Общие сведения о Андреевском месторождении

1  ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АНДРЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ



Общие сведения о Андреевском месторождении



	Андреевское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в центральной части Республики Коми, в пределах Печорского района на левом берегу р. Печора в 12 км к югу от пересечения ее с железнодорожной линией Москва-Воркута.

	Ближайшими населенными пунктами являются: крупный железнодорожный узел г. Печора (районный центр), расположенный в 15 км к северо-востоку от месторождения; железнодорожная станция Кожва  (10 км к северу) и поселок Озерный (10 км к северо-востоку).

	Через месторождение проходит трасса магистрального нефтепровода «Усинск-Ухта-Ярославль» и ЛЭП-220 кВт «Ухта-Печора-Усинск». Построены автодорога (13 км) «Андреево -Кожва» и внутрипромысловые дороги общей протяженностью 13,4 км.

	В географическом отношении месторождение находится в пределах Большеземельской тундры Печорской низменности, в бассейне Средней Печоры. В геоморфологическом отношении местность района характеризуется слегка холмистым рельефом с абсолютными отметками в долинах водотоков от 60 до 70 м, на водоразделах – до 160 м. Большая часть территории представляет собой сильно заболоченную и почти равнинную местность. Площадь месторождения относится к подзоне северной тайги и покрыта до 80 % смешанным лесом (ель, сосна, береза и осина).

	Климат района – континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким умеренно-теплым летом. Среднегодовая температура воздуха – минус 2,5 оС. Годовые колебания температуры от минус 55 С до плюс 35 С. 

	Пpoдoлжитeльнocть зимнeгo пepиoдa cocтaвляeт в cpeднeм от 6 до 6,5 мecяцeв, отопительный сезон равен 290 суток. Toлщинa cнeжнoгo пoкpoвa дocтигaeт 1,5 м. Глубина промерзания почвы – 1,7 м. Реки скованы льдом с конца октября до середины мая, средняя толщина льда – 70 см. Ветровой режим формируется под влиянием циклической деятельности. В холодное время года преобладают юго-восточные ветры, весной и летом – северные. 

	Основной водной артерией является р. Печора с левобережными притоками Большая и Малая Кожва. Эти реки со своими многочисленными притоками образуют густую речную сеть.

	Вскрытый разрез осадочного чехла на месторождении представлен палеозойскими (от нижнедевонских до нижнекаменноугольных) отложениями, перекрытыми четвертичными осадками. Максимальная вскрытая толщина изученного разреза составляет 4296,3 м.

	

	  Стратиграфия

	Андреевское месторождение. Девонская система – D. Отложения системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Средняя толщина девонской системы составляет более 4120 м.

	Нижний отдел – D1. Литологический разрез рассматриваемых отложений представлен неравномерным чередованием доломитов, мергелей и аргиллитов с прослоями известняков и алевролитов. В кровле наблюдается переслаивание ангидритов, доломитов с подчиненными прослоями мергелей. Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет 417,3 м.

	Средний отдел – D2. Отложения отдела представлены в объеме эйфельского и живетского ярусов.

	Эйфельский ярус – D2ef является промышленно нефтеносным, к нему приурочены значительные запасы нефти и подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний.

	Нижнеэйфельский подъярус - D2ef1  представлен неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина варьирует от 609 м  до 722 м.

	Верхнеэйфельский подъярус – D2ef2 представлен переслаиванием глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников, толщиной от 492 до 579 м.

	Живетский ярус – D2zv. Разрез живетского яруса представлен старооскольским надгоризонтом (D2st), к нему приурочены основные запасы УВ Волкановского месторождения. В основании надгоризонта наблюдается частое переслаивание алевролитов, глин и песчаников; выше залегает толща, представленная преимущественно песчаниками, реже встречаются алевролиты и маломощные прослои глин. Толщина старооскольских отложений изменяется от 147 до 189 м.

	Верхний отдел – D3. Отложения представлены в объеме франского и фаменского ярусов, трансгрессивно залегают на размытой поверхности старооскольских песчаников.

	Франский ярус – D3f. Подразделяется на три подъяруса: нижний+средний и верхнефранский, характеризующихся различными по литологии породами общей толщиной от 112 до 536 м.

	Нижний+среднефранский подъярус – D3f1+2. В объеме подъяруса выделены джье-рский,  тиманско-саргаевский и доманиковый горизонты.

	К джьерскому горизонту (D3dzr) отнесена терригенная толща, представленная песчано-алевритовыми породами с прослоями глин, где выделяются две пачки нижняя и верхняя, общей толщиной от 40 до 109 м. 

