистого аргиллита, обломками раковин; туфогенные. Аргиллиты тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко -  до крупнозернистых, крепкие; туфогенные.

Вскрытая толщина комплекса на Южно-Луговском месторождении составляет от 200 до 400 м.

Верхнемиоцен – плиоценовые (маруямская свита (N1-2mr)) отложения с угловым  и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления, отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N1-2mr1) и верхнемаруямскую (N1-2mr2).

Нижнемаруямская  подсвита (N1-2mr1) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологически разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых  и глинистых пород. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты, выделяются ряд пластов  толщины, которых, составляют от 10 – 15 до 80 – 100 м. В составе пластов коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты, содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные, с примесью алеврито-глинистых фаций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600–800м.

Верхнемаруямская  подсвита (N1-2mr2) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена  толщей слабосцементированных песчаников, алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 – 670 м.

Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и алллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает  до первых десятков метров.

3. Тектоника

Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок А3 (см. приложение А). В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является  горст–антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение – взбросо-надвиг 3 представляется вторичным, образованным под воздействием взбросо-надвига 1 (Центрально-Сахалинского разлома – ЦСР). Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали – нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом, Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном  направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская, Южно-Луговская, Заречная, Благовещенская, Луговская, Лютогская, Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.

Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.

В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся, как отдельное месторождение (см. рисунок А4, приложение А). В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком  Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным  пластам (снизу вверх): XIIIб,  XIIIа  и XIIб. 

Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры  на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XIIа пласта. Разрыв 6, разделяющий Центральный и Северный блоки затухает к подошве Х горизонта, и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом, разрыв 6,  по своему действию для  XI пласта, аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XIIа (см. рисунок А5, приложение А).

4.  Газоносность. Свойства пород коллекторов.

Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 – 1400 м.

Основные характеристики XIIIa, XIIIб, XIIб, XIIа, XI, Xа, IX пластов, принадлежащих Северному блоку приводятся в таблице Б1 (см. приложение Б).

Пласт XIIIб. Газоносность пласта ХIIIб в его пределах устанавливается по данным ГИС в двух скважинах - №№ 11 Южно-Луговской и 13 Южно-Луговской. Ввиду кровельного примыкания пласта ХIIIб к сводовому поднятию основания маруямской свиты, рассматриваемая залежь в Северном блоке имеет форму тора, срезанного на севере и юге разрывами 5 и 6.

Ранее, в соответствии с показаниями ГИС в разрезе скв.11 Южно-Луговской принимался газоносным весь вскрытый скважиной интервал ХIII горизонта (1243-1293 м абс.), по современной корреляции, подошва ХIII горизонта в скв.11 Южно-Луговской принята на отметке -1294 м. При этом нижняя отметка газоносности (-1293 м) сопоставлялась с таковой в разрезе скв.1 Южно-Луговской (в основании пласта ХIIIа), и таким образом устанавливалась НГГ единой залежи ХIII горизонта на отметке      –1293 м.

В разрезе скв.13 Южно-Луговской газоносность всего вскрытого интервала пласта ХIIIб на абсолютных глубинах 1271-1292 м устанавливается только по данным интегральной интерпретации (Тверьгеофизика, ВНИГНИ); согласно же оперативной интерпретации материалов ГИС, нижний прослой коллектора может быть и водоносным, что противоречит показаниям ГИС по скв.11 Южно-Луговской.

НГГ залежи пласта ХIIIб в пределах Северного блока принимается - на отметке  –1292 м.

Пласт XIIIа. Газоносность пласта ХIIIа устанавливается здесь по данным испытания и (или) ГИС в целом ряде скважин: №№ 1 Южно-Луговской, 11 Южно-Луговской, 13 Южно-Луговской, 14 Южно-Луговской и 16 Южно-Луговской площади. НГГ залежи этого пласта устанавливается на основании данных испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1267-1282 м – с получением сухого газа до 46,9 тыс.м3/сут.) и уверенной экстраполяции газоносности, по данным ГИС, в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1293 м.

