Влад. 1. Геологическая характеристика УстьТегусского месторождения 1 Общие сведения о месторождении

• Название: 1. Геологическая характеристика УстьТегусского месторождения 1 Общие сведения о месторождении
• Дата: 24.02.2021
• Размер: 85.8 Kb.
• Имя файла: Влад.docx
• Тип: Документы; #178901
• страница: 1 из 3

1. Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Усть-Тегусское месторождение расположено в Уватском районе Тюменской области. Ближайшие населенные пункты – д. Нефедова, расположенная в 50 км к западу от участков и д. Тайлакова, в 50 км к северу. Административный центр территории – пос. Уват расположен в 280 км западнее от месторождения. Ближайшие месторождения – Урненское, Гавриковское и Тайлаковское. Основными магистралями района являются: автомобильная дорога Тобольск-Южный Балык и железная дорога – Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Параллельно магистралям проложены нефтепроводы Усть-Балык-Омск, Усть-Балык-Курган, Нижневартовск – Курган, Сургут-Нижний Новгород; два газовых магистральных газопровода и продуктопровод Южный Балык-Тобольск. Для транспортировки нефти с Усть-Тегусского месторождения на запад до центральной магистрали нефтепровода проложена «ветка» протяжённостью 319 км, размеры трубы 530×9 мм

Дорожная сеть практически отсутствует, передвижение по площади работ и перевозка грузов возможны по снежному покрову (зимники). Доставка грузов производится по железной дороге, автотранспортом, либо баржами в период летней навигации. В редких случаях используются вертолеты для доставки небольших партий грузов, а также иногда – рабочих вахт. Промышленная инфраструктура на участках работ отсутствует. Ближайшие аэропорты расположены в г. Тобольске и пос. Уват. Условия производства работ на площади относятся к V категории трудности.

Вблизи территории открыты месторождения строительных материалов, которые широко используются при промышленном обустройстве месторождения.

Для питьевых нужд, а также промышленных целей используются воды олигоцен-четвертичного возраста.
1.2 Литолого-стратиграфический разрез
Месторождение располагается в пределах Западно-Сибирской плиты, в разрезе которой выделяются два структурно-формационных этажа: доюрское складчатое образование и мезозойско-кайнозойской чехол, залегающий с угловым стратиграфическим несогласием на доюрском образовании.

При описании разреза привлекались фактические материалы по описанию керна и нефтегазоносности территории.

На графическом приложении 2 приводится сводный геолого-геофизический разрез для Усть-Тегусского месторождения. Сводный разрез составлен по скважине 110, вскрывшей достаточно полный разрез юрских отложений и породы доюрского основания.

Доюрские образования

Отложения фундамента представлены эффузивными консолидированными породами. Породы фундамента были испытаны совместно с отложениями Тюменской свиты в двух скважинах (30, 31) в интервалах 2525–2640 м и 2504–2596 м соответственно. В результате испытания в скважине 30 притока не получено, в скважине 31 получен приток пластовой воды дебитом 113 м³/сут.

В породах доюрского образования развита кора выветривания, которая представлена серицит-хлорит-биотитовым глинистым сланцем серого, зеленого цвета, перемятого, трещиноватого с жилками кальцита, а так же известково-глинистыми и песчано-алевритистыми сланцами. При совместном испытании с отложениями фундамента получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м³/сут.

Максимально вскрытая толща доюрских образований достигает на рассматриваемом месторождении до 60 м (скв. 113).

К кровле доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А.

Доюрские образования с угловым стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы, которые заполняют пониженные заливообразные области.

Юрская система

Нижний отдел

Нижнеюрские отложения на рассматриваемой территории отсутствуют.

Средний отдел

Отложения средней юры выделяются в тюменскую свиту (J₂ аален–байос-бат-ранний келловей). Свита, представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей. Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые, слюдистые, углистые. Алевролиты серые, часто карбонатизированные.