	В разрезах нижней и верхней пачек D3dzr присутствуют проницаемые пласты песчаников, из которых получены промышленные притоки нефти и конденсатного газа.

	Отложения тиманско-саргаевского горизонта (D3tm+sr) толщиной от       34 до 154 м представлены глинами с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов, редко известняков и являются региональной покрышкой для нижележащих коллекторов.

	Доманиковый горизонт (D3dm). По литологическому составу это битуминозные известняки, встречаются прослои мергелей и силицитов. Толщина горизонта изменяется от 32 до 155 м.

	Верхнефранский подъярус – D3f3  представлен соплесской свитой (D3sp), сложеной глинами зелеными, неравномерно известковистыми, тонкоплитчатыми и листоватыми, прослоями и участками переходящими в мергели. Встречаются прослои известняка темно-серого, микро-тонкокристаллического. Толщина отложений варьирует в широких пределах, изменяясь от 6 до 118 м.

	Фаменский ярус – D3fm. Отложения присутствуют повсеместно в объеме нижнего, средне+ верхнефаменского подъярусов.

	Нижнефаменский подъярус – D3fm1  представлен задонским (D3zd) и елецким (D3el), горизонтами, общей толщиной от 1536 до 2132 м. Задонский горизонт в свою очередь подразделяется на нижний и верхний подгоризонты.

	Нижнезадонский подгоризонт – D3zd1 сложен мощной глинисто-карбонатной толщей, представленной переслаиванием мергелей и глин с подчиненными прослоями известняков. Толщина подгоризонта изменяется от 1102 до 1425 м.

	Верхнезадонский подгоризонт – D3zd2 представлен толщей известняков. Толщина отложений изменяется от 146 до 219 м.

	Елецкий горизонт – D3el сложен известняками с прослоями мергелей и глин. Толщина елецких отложений изменяется от 288 до 488 м.

	Средне+верхнефаменский подъярусы – D3fm2+3. Разрез сложен доломитами, известняками пятнисто-доломитизированными с включениями сульфатов, встречаются прослои глинистых, а также обломочных и органогенных известняков. Толщина отложений варьирует от 311 до 510 м.

	Каменноугольная система – С. Отложения системы представлены осадками только нижнего отдела в составе турнейского и визейского ярусов.

	Нижний отдел – С1. Турнейский ярус (C1t) представлен, в основном, известняками. Толщина отложений изменяется в широких пределах: от полного отсутствия на юго-западе структуры до 171 м.

	Визейский ярус – C1v. Отложения визейского яруса с размывом залегают на турнейских и представлены только осадками средневизейского и, возможно, низами верхневизейского подъярусов. По литологическим особенностям и данным ГИС в рассматриваемом разрезе можно выделить две толщи: нижнюю, преимущественно терригенную, представленную неравномерным чередованием кварцевых песчаников, темно-серых алевролитов и черных углефицированных глин, и верхнюю, карбонатную, сложенную высокоомными органогенно-обломочными известняками. Толщина их изменяется от 12 до 312 м и возрастает в северном и северо-восточном направлениях.

	Четвертичные отложения – Q, толщиной от 20 до 60 м с размывом  и стратиграфическим несогласием залегают на каменноугольных карбонатах, представлены серыми песками и суглинками с валунами и обломками подстилающих пород.

Южно-Андреевское месторождение. Девонская система – D. Средний отдел - D2. Среднедевонские отложения, установленные бурением в разрезах всех скважин, на полную толщину нигде не вскрыты. По геофизическим данным они со стратиграфическим несогласием залегают на подстилающем ордовикско-нижнедевонском комплексе.

Вскрытая часть разреза представлена в объеме эйфельского и живетского ярусов и сложена мелкообломочными прибрежно-морскими отложениями.

Эйфельский ярус - D2ef. Породы, относимые к эйфельскому ярусу, литологически сложены песчано-алевролито-глинистой толщей, глинистость которой увеличивается вверх по разрезу. По положению в разрезе и литологическим признакам она подразделяется на 2 части.

Нижняя, в объеме нижнечикшинской подсвиты (D2ck1), характеризуется ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.

Верхняя, отнесенная к среднечикшинской подсвите (D2ck2), отличается преимущественно глинистым составом с редкими пластами мелко- и тонкозернистых алевритистых песчаников, приуроченных, как правило, к кровле и подошве подсвиты.

Живетский ярус - D2zv. Отложения живетского яруса широко развиты на площади месторождения и являются основным нефтегазоносным комплексом.

Живетский ярус представлен в объеме старооскольского надгоризонта, который по положению в разрезе и литологическим особенностям подразделяется снизу вверх на:

верхнечикшинскую подсвиту чикшинской свиты;

изъельскую свиту;

дзельскую свиту.