НГГ залежи пласта ХIIIа Северного блока принимается  на отметке –1293 м.

Пласт XIIб.              Газоносность пласта ХIIб устанавливается здесь по данным испытания – с получением фонтанных притоков сухого газа - и по данным ГИС в скважинах №№: 1, 11, 13, 14 и 16 Южно-Луговской площади.

НГГ залежи этого пласта определяется на основании данных испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской (перфорация на абсолютной глубине 1223-1247– с получением сухого газа до 46,9 тыс.м3/сут.) и уверенной экстраполяции газоносности, по ГИС, в разрезе данной скважины до основания пласта на абсолютной глубине 1257 м.

Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Северного блока принимается по подошве этого пласта в скв.1 Южно-Луговской - на отметке  – 1257 м.

Пласт XIIа.              Газоносность пласта ХIIа устанавливается по данным испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС, а также по данным ГИС в скважинах 11, 13, 14, 16 Южно-Луговской, где пласт ХIIа гипсометрически залегает существенно выше, чем в разрезе скв.1 Южно-Луговской. Это даёт основание относить залежь к резервуару с запасами категории С1.

НГГ залежи пласта ХIIа Северного блока принимается по подошве пласта ХIIа в скв.1 Южно-Луговской на отметке  - 1212 м.

XI пласт.              В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №№ 11 и 13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа, категория запасов - С2.

НГГ залежи ХI горизонта Северного блока принимается на отметке  - 1137 м  - по кровле интервала в разрезе скв.1 Южно-Луговской, где при испытании в колонне получен приток пластовой воды с выделением свободного газа (газовый фактор  10).

Пласт Xа. Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Также газоносность пласта Ха интерпретируется, по ГИС, в разрезе ещё трёх скважин. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1. Согласно структурным построениям, северное и южное разрывные ограничения (5 и 6) залежи почти совпадают с внешним контуром газоносности по его пликативному ограничению. То есть практически это пластовая сводовая залежь.

В скв.1 Южно-Луговской в результате испытания пласта Ха в колонне (перфорация в интервале 1047-1065  абс.) получен приток сухого газа 12,2 3/сут через штуцер d=5 мм.

НГГ залежи ранее принималась по уровню нижних отверстий перфорации в скв.1 Южно-Луговской (-1065м). С получением данных по скв.13 и скв.16 . НГГ залежи пласта Ха определяется на отметке     - 1067 м.

IX горизонт.              Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Вместе с тем анализ данных испытания скважин 3, 14П и 15 Южно-Луговской совместно с показаниями ГИС, а также интерпретация материалов ГИС по скважинам 12 и 16 Южно-Луговской площади приводят к заключению, что разрывы 5 и 6 для залежи IX горизонта не имеют экранирующего действия. То есть в целом газовая залежь IX горизонта в присводовой области Южно-Луговской складки является пластовой сводовой, с осложнением разрывами её строения на северном и южном периклинальных окончаниях залежи.

НГГ залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается - согласно интерпретации данных ГИС по скв.16 Южно-Луговской - на отметке  - 1050  м .

В пределах Северного блока – это залежь с запасами категории С1. Северное периклинальное окончание залежи отнесено к резервуару с запасами категории С2.

VII горизонт. Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скв.13 Южно-Луговской (в последующем – скв.14 Южно-Луговской). При подъёме инструмента с глубины 950 м (средняя часть разреза VII горизонта) был допущен неуправляемый выброс газа с его возгоранием. Скважина была потушена и авария ликвидирована через пять месяцев в результате закачивания в неё утяжелённого глинистого и цементного растворов из второго ствола через коллектор III горизонта путём его гидроразрыва. Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь VII горизонта – с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это пластовая сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5.

НГГ залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется, согласно интерпретации данных ГИС, на отметке  - 947 м.

