25. 1.3. Федоровское нефтегазовое месторождение

Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского купо­ловидного поднятия. Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания.

В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AС₄, AC_5-6, BC₁, БС₁₀, сложенные песчано-алевритовыми породами. В пластах АС₄, АС_5-6 зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах ВС₁, БС₁₀— нефтяные залежи Геолого-промысловые особенности описываемых залежей устанавливались прямыми, геофизическими, гидродинамическими, геолого-промысловыми методами. Интерпретация получаемой ин­формации осуществлялась на основе количественной оценки средних значений и степени рассеяния изучаемых геолого-промысловых признаков, а так же путем построения геологических разрезов, схем и различных карт. Полученная на этой основе геолого-промысловая характеристика залежей продуктивных пластов приведена в табл. 49.

Пласт АС₄ сложен песчаниками и алевролитами, установлено один-два глинистых прослоя, наблюдается его глинизация в по­дошвенной части на крыльевых участках структуры (скв. 95).

Таблица 49

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Федоровского нефтегазового месторождения

Параметры	АС4	АС5-6	БС1	БС10
Дата открытия, год	1971	1971	1971	1971
Тип залежи	Пластовая сводовая
Возраст	Баррем	Баррем	Готерив	Валанжин
Глубина залегания пласта, м	1848 – 1882	1860 – 1892	2016 – 2031	2270 – 2317
Общая толщина, м	1,6 – 7,6	20 – 37	3,2 – 8,6	30 – 42
Начальная отметка, ГНК, м	-1808	-1808	-	-
Начальная отметка, ВНК, м	-1821÷ -1823	-1821÷ -1823	-1960	-2242
Проницаемость по керну, мкм2	0,400	0,400	-	0,304
Проницаемость по промысловым исследованиям, мкм2	-	-	0,240	0,240
Гидропроводность, мкм2*см/(мПа*с)	-	-	48	100
Коэффициент песчанистости	0,68	0,76	0,68	0,72
Коэффициент расчлененности	-	-	3	5,5
Коэффициент газонасыщенности	0,5	0,5	-	-
Коэффициент нефтенасыщенности	-	0,7	0,7	0,75
Толщина плотных перемычек между пластами, м	0,8	0,8	55	120
Расстояние между пластами, м	0 – 10	0 – 10	140	250
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,742 (конденсат)	0,829	0,899	0,856
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	-	0,801	0,831	0,775
Относительная плотность газа	0,692	0,576	0,58	0,76
продолжение табл. 49
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2/с	0,8	4,3	67,6	8,35
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	-	-	4,3	1,2
Объемный коэффициент	-	-	1,15	1,3
Коэффициент усадки, %	-	-	6,6	22,0
Начальное пластовое давление, МПа	18,9	18,9	19,8	23,0
Давление насыщения, МПа	-	-	13,0	9,5
Газовый фактор, м3/т	-	-	30	60
Дебиты нефти, м3/сут	-	-	81	160
Дебиты газа, м3/сут	297200	333140	1990	8000
Коэффициент продуктивности, м3/(сут. МПа)	-	-	25	40
Температура пласта, 0С	52	53	60	67,5
Режим работы залежи	Упруго-водо-напорный	Упруго-водо-напорный	Газо-водо-напорный	Газо-водо-напорный

Толщина пласта от 1,6 до 7,6 м, наибольшая толщина вскрыта в скв. 66, 516, 508. От нижележащего пласта БС_5-6 отделен гли­нистой перемычкой, толщина которой равна 1,5 м—10 м. Оста­точная водонасыщенность по 21 анализу колеблется от 23 до 45%, составляя в среднем 30,5%. Площадь в пределах контура газонос­ности (совпадающего с нижележащим пластом АВ₅) является максимальной.