Верхнечикшинская подсвита (D2ck3), приуроченная, на основании палеонтологических определений, к низам живетского яруса, завершает разрез чикшинской свиты. Границы с подстилающими (среднечикшинской подсвитой) и перекрывающими (изъельская свита) отложениями – согласные, постепенные. Толщина подсвиты меняется от 332 м в своде до 605 м на склоне.

В подсвите выделены 7 пачек: А, В, С, D, E, F и G. Пачка G сложена песчаниками светло-серыми, кварцевыми, разнозернистыми, в разной степени сцементированными, массивными и слоистыми, плотными и пористыми, нефтенасыщенными, с гравием молчно-белого кварца, с прослоями гравелита, с включениями пирита, пленками и примазками углефицированного и пиритизированного детрита. Встречаются редкие прослои алевролитов и маломощные прослои глин.

Изъельская свита (D2iz) залегает в интервале глубин от 1860-1941 м в своде до 2082-2155 м на склоне.

По строению и литологическим признакам изъельскую свиту можно подразделить на две части: верхнюю и нижнюю.

Нижняя («base») образована чередованием монолитных, от 20 до 50 м, глинистых пачек с повышенными значениями удельного сопротивления с участками относительно частого переслаивания глин, алевролитов и песчаников. Иногда встречаются прослои мергелей, известняков.

Верхняя часть изъельской свиты колеблется от 20 до 47 м.

Породы изъельской свиты постепенно и согласно перекрывают верхнечикшинскую подсвиту и несогласно перекрываются либо отложениями верхнего отдела девонской свиты, либо различными пластами дзельской свиты.

Наличие несогласия между изъельской и вышележащими отложениями, очевидно, и  обусловило развитие коллекторов в ее верхней части.

Полная толщина изъельской свиты колеблется от 51 м до 81 м.

Дзельская свита (D2dz) распространена не повсеместно и представлена в объеме «основной пачки» песчаников основного эксплуатационного объекта Южно-Волканского месторождения. Свита имеет ритмичное строение, которое определяется чередованием мощных песчаных пластов с подчиненными пластами глин, аргиллитов и алевролитов.

Толщина описываемой свиты меняется от 0 м в области размыва  до 128 м.

Верхний отдел - D3 . Верхний отдел девонской системы представлен в объеме франского и фаменского ярусов.

Франский ярус - D3f. В объеме франского яруса выделены нерасчлененные нижний+средний и верхний подъярусы.

Нижнефранский+среднефранский подъярусы - D3f1+2. По унифицированной стратиграфической схеме нижнефранскому подъярусу соответствуют яранский, джъерский и тиманский горизонты, среднефранскому - саргаевский и доманиковый.

Тиманский+саргаевский горизонты - D3tm+sr. Тиманско-саргаевские отложения сложены, в основном, глинами с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов, и редко известняков. Толщина тиманско-саргаевских отложений изменяется от 10 до 54 м.

Доманиковый горизонт - D3dm. Разрез сложен битуминозными известняками, встречаются прослои мергелей и силицитов. Толщина доманиковых отложений изменяется от 6 до 54 м.

Верхнефранский подъярус - D3f3. Соплесская свита - D3sp. Литологически разрез представлен глинами зелеными, неравномерно известковистыми, тонкоплитчатыми и листоватыми, прослоями и участками переходящими в мергели. Встречаются прослои известняка темно-серого, микро-тонкокристаллического. Толщина отложений варьирует в широких пределах, изменяясь от 10 до 41 м. 

Фаменский ярус - D3fm. Кровля фаменского яруса вскрыта скважинами на глубинах от 10 до 416 м и имеет тенденцию к погружению в южном направлении. Ярус подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы 

Нижнефаменский подъярус - D3fm1. Нижнефаменскому подъярусу соответствуют задонский и елецкий горизонты.

Задонский горизонт - D3zd. Задонский горизонт подразделяется на нижний и верхний подгоризонты.

Нижнезадонский подгоризонт - D3zd1. Нижнезадонскому подгоризонту соответствует кыртаельская свита.

Волкановская свита - D3kr. В волкановских отложениях снизу вверх выделяются две пачки, различающиеся по литологическому составу: глинистая и мергелистая, общая толщина которых от 590 до 794 м. Глинистая пачка толщиною от 56 до 242 м залегает непосредственно над франскими отложениями. Литологически она представлена темно-серыми аргиллитами и глинистыми сланцами с прослоями глинистых, иногда кремнистых, известняков. Выше залегает мергелистая пачка толщиною от 502 до 584 м. Пачка сложена взаимными переходами глинистых известняков в светло-серые известковистые мергели, мергелей в известковистые алевролиты и глины, переходящие в мергели и глинистые известняки с появлением тонких песчаных прослоев в нижней части. Присутствуют точечные включения и прослойки черного битума и мелкие кристаллы пирита.