V горизонт.              Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС; то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - это «водоплавающая» сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5.

НГГ залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС - на отметке  - 807 м.

IV горизонт.              Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС. По структурным построениям  - это пластовая сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5; по состоянию изученности её запасы отнесены к категории С2.

НГГ залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС -  на отметке  - 780 м.

III горизонт.              Газоносность этого, самого верхнего в пределах рассматриваемой площади, номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины 13 Южно-Луговской - фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС  и в плане – структурными построениями;  залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это «водоплавающая» сводовая залежь.

НГГ залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС на отметке  - 669 м.

На месторождении Южно-Луговское продуктивные отложения приурочены к нижнемаруямской подсвите, в разрезе которого выделяют 12 алеврито-песчаных горизонтов: с XIV по III (снизу вверх). Горизонты X, XI, XII, XIII в свою очередь подразделяются на пласты: X – Xa, Xб; XI – XI-1, XI-2; XII – XIIa, XIIб, XIIб-1, XIIб-2; XIII – XIIIa, XIIIб.

Газопродуктивный разрез Северного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи пластов (снизу вверх): XIIIa, XIIIб, XIIб, XIIа, XI, Xа, IX. Толщина этого разреза составляет от 78 м в сводовой области блока  до 110 м на западной периферии залежей.

Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Лабораторное исследование включало: макроскопическое описание керна; гранулометрический анализ; определение абсолютной и эффективной газопроницаемости; открытой пористости методом насыщения керосином и моделью пластовой воды; объемной и минералогической плотности; остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом; параметра пористости при атмосферных условиях; открытой пористости, параметра пористости. Результаты исследований приведены в таблицах Б2 и Б3 (см. приложение Б).

При исследовании керна  не были проведены определения остаточной нефтенасыщенности для газоносных пород, что не позволило рассчитать эффективную пористость и начальную газонасыщенность. Практическое отсутствие исследований слабо сцементированных пород и пород слагающих флюидоупоры негативно сказалось на целостности характеристики описываемого разреза.    

Исходя из установленных  нижних   пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор-неколлектор. Средние значения для газонасыщенных частей пластов приведены в таблице Б4 (см. приложение Б).

Продуктивный разрез   Северного блока залегает в интервале глубин 1285-1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 -1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками. Названия пород даны по классификации в работе.

Обломочная часть пород-коллекторов на 50 - 75% состоит из кварца, на 15 - 25% из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20%. Полевые шпаты в основном представлены плагиоклазами основного состава, в меньшей степени калиевыми полевыми шпатами. Среди обломков пород отмечаются яшмы, эффузивы, глинистые сланцы, кварциты. Присутствуют слюды, пирит, глауконит.

Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5%. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный,  его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешанослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80%, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит – клиноптилолит.

Коллекторы  месторождения относятся к поровому типу. Основная  часть изученных пород  характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 1,68 до 36,4 мД), но наличие одного определения равного 452 мД и незначительная изученность  слабо  сцементированных  пород  позволяет  предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

В таблице Б5 (см. приложение Б) приведены статистические ряды распределения проницаемости коллекторов по керну.

Нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, расчитанные  при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют  следующие значения: проницаемость – 1мД; глинистость – 33% (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность – 82,5%. Из-за причин указанных выше, нижний предел пористости определен не был.

Такие значения  нижних технологических пределов не вызывают сомнения.  Нижний предел проницаемости равный 1мД характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость равная 33%, соответствует нижнему пределу глинистости для одновозрастных продуктивных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. На рисунке А6 (см. приложение А) приведена зависимость «проницаемость-остаточная водонасыщенность, значению проницаемости 1мД соответствует значение остаточной водонасыщенности – 86%. Увеличение Кво связано с тем, что определения проводились только на образцах пород с низкими фильтрационными свойствами. Поэтому принятый ранее нижний предел остаточной водонасыщенности более вероятен. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным, из-за не достаточности исходного материала.