Пласт АС_5-6 представлен песчаниками, алевролитами, для ко­торых характерны значительная фациальная изменчивость как по площади, так и по разрезу. Например, в разрезе скв. 95, 67, 66, 93 отмечается глинизация кровельной части пласта, а в скв. 91, 508, 470 — подршвенной. Толщина пласта колеблется от 20 до 31 м, наибольшая толщина (29—31 м) зафиксирована в пределах Моховой площади (скв. 93, 66). В разрезе пласта выявлено 5—7 глинистых пропластков, толщиной от 0,3 до 2 м. Проницаемость рассчитывалась по 66 анализам, значения ее колеблются от 0,034 до 1,395 мкм², средняя величина, принятая для газодинамических расчетов, равна 0,400 мкм². Среднее значение остаточной водонасыщенности по 65 определениям составило 28,2%. При опробова­нии обоих газовых пластов дебиты газа колеблются от 83 тыс. до 333 тыс. м³/сут. Содержание метана составляет 96—97%, этана 0,4%, пропана 0,35—0,4%. Дебиты нефти из оторочки небольшие — 1—3 м³/сут, плотность ее в пластовых условиях равна 0,801 г/см³ (см. табл. 49).

Пласт БС₁, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет обычно небольшую общую толщину (2,4—3,8 м), однако в преде­лах Моховой площади зафиксировано ее увеличение до 12 м. Сок­ращение толщины связано с глинизацией коллектора как в кро­вельной, так и в подошвенной частях пласта. В разрезе пласта фиксируется от одного до трех глинистых пропластков (скв. 94, 470, 516). При опробовании пласта через 8-мм штуцер дебит неф­ти составил 73 т/сут. Нефть тяжелая, вязкая, причем вязкость ее больше вязкости нефти пласта БС₁₀ в пластовых условиях в 3,6 ра­за, а в поверхностных — в 5—8 раз, что весьма важно при выборе объектов эксплуатации. Нефть из описываемого пласта более сернистая, смолистая.

Пласт БС₁₀ также сложен песчаниками, реже алевролитами. В некоторых скважинах наблюдается глинизация подошвенной части пласта (скв. 95, 62, 516, 470, 91, 93). Кроме того, по ряду скважин отмечено наличие двух-пяти глинистых пропластков. В целом в разрезе пласта можно выделить четыре пачки: БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀³ , БС₁₀⁴. Эффективная толщина пласта колеблется от 12 до 37 м. В процессе его опробования дебиты нефти при 8-мм штуцере составили 101 —166 т/сут, коэффициент продуктивности изменяется от 20 до 95 т/(сут*МПа), гидропроводность от 65 до 290 мкм²*см/(МПа*с), проницаемость (по промысловым данным) —от 0,080 до 0,310 мкм². Для гидродинамических расчетов принята величина проницаемости, равная 0,200 мкм². Нефть по своим товарным свойствам в значительной степени лучше нефти из пласта БС₁.

На основании анализа геолого-промысловых особенностей про­дуктивных пластов и насыщающих их флюидов были предложены следующие варианты выделения эксплуатационных объектов в разрезе Федоровского многопластового месторождения:

I вариант — три объекта: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пласта БС₁; 3) залежь пласта БС₁₀;

II вариант —два эксплуатационных объекта, один из них — возвратный: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пласта БС₁₀. Залежь пласта BC₁ предложено разрабатывать как объект возврата после окончания эксплуатации скважин на пласт БС₁₀;

III вариант —два объекта: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пластов BC₁+БС₁₀.

С целью решения вопроса об оптимальном, с геологической точки зрения, варианте выделения объектов эксплуатации был проведен расчет значений ранговых потенциалов, которые равны: для пласта АС₄—2,6; АС_5-6—2,8; БС₁—2,66; БС₁₀—3,66. Данные ранговые потенциалы свидетельствуют, вероятно, о необходимости объединения залежей пластов АС₄ и AC_5-6, а также о раздельной эксплуатации залежей пластов BC₁ и БС₁₀. Гидродинамические и технико-экономические расчеты позволи­ли рекомендовать для внедрения II и IV варианты.

Таким образом, комплексная интерпретация полученных геолого-промысловых материалов позволила оценить оптимальные вари­анты разработки в целом всего месторождения, составить техно­логическую схему разработки и произвести соответствующие расчеты.