Верхнезадонский подгоризонт - D3zd2. Верхнезадонскому горизонту соответствует лыжская свита (D3lg). Рассматриваемый интервал разреза представлен толщей известняков. Толщина отложений изменяется от 93 до 173 м.

Елецкий горизонт - D3el. Разрез слагают известняки с прослоями мергелей и глин. Толщина елецких отложений изменяется от 306 до 388 м.

Среднефаменский подъярус - D3fm2. Среднефаменскому подъярусу соответствует ыджыд-каменская свита.

Нижняя часть разреза представлена переслаиванием известняков светло-серых, массивных, мелко-тонкозернистых и серых с буроватым оттенком, пятнистодоломитизированных, иногда пористых и кавернозных. Встречаются прослои глинистых узловатых известняков, а также органогенных и обломочных.

Выше залегают пелитоморфные известково-глинистые и глинисто-доломитовые породы с прослоями ангидритов и водорослевых известняков. Толщина отложений варьирует от 191 до 335 м.

Верхнефаменский подъярус – D3fm3. Верхнефаменский подъярус представлен в объеме зеленецкого и нюмылгского горизонтов. Разрез представлен доломитами серыми, тонкозернистыми, плотными, массивными, прослоями мелкозернистыми, пористыми. Встречаются маломощные прослои известняков. Мощность отложений изменяется от 60 до 110 м.

Каменноугольная система – С. Отложения каменноугольной системы представлены осадками только нижнего отдела в составе турнейского и визейского ярусов.

Нижний отдел - С1. Турнейский ярус - C1t. Разрез представлен, в основном, известняками. Толщина отложений в среднем составляет 121 м.

Визейский ярус - C1v. Отложения визейского яруса с размывом залегают на турнейских и представлены только осадками средневизейского и низами верхневизейского подъярусов. Средневизейские отложения представлены переслаиванием черных углефицированных плитчатых глин и серых алевролитов с подчиненными прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников. С углистым материалом ассоциирует пирит.

Разрез верхневизейских отложений слагают известняки серые, тонкозернистые, органогенно-обломочные, массивные, реже брекчиевидные. Изредка проявляется доломитизация, повсеместно встречаются глинистые примазки. Толщина отложений в среднем составляет 83 м.

Пермская система – Р. Пермские отложения представлены переслаиванием глин, аргиллитов, алевролитов с подчиненными прослоями песчаников, в нижней части известняками. Толщина их 36 м.

Четвертичная система – Q. Четвертичные отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на отложениях перми и карбона, представлены суглинами, супесями и озерно-болотными осадками мощностью до 72 м.

	

	1.3  Нефтегазоносность

	Андреевское месторождение. Промышленная нефтегазоносность Кыртаельского месторождения связана  с верхнеэйфельскими (пласты 3, 2 и 1) и старооскольскими отложениями среднего девона и джьерскими песчаниками (верхняя и нижняя пачки) верхнего девона.

	Залежи нефти в отложениях верхнеэйфельского подъяруса среднего девона. Залежь нефти в песчаниках пласта 3 D2ef2 классифицируется как пластовая сводовая, тектонически экранированная, нефтяная, ее размеры по внешнему контуру нефтеносности (абсолютная отметка минус 2735) – 5,0х1,37 км.  Этаж нефтеносности 30 м. Продуктивные отложения пласта 3 D2ef2 залегают на глубинах от 2845 до 2865 м.

	Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат выше залегающие плотные породы верхнеэйфельского яруса среднего девона.

	Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0 до 10,4 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8,2 м. В продуктивной части данного пласта прослеживается от 1 до 5 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,8 до 6,4 м, коэффициент песчанистости по залежи изменяется от 0,22 до 0,45.

	Залежь нефти в песчаниках пласта 2 D2ef2 классифицируется как пластовая сводовая, тектонически экранированная, нефтяная. Продуктивные отложения залегают на глубинах от 2808 до 2870 м. Водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 2767 м, в пределах блока 2 ВНК принят на отметке минус 2757 м. Размеры залежи 6,8х2,6 км.  Этаж нефтеносности 102 м.

	Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные породы верхнеэйфельского яруса среднего девона.

В отложениях пласта 1 D2ef2 толщина единственного прослоя составляет 1 м. Глубина залегания продуктивной толщи от 2827 до 2921 м.

	Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Толщина коллекторов изменяется от 0 в до 3,8 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,9 м. В продуктивной части разреза прослеживается один прослой, коэффициент песчанистости составляет 0,35.

	Залежи углеводородов в отложениях старооскольского надгоризонта. В этих отложениях на месторождении установлены три залежи. Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа.

	В отложениях джьерского горизонта продуктивность отмечается  в песчаниках нижней и верхней пачек.

По данным ГИС в толще нижнефранского подъяруса верхнего девона, имеющего повсеместное распространение, средняя глубина залегания продуктивной толщи 2500 м, эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 м до 9,2 м. Число прослоев колеблется от 1 до 3, коэффициент песчанистости составляет 0,07. 

Южно - Андреевское месторождение. Основная газоконденсатнонефтяная залежь в отложениях D3tm, D2dz и D2iz+ck3. Формированию единой сводовой пластово-массивной тектонически осложненной залежи с единым резервуаром по разновозрастным песчаникам на основной части площади месторождения способствовали наличие мощной толщи песчаников дзельской свиты и осложнение высокоамплитудной структуры тектоническими нарушениями амплитудой от 20 до 140 м, что способствует контактированию по линиям разломов разновозрастных песчаников из смежных блоков и их гидродинамической связи.

Единый водонефтяной контакт принят на отметке - 1772 м. ВНК принят по данным ГИС на абсолютной отметке подошвы нижнего нефтяного пропластка равным - 1771 м.

Общая высота залежи около 180 м. Этаж нефтеносности 91 м, этаж газоносности около 90 м. Общие размеры залежи составляют 3,75 на 2 км.

В пределах песчаников в отложениях D3tm нефтегазоносность установлена  в двух линзах в северной и южной частях площади. В пределах южной линзы высота нефтяной части составляет  90 м, газоносной части   100 м, размеры этой части залежи составляют 2,6x1,1 км, газонасыщенные толщины достигают 8,8 м, нефтенасыщенные толщины 5,8 м. В пределах северной линзы высота нефтяной части составляет   80 м, размеры этой части залежи составляют 1,0x1,0 км, нефтенасыщенные толщины достигают 2,1 м. 

В пределах песчаников в отложениях D2dz общая высота нефтяной части составляет  90 м, газоносной части  80 м, размеры этой части залежи составляют 3,6x1,2 км, общие эффективные нефтегазонасыщенные толщины достигают 100,5 м, газонасыщенные толщины 45,1 м, нефтенасыщенные толщины 74,7 м.

В пределах песчаников в отложениях D2iz+ck3 нефтегазоносность установлена по данным ГИС в блоках III, IVа, IVб и V. Нефтяная залежь в пределах блока  III, высота ее составляет около 5 м, размеры этой части залежи составляют 0,6х0,1 км. В пределах блока IVа высота нефтяной части составляет  40 м, размеры этой части залежи составляют 1,4x1,3 км, общие эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 6,9 м. В пределах блока IVб высота нефтяной части составляет 80 м, размеры этой части залежи составляют 2,4x0,6 км, общие эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 16,4 м. В пределах блока V высота нефтяной части составляет     55 м, размеры этой части залежи составляют 0,6x0,4 км, общие эффективные нефтенасыщенные толщины достигают более 5,5 м.

Залежь нефти в отложениях D3tm южной периклинали. Залежь нефти в песчаниках нижнефранского подъяруса верхнего девона отделена сбросом от основной залежи среднего девона.  Контур нефтеносности принят на отметке - 1791 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного интервала. Ниже, предположительно в дзельских отложениях, песчаники обводнены с отметок - 1800 м. Форма и размер залежи не установлены ввиду отсутствия прослеживания отражающих горизонтов на данном участке месторождения. Предположительно залежь характеризуется как пластовая сводовая, тектонически экранированная.



	          1.4  Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных

	       пластов Андреевского месторождения

	Поддоманиковые отложения (D2ef2, D2st, D3dzr), вмещающие залежи углеводородов, представлены неравномерным чередование песчаников, алевролитов, глин и их промежуточных разностей – глинистых песчаников и алевролитов с различным содержанием глин.

	Коллекторы продуктивных горизонтов представлены серыми, светло-серыми, темно-серыми, иногда коричневатого цвета из-за насыщения нефтью, иногда алевритистыми (D3dzr) песчаниками. В отложениях D2ef2 и D3dzr преобладают (около 60 % и 55 % образцов соответственно) мелкозернистые песчаники с размером зерен от 0,1 до 0,25 мм, с незначительным содержанием тонко- (менее 0,1 мм) и среднезернистого (от 0,25 до 0,5 мм) материала. Песчаники горизонта D2st, в основном, разнозернистые с преобладанием (до 75 %) мелко-среднезернистых разностей, встречаются грубозернистые разности и гравий кварца диаметром до 1 см.