На Усть-Тегусском месторождении тюменская свита, представлена в объеме верхов средней (пласт Ю₅) и верхней (пласты Ю₄-Ю₂) подсвит. К пластам Ю₄, Ю_3, Ю₂ приурочены залежи нефти.

Коллектора пласта Ю₄ представлены песчаниками от светло – до темно-серого, (нефтесодержащие разности – коричневато-серые), средне-мелкозернистыми, сцементированными глинистым, реже карбонатным цементом. Отмечается косоволнистая слоистость, обусловленная многочисленными тонкими прослойками углистого детрита. Текстура слоистая. По составу породообразующих обломков песчаники неоднородны.

Пласт Ю₃ отличает литологическая неоднородность, по керну пласт представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, до черных, плотные, слоистые. Алевролиты серые, средней крепости, с включениями растительных остатков. Коллекторы, слагающие пласт, представлены песчаниками среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, средней крепости, сцементированными глинистым цементом. Отмечена горизонтальная или пологопадающая слоистость.

Пласт Ю₂ представлен песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зерна окатанные и полуокатанные. В кровле пласта встречаются конгломераты, включения белемнитов и рассеянного раковинного детрита.

Отложения тюменской свиты в большей степени развиты в погруженных участках, с угловым несогласием и размывом перекрывают отложения доюрского основания.

Толщина тюменской свиты от 40 до 200 м на востоке Усть-Тегусского месторождения (скв. 104б).

К кровле тюменской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Т.

Верхний отдел

Отложения верхней юры с трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты и представлены породами васюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхнеюрские отложения формировались в условиях прибрежно-морского осадконакопления.

Васюганская свита (J₂ келловей – J₃ оксфорд) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, отложения которой формировались в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с большим содержанием органики, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита. Верхняя подсвита, сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных, с прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется продуктивный пласт Ю_1, Пласт сложен разнозернистыми песчаниками, гравелитами, с прослоями аргиллитов. Песчаники от светло – до темно-серых, среднезернистые, к подошве пласта переходят в крупнозернистые, массивные, кварц-полевошпатового, реже полевошпат-кварцевого и полимиктового состава. Встречаются включения окатанной гальки и большое количество остатков раковин, выполненных кальцитом. На Усть-Тегусском месторождении пласт Ю₁ водоносный.

На месторождении васюганская свита, представлена в полном объеме,

Толщина васюганской свиты 32–67 м.

Георгиевская свита (J₃ кимеридж) залегает на отложениях васюганской свиты и перекрывается баженовской свитой. Сложена, свита аргиллитами темно-серыми, почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну.

Толщина ее от 0 до 5 м.

Баженовская свита (J₃ титон (волжский) – К₁ ранний берриас) залегает в кровельной части верхнеюрского комплекса, перекрывает отложения георгиевской свиты. Отложения свиты, представлены битуминозными, темно-серыми до черных аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами слабобитуминозными, кремнистыми и известковистыми. Толщина свиты достигает 20 м.

К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б.

Выше литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами, которые в районе месторождения не продуктивны.
1.3 Тектоническое строение


В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяют три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж или фундамент сформировался в палеозойское время, и соответствует геосинклинальному развитию современной платформы. Отложения фундамента представлены эффузивными, сильно дислоцированными породами.

Средний – объединяет эффузивно-осадочную толщу, сформировавшуюся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовом периоде.

Верхний – мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, сложенный осадочными песчано-глинистыми отложениями.

В пределах Демьянского нефтегазоносного района в разрезе Западно-Сибирской плиты выделяются только два структурных этажа: палеозойский фундамент, и залегающий субгоризонтально на неровной поверхности фундамента платформенный чехол.

Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» Усть-Тегусское месторождение располагается в пределах структуры первого порядка – Демьянского мегавала линейно вытянутого с северо-запада на юго-восток, который в свою очередь с севера примыкает к Юганской мегавпадине. С западной стороны мегавал отделяется от Пологрудовского мегавала узким вытянутым с северо-запада на юго-восток Васисским мегапрогибом. От Каймысовского свода с северо-восточной стороны мегавал отделяет структура второго порядка: Кельтаминская ложбина. От Каймысовского свода мегавал отделяет Верхнедемьянская мегаседловина. Размеры Демьянского мегавала составляют 270×80 км.

