Образование биогенного карбонатного материала происходит за счёт солей, растворённых в речной воде, поступающей с суши. Растворённые формы – основа биогенного карбонатонакопления - достигают шельфа и склона без заметных изменений количества. По химическому составу морская вода отличается от речной: в морской воде Na>Mg>Ca и Cl>SO4 >CO3 , в речной воде – Ca>Na>Mg и CO3 >SO4 >Cl. Только в результате осаждения карбонатного материала речная вода может превратиться в морскую. Главную роль в этом процессе играют сложные биологические системы организмов. Рифовые биоценозы представляют собой наиболее яркий пример таких систем, состоящих из комплекса взаимосвязанных организмов, деятельность которых направлена на извлечение карбонатов из морской воды и максимальную их концентрацию. В то же время рифовые биоценозы сами служат активными поставщиками карбонатного материала, накапливающегося в виде обломков и карбонатных илов на шельфе и в верхней части континентального склона, а также поступающего в виде растворов и взвеси во внутренние части морей и океанов.
Рифы представляют собой промежуточную ступень в переносе карбонатов с континентов во внутренние части океанов. Большую роль в продуцировании современных мелководных карбонатов играют также известковые водоросли, мшанки, моллюски, балянусы, населяющего дно шельфов.
Другая особенность карбонатонакопления, являющаяся следствием преобладания биогенного механизма концентрации карбонатов, заключается в том, что реализация солей кальция, растворённых в речной воде, в минеральные образования происходит не в местах их поступления в морской бассейн, а на участках с благоприятными для жизни организмов условиями. К таким условиям относятся: прозрачная тёплая вода, активная гидродинамическая обстановка и мелководье. Они характерны для экваториальных поясов и областей действия тёплых океанических течений. Для карбонатонакопления необходима температура воды, равная в среднем +18 0С. Необходимым условием для органогенного осаждения СаСО3 является прозрачность воды.
Относительные изменения уровня моря определяют вертикальную неоднородность разреза, проявляющуюся в его цикличности, обусловленной миграцией фаций во времени, в смене типов пород (слоистость, ритмичность) или в наличии перерывов (плитчатость, стратиграфическое несогласие ). В механизме взаимодействия локальных тектонических движений, скорости седиментации и эвстатических колебаний уровня моря, определяющем общую направленность карбонатонакопления через соотношение факторов концентрации СаСО3 и его рассеивания, ведущую роль играют эвстатические колебания уровня моря, являющейся основной причиной дифференциации разреза. Благодаря регулярности и повсеместному действию в бассейне, они, вызывая смещение фаций и чередование генетических типов отложений в разрезе. В то же время для концентрации больших объёмов карбонатных осадков, в частности для устойчивого рифообразования, необходимы тектонические погружения, соизмеримые со скоростями рифообразования. Взаимодействие указанных факторов во времени определяет разнообразие типов цикличности карбонатов.
5 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Гидродинамические исследования в нефтяной зоне проведены в 12 скважинах. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 23 определениям составило 1330´10-15 м2, при диапазоне изменения 3,4-7442´10-15 м2.
В виду незначительного количества определений по керну коэффицент пористости оценивался по НГК. Пористость, оцененная по 46 скважине (76 определений) в среднем составила 9,2% (диапазон изменений по скважинам 5,2 – 12,5%).
Коэффициент нефтенасыщенности оценивался по балансу пористости Кн = Кпэф / Кп. Эффективная пористость рассчитывалась по зависимости Кп эф = 0,952 Кп – 0,0046, полученной для одновозрастных отложений Южно-Лыжского месторождения (которые близки по физико-литологическим свойствам) по результатам бурения скважины 43 на ИБР и прошедшей апробацию в ГКЗ. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по 21 скважинам (76 определений) в среднем составил 0,74 (диапазон изменений 0,59 – 0,83).
В нефтенасыщенной части пласта старооскольского горизонта керн отобран только в скважине 2 (интервал 1678 – 1686 м). Исследовано 6 проницаемых образцов с пористостью от 11,1 до 16,3% (средняя 13,4%) и проницаемостью 1,75–10,98´10-15 м2 (средняя 5,67´10-15 м2). Граничная проницаемость для коллекторов принята 1,0´10-15 м2, как для большинства залежей месторождений Тимано-Печорской провинции, приуроченных к одновозрастным отложениям.
Три скважины (скв. 2, 11, 21) гидродинамически исследованы в нефтяной зоне. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 5 определениям составило 5,44´10--15 м2, при диапазоне изменения 1,3 –15,4´10-15 м2.
Коэффициент пористости оценивался по НГК, так как по керну явно недостаточное количество определений. По ГИС пористость, оцененная по 16 скважинам (61 определение), изменяется от 5,6 до 18%, составляя в среднем 11%.
