6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении
 Скачать 477 Kb.
|
 8 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Краткие сведения о месторождении Тортасинский участок недр расположен между 62°09' и 62°16' северной широты и 69°23' и 69°38' восточной долготы и в административном отношении находится на границе Ханты-Мансийского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного округа, в 137 км к северу от г. Ханты-Мансийск. Площадь участка составляет 169.17 км2. По схеме нефтегеологического районирования Тортасинский участок относится к Ляминскому району