	Содержание пелитовой фракции несколько выше в песчаниках горизонта D2st и составляет в среднем по залежам: D2ef2 - 3,5 %, D2st - 5,2 %, D3dzr - 4,6 %.

	В составе обломочной части преобладает кварц (от 87 до 100 %), подчиненное значение имеют обломки кварцитов, кремния и полевых шпатов. Из акцессорных минералов присутствует турмалин, лейкоксен, циркон; из аутигенных – пирит, сидерит.

	При общем незначительном содержании цемента в песчаниках D2, в основном, развит цемент уплотнения, регенерационный кварцевый, поровый и порово-глинистый хлорит-серицитового состава, в отложениях D3dzr, кроме этого, участками встречается карбонатно-поровый цемент.

	Содержание карбонатного цемента низкое, изменяется от 0 до 14,3 %, составляя в среднем 1,6 % для D2ef2, 0,66 % для D2st, 2,1 % для D3dzr.

	Среднее значение минералогической плотности проницаемых песчаников D2ef2, D2st, D3dzr составляет: 2,66 г/см3 (от 2,64 до 2,82 г/см3), 2,64 г/см3 (от 2,63 до 2,72 г/см3), 2,67 г/см3 (от 2,65 до 2,69 г/см3) соответственно.

	Породы-покрышки как среднедевонских залежей, так и верхнедевонских, представлены слабо- и непроницаемыми алевролитами и аргиллитами (аргиллитоподобными глинами). Алевролиты от светло- до темно-серых, кварцевые, неравномерно глинистые, гидрослюдистые, участками песчанистые, линзовидно-слоистые, плотные (объемная плотность от 2,44 до 2,66 г/см3), крепкие, массивные, слабо пористые, практически непроницаемые, участками трещиноватые, с тонкими прослойками темно-серого, глинистого и углистого материала, зеленовато-серой глины и пирита.

	Аргиллиты темно-серые, участками зеленовато-серые, плотные, толстоплитчатые, непроницаемые, средней крепости, местами трещиноватые, с зеркалами скольжения с включениями углефицированной флоры и пирита.

	

	1.4.1  Характеристика коллекторских свойств

	Пористость. Среднеарифметические значения пористости по залежам изменяются от 9,8 до 12,4 % в атмосферных условиях или от 9,1 до 11,6 % в пластовых условиях.

	Сравнение средних значений пористости проницаемых газонефтенасыщенных песчаников продуктивных пластов по керну (в пластовых условиях) и ГИС представлено в таблице 1.1.

		Проницаемость. Песчаники пласта 2 залежи D2ef2 имеет проницаемость в интервале от 1 до 437*10-3 мкм2. Среднеарифметическое значение газопроницаемости составляет 111,5*10-3 мкм2 при среднегеометрическом значении 74,8*10-3 мкм2.

	Таблица 1.1 - Значения пористости проницаемых газонефтенасыщенных 

	                        песчаников продуктивных пластов

	Индекс горизонта

	Пористость по керну

	Пористость по ГИС

	

	(среднеарифметическое значение), доли ед.

	количество определений

	(средневзвешенное значение), доли ед.

	количество определений

	D2ef2 (пласт 2)

	0,116

	45

	0,136

	14

	D2st (газонасы-

	щенная часть)

	0,087

	132

	0,094

	168

	D2st (нефтенасыщенная часть)

	0,098

	616

	0,100

	386

	D3dzr (нижняя пачка)

	0,115

	35

	0,103

	118

		

	

	Песчаники D2st характеризуются более низкими фильтрационными и емкостными свойствами, чем песчаники D2ef2, что связано, в основном, с геометрией и распределением поровых каналов в породе. Среднеарифметическое значение газопроницаемости по газонасыщенной зоне составляет 35,5*10-3 мкм2 при изменении от 0,3 до 328*10-3 мкм2. Среднегеометрическое значение по равно 11,4*10-3 мкм2. Среднеарифметическое значение газопроницаемости по нефтенасыщенной зоне составляет 90,3*10-3 мкм2 при изменении от 0,9 до 652*10-3 мкм2. Среднегеометрическое значение равно 41,3*10-3 мкм2.

	Газопроницаемость пород-коллекторов нижней пачки залежи D3dzr изменяется в пределах от 0,5 до 65*10-3 мкм2 при среднеарифметическом значении 21,6*10-3 мкм2. Среднегеометрическое значение составляет 11,3*10-3 мкм2.