В северной части мегавала к настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, Урненское, Усть-Тегусское.

На месте расположения Усть-Тегусского месторождения по кровле фундамента единая структура, контролирующая залежи в отложениях тюменской свиты, не выделяется и структурный план по кровле фундамента представлен отдельными небольшими локальными поднятиями, наиболее крупным из которых является Усть-Тегусское поднятие в районе скв. 110, 112,

Поднятие замыкается изогипсой на уровне – 2480 м, имеет размеры 12×4 км и амплитуду 60 м. К северу от него выделено небольшое структурное осложнение (Перестроечная I и II) в районе скважины 100, оконтуренное изогипсой – 2490 м. Размеры его 2,0×1,5 км, амплитуда менее 40 м.

К северо-западу от указанных структур прогибом с глубиной –2480–2490 м отделяется небольшая структура Усть-Тегусская I в районе скважины 34, которая, в свою очередь, через седлообразный прогиб глубиной 2500 м на западе раскрывается в сторону Северо-Усановских I и II структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия (район скв. 33, 35).

Также, как и по кровле фундамента, Усть-Тегусская структура по отражающему горизонту Т (Граф.) представлена отдельными структурными осложнениями, а по общей объединяющей изогипсе –2400 м имеет форму структурного носа, вытянутого с северо-запада на юго-восток. В контуре изогипсы – 2400 м выделяется четыре локальных структурных осложнения размерами от 2,0×1,5 км до 10,0×2,5 км и амплитудой до 15–20 м. По изогипсе – 2400 м Усть-Тегусская структура на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия.

В пределах замыкающей изогипсы – 2390 м размеры Усть-Тегусской структуры составляют 18×6 км, амплитуда – 30 м. Высота залежей, приуроченных к пластам Ю₂, Ю₃ и Ю₄ превышают высоту структуры и они контролируются не только структурным, но и литологическим фактором (зоной отсутствия коллекторов на западе). К северо-востоку от основной структуры по сейсмическим данным выявлено две небольших структуры, в пределах одной из которых (в районе скв. 100) доказана промышленная нефтеносность песчаников тюменской свиты. Размеры структур 2,0×1,5 км и 3,0×1,5 км, амплитуда около 20 м.

Отражающий горизонт Б на Усть-Тегусской структуре в целом повторяет структурную поверхность горизонта Т: центральная часть месторождения в структурном отношении представляет из себя сравнительно узкий структурный нос, простирающийся с северо-запада на юго-восток. Структурный нос с трех сторон оконтуривается изогипсой – 2350 м, которая на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, расположенных на северо-восточном склоне Усановской структуры. Внутри изолинии – 2350 м по сейсмическим данным выделяется несколько замкнутых малоамплитудных поднятий, наиболее крупное из которых расположено в юго-восточной части структурного носа, оконтуривается изогипсой – 2330 м и в ее пределах имеет размеры 8,0×2,5 км и амплитуду около 20 м. Другие осложняющие структуры имеют меньшие размеры и амплитуду.

Унаследованность структурных планов наблюдается и по более молодым отложениям.

Восточная часть месторождения осложнена многочисленными сериями разломов. Большинство разломов являются затухающими от отложений кристаллического фундамента до верхне-юрских отложений. Разломы имеют субмеридианальное и субширотное простирание, протяженность различных разломов изменяется от 2 до 11 км, с амплитудой смещения на разных пластах от 3 до 30 м.
1.4 Характеристика нефтегазоносности месторождения
По пласту Ю₂ выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. Error: Reference source not found): Основная, залежь в районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. Error: Reference source not found). Основная залежь в юго-западной части месторождения ограничена разломом, являющимся гидродинамическим экраном, а так же отделена от залежи в районе скважины 104 тектоническим нарушением.