Коэффициент нефтенасыщенности оценен по способу баланса пористости по зависимости Кпэф = f (Кп), полученной для одновозрастных отложений Пашшорского месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по ГИС (8 скважин, 41 определение), варьирует от 0,78 до 0,87, составляя в среднем 0,84, что и принято при оперативном подсчете запасов.
6 СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА
В процессе разведки Северо-Кожвинского месторождения были отобраны и исследованы устьевые и глубинные пробы нефти и попутного газа, послужившие исходным материалом для определения физико-химических свойств, товарной характеристики нефти и обоснования подсчетных параметров для оценки запасов УВ.
Экспериментальные работы по исследованию отобранных проб проводились в лабораториях КОМЭ ТПО ВНИГРИ.
Нефти залежи пласта афонинского горизонта
Нефти данных отложений охарактеризованы девятью пробами, отобранными из двух скважин.
Нефти в пластовых условиях сильно недонасыщены газом, при пластовом давлении 29 МПа и температуре 57 оС (54,5 – 58 оС) – давление насыщения равно 11.4 МПа.Газовый фактор равен 83.3 нм3/т.Пластовая нефть имеет плотность 0,751г/см3,вязкость 2.41 мПа´с.Содержание растворенного газа 25,4 м3/т (19,8 – 27,9 м3/т) по однократному разгазированию (ОР), 19,6 м3/т (16,8 – 22,4 м3/т) по дифференциальному разгазированию (ДР). Объемный коэффициент равен 1,219.
Разгазированная нефть характеризуется как легкая, смолистая, парафиновая, слабосернистая, повышенной вязкости 6,22 мПа´с. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 оС – 5,6% мол.; до 200 оС – 33,7% мол. и до 300 оС – 56,9% мол.
Надо отметить, что параметры по результатам дифференциального разгазирования несколько отличаются от параметров, принятых в подсчете запасов. В данной работе при подсчете средних значений параметров в соответствии с инструкциями по подсчету запасов взяты результаты только многоступенчатого разгазирования, без учета двухступенчатого.
Растворенный газ сероводородно-азотнометановый, “высокожирный”. Содержание азота составляет 35,68% мол. и гелия 0,072% мол., углекислого газа – 1,66% мол.
Нефти залежи пласта старооскольского горизонта
Характеристика нефти пласта представлена на основе изучения 5 устьевых и 11 глубинных проб из скважин 2, 5, 11, 21.
Пластовая нефть сильно недонасыщена газом, при пластовом давлении 17,2 МПа (16,5 – 17,7 МПа) – давление насыщения равно 4,4 МПа (1,9 – 5,9 МПа). Пластовая температура изменяется от 50 до 53 оС и в среднем равна 52 оС. Плотность пластовой нефти составляет в среднем 0,812 г/см3 (0,807 – 0,825 г/см3), вязкость определена в пределах 2,44 – 2,85 мПа´с (в среднем 2,72 мПа´с). Содержание растворенного газа 24,1 м3/т (16,2 – 28,6 м3/т) по ОР, 23,1 м3/т (20,9 – 24,9 м3/т) по ДР. Объемный коэффициент 1,08 (1,067 – 1,088) по ОР; 1,071 (1,065 – 1,076) по ДР.
Разгазированная нефть является легкой, с повышенной вязкостью 6,49 мПа´с. Температура застывания нефти равна минус 21 оС. По компонентному составу характеризуется как смолистая, парафиновая, сернистая. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 оС – 6,0% мол.; до 200 оС – 32,8% мол. и до 300 оС – 57% мол.
Растворенный газ азотно-углеводородного типа, «жирный». Концентрация гелия (0,03 % мол.) ниже кондиционного значения. Сероводород отсутствует, концентрация углекислого газа – 0,26% мол. Содержание азота составляет 22,19% мол.
7 ЗАПАСЫ НЕФТИ, ГАЗА
По состоянию на 01.01.06 г на Государственном балансе запасов полезных ископаемых числятся запасы по двум залежам, приуроченным к нижнефаменским карбонатным отложениям, - пластам Ф0 и Ф2.
Запасы по пласту Фо утверждены ЦКЗ Роскомнедра в 1996 г. Начальные геологические запасы нефти составляют 1993 тыс. т, извлекаемые – 777 тыс.т. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 1580 тыс.т, извлекаемые – 364 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 54 млн. м3, извлекаемые – 21 млн. м3. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 42 млн. м3, извлекаемые – 9 млн. м3.
По пласту Ф2 на Госбалансе числятся оперативно подсчитанные в 1991 г. запасы по категории С1 в количестве: начальные геологические – 5123 тыс. т., извлекаемые – 1844 тыс. т. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 5103 тыс.т, извлекаемые – 1824 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 118 млн. м3, извлекаемые – 43 млн. м3. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 118 млн. м3, извлекаемые – 43 млн. м3.