	Низкопроницаемые песчаники D2st (от 1 до 10*10-3 мкм2) со средним радиусом поровых более 3,2 мкм по строению пустотного пространства достаточно неоднородны. Они характеризуются широким диапазоном изменения радиуса от 0 до 72 мкм, однако преобладают образцы с радиусом до 6 мкм. В образцах с проницаемостью от 10*10-3 мкм2 и 100*10-3 мкм2 диапазон изменения радиуса сужается до 48 мкм. Поровые каналы с радиусом от 2 до 10 мкм распределены относительно равномерно, т.е. мелкие и средние поры представлены в равной степени, доля крупных пор незначительна. Наиболее проницаемые образцы разнозернистые. Основную часть составляют поровые каналы с радиусом от 8 до 15 мкм. Возрастает доля крупных пор с радиусом от 16 до 40 мкм. Доля мелких пор тоже значительна и составляет более 12 %.

	В песчаниках D3dzr в два раза больше пор радиусом от 0 до 2 мкм и в 8 раз меньше крупных пор радиусом от 8 до 40 мкм, чем в песчаниках D2st. Имеющиеся крупные поры не могут образовать связанную систему, и в фильтрации, по всей видимости, не участвуют. Этим объясняется низкая проницаемость песчаников D3dzr при относительно высокой их пористости.

	Наличие в породе тонких, практически нефильтрующих поровых каналов малого диаметра обуславливает содержание остаточной воды в породе. Поэтому наибольшей остаточной водонасыщенностью обладают мелкозернистые песчаники D3dzr и D3(tm+sr).

																		Остаточная водонасыщенность методом центрифугирования в породах-коллекторах изменяется от 6 до 36 %. Содержание остаточной воды по пласте 2 D2ef2 составляет 9,7 %. Средняя остаточная водонасыщенность по залежи D2st составляет 16 %. Содержание остаточной воды по нижней пачке D3dzr составляет 30 %.

	Согласно вышеприведенной зависимости начальная нефтенасыщенность продуктивных отложений D2ef2, D2st, D3dzr характеризуется следующими значениями, представленными в таблице 1.2:

	Средние значения начальной газо- и нефтенасыщенности для залежей среднего и верхнего девона представлены в таблице 1.3.

	Среднее значение остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов для нефтенасыщенной части залежи пласта 2 D2ef2 составляет 23,9 %.

	

	Таблица 1.2 - Начальная нефтенасыщенность продуктивных отложений

	Индекс горизонта

	Открытая пористость, %

	Эффективная пористость, %

	Коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.

	D2ef2 (пласт 2)

	12,4

	10,8

	0,88

	D2st (газонасыщенная часть)

	9,5

	7,7

	0,81

	D2st (нефтенасыщенная часть)

	10,6

	8,9

	0,84

	D3dzr (нижняя пачка)

	12,2

	10,7

	0,88

	

	

	

	

	

	Таблица 1.3 - Средние значения начальной газо- и нефтенасыщенности

	Индекс горизонта

	Коэффициент начальной газонасыщенности, доли ед.

	Коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.

	D2ef2 (пласт 3)

	-

	0,90

	D2ef2 (пласт 2)

	-

	0,89

	D2ef2 (пласт 1)

	-

	0,69

	D2st

	0,81

	0,83

	D3dzr (нижняя пачка)

	0,83

	0,83

	D3dzr (верхняя пачка)

	0,83

	0,83

	

	Среднее значение остаточной нефтенасыщенности проницаемых песчаников из нефтенасыщенной части D2st составляет 11,6 %.

	В негерметизированном керне Кон изменяется от 0 до 17,6 %. Среднее значение для D2st составляет 5,7 %, для D3dzr - 1,0 %.

	Песчаники среднего и верхнего девона из газонефтенасыщенных интервалов являются преимущественно гидрофобными. Песчаники водонасыщенной части горизонта D2st являются преимущественно гидрофильными.

	Коэффициент вытеснения. На одиночных образцах с газопроницаемостью от 5,8*10-3 до 209,8*10-3 мкм2 остаточная нефтенасыщенность после вытеснения нефти водой колеблется в пределах от 17,8 до 43,2 %, а на составных образцах – 34,3 и 38,9 %. Причиной полученных высоких (более 30 %) величин остаточной нефтенасыщенности могут быть как особенности структуры порового пространства, так и гидрофобизации поверхности пор.

	1.4.2  Свойства и состав пластовых флюидов

	Андреевское месторождение. Свойства нефти Андреевского месторождения представлены в таблице 1.4.