Основная залежь вскрыта 20 разведочными и 84 эксплуатационными скважинами. ВНК Основной залежи принят на а.о. -2400,0 м по разведочной скважине 43, по результатам интерпретации материалов ГИС и результатам испытания.

Залежь испытана в 26 разведочных и 56 эксплуатационных скважинах. Получены притоки нефти 0,8 (скв. 47) – 573,3 (скв. 2470_G) м³/сут (Прил. 5, 6). Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 15,9 м.

Залежь условно может быть поделена на две части: собственно Усть-Тегусскую в пределах одноименного лицензионного участка на восточном куполе, вовлечённую в разработку, и слабоизученную западную часть в пределах Усть-Тегусского и Урненского ЛУ. Размеры разрабатываемой части залежи 18×6 км, западной части – 16×10 км.

Залежь пластово-сводовая литологически и тектонически экранированная, высота залежи достигает 60 м, общие размеры: длинна 18 км, ширина 16 км.

Залежь в районе скважины 104 вскрыта одной скважиной. Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина 2,5 ширина 1,0 км. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. – 2410,2 м. В результате испытания пласта Ю₂ в данной скважине в интервале глубин 2641,0 – 2647,0 м (а.о. –2403,5–2409,5 м) получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м³/сут, воды 0,6 м³/сут. при депрессии 1,7 МПа. Вскрытые эффективные толщины в скважине 104 составляют 7,4 м, нефтенасыщенные толщины – 5,9 м

Залежь в районе скважины 48 расположена на Урненском лицензионном участке, в 11 км на северо-запад от контура нефтеносности Основной залежи пласта Ю₂ (Рис. Error: Reference source not found). В скважине 48 при испытании пласта Ю2 в двух интервалах: -2474,5–2476,5 м и -2479,0–2481,0 м (а.о. -2361,0–2363,0 м и а.о. -2366,0–2367,5 м) был получен безводный приток нефти дебитом 1,12 м³/сут при депрессии 10,1 МПа. ВНК в залежи принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 48 на а.о. -2367,0 м.

Залежь пластово-сводовая стратиграфически и литологически экранированная, ВНК принят на а.о. -2367,0 м, размер залежи 6×3 км.


Пласт Ю₃ разделен на шесть залежей (Рис. Error: Reference source not found). В Западной части выявлена одна залежи: в районе скважин 103 и 53. В Восточной части выделяются 5 блоков, разделенных тектоническими нарушениями (Табл. Error: Reference source not found). Западная часть вскрыта лишь восемью разведочными скважинами. Восточная часть вовлечена в разработку, вскрыта 11 разведочными и 72 эксплуатационными скважинами.

В залежи Западной части ВНК принят на а.о. – 2413,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 6ut и по результатам испытания. При испытании были получены дебиты нефти от 1,12 м³/сут (скв. 6ut) до 18,92 м³/сут (скв. 53). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 34) до 7,3 м (скв. 53).

Залежь пластово-сводовая литологически стратиграфически экранированная.

Восточная часть пласта тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков: блок в районе скважины 2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе скважины 110 и блок в районе скважины 104,

Блок района скважины 2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен разломом. Для данного блока характерна небольшая площадь нефтеносности. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108_PL на а.о. -2408,5 м. Скважина не испытана, по данным интерпретации данных ГИС пласт Ю₃ в данной скважине характеризуется как нефтенасыщенный.

Блок района скважины 2134 в контуре нефтеносности вскрыт 12 эксплуатационными скважинами, в водоносной части двумя разведочными скважинами 102, 116, скважина 2109 вскрыла зону литологического замещения пласта. С севера, с запада и с юга блок ограничен разломами. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2134 на а.о. -2429,4 м. При испытании скважин были получены притоки нефти от 2,3 м³/сут (скв. 2134 совм. с Ю₄) до 123,4 м³/сут (скв. 2231). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 м (скв. 2165_PL) до 6,4 м (ск. 2231).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0×4,4 км.