	Таблица 1.4 - Свойства нефти Андреевского месторождения

Блок

Плотность
нефти, г/см3

Содержание
парафина, %

Содержание
серы, %

Вязкость,
мПа*с

Температура
плавления парафина, 0С

Содержание
смол, %

Содержание
асфальтенов, %

Объемный
коэффициент

Газосодержание
м3/т

Температура
застывания нефти, 0С

Кинематическая
вязкость, мм2/с

1а

0,84

33

0,1

12,3

63

 

 

 

 

 

 

2а-5б, 6, 7а

0,835

14

0,29

 

 

5,3

1,8

1,541

231,4

26

5,25

8

0,844

16,6

0,41

 

54

6,45

 

 

 

22

13,1

	

	Свойства растворенного газа. Растворенный газ залежей в песчаниках старооскольских отложений соответствует углеводородному типу, этанометановому подтипу. Газ низкоазотный (от 0,23 до 1,41 % мол.). Агрессивные свойства газа выражены очень слабо: сероводород отсутствует, двуокиси углерода - 0,26 % мол. Плотность газа изменяется от 0,825 кг/м3 до 0,962 кг/м3.

	Свойства свободного газа и конденсата. Конденсат парафиновый    (3,2 %) плотностью 0,739 г/см3, молекулярной массой 117 - несколько тяжелее конденсата из D2st, наличие смол (2,0 %) косвенно указывает на присутствие в этом районе нефтяной оторочки. Молярная доля «сухого» газа рассчитана по компонентному составу пластового газа и составляет 0,956. 

	Для пластовых давления и температуры, на отметке ГНК каждой залежи рассчитаны приведенные значения давления и температуры, коэффициент сверхсжимаемости пластового газа и представлены в таблице1.5.

	

	

	

	

	Таблица 1.5 - Свойства пластового газа Андреевского месторождения

	Параметры

	Нижняя пачка

	Верхняя пачка

	

	Номера блоков

	

	2, 3, 4,5, 7

	8

	1-7

	8

	

	I (2-4)

	II (5, 7)

	

	

	

	Пластовое давление, Мпа

	26,84

	26,91

	26,94

	26,82

	26,79

	Пластовая температура, 0С

	54,6

	55,1

	55,3

	54,4

	54,1

	Приведенное давление

	5,97

	5,99

	5,99

	5,97

	5,96

	Приведенная температура

	1,48

	1,49

	1,49

	1,48

	1,48

	Коэффициент сжимаемости

	0,851

	0,853

	0,853

	0,851

	0,850

	

	Воды комплекса представлены рассолами хлоркальциевого типа. Они имеют минерализацию от 195 до 244 г/л и плотность от 1,074 до 1,172 г/л.

	Водорастворенные газы изучены в процессе разведки и имеют следующую характеристику: газовый фактор от 1,64 до 3,62 м3/м3, содержание метана от 78,1 до 88,6 %, сероводород отсутствует.

	Водообильность пород комплекса существенно меняется по площади и по разрезу и в различных интервалах опробованных скважин колеблется от 4,4 до 87 м3/сут.

	Имеющиеся данные позволяют предположить наличие в нефтегазовых залежах смешанного режима – водонапорного и газовой шапки, а в нефтяных залежах – упруговодонапорного.

	Южно - Андреевское месторождение. Старооскольские отложения среднего девона. Пластовая нефть имеет большое газонасыщение при среднем значении давления насыщения 17,5 МПа и пластовой температуре

	38,9 0С. По дифференциальному разгазированию газосодержание нефти составляет 151,9 нм3/т, объемный коэффициент – 1,337,  по однократному разгазированию газосодержание нефти составляет  156,8 нм3/т, объемный коэффициент – 1,368. Нефть относится к легким с плотностью от 0,710 до 0,736 г/см3; вязкость составляет 0,95 мПа*с.

	Дегазированная нефть имеет плотность 0,834 г/см3, среднюю вязкость 14,31 мм2/с и характеризуется низким содержанием серы 0,33 % вес. Нефть малосмолистая (4,24 % вес.), малоасфальтенистая (0,26 % вес.), с высоким содержанием парафина (10,65 % вес.). Температура плавления парафина   52,9 0С. Температура застывания 17 0С.

	Растворенный в нефти газ метан-этанового типа плотностью от 1,076 до 1,234 г/см3, с содержанием азота от 1,79 до 3,22 % об., содержание сероводорода очень мало. Выход фракций при температуре кипения до      100 0С – 4,6 % об., до 150 0С – 15,7 % об., до 200 0С – 27,2 % об., до 300 0С –50,9 % об. Растворенный в нефти газ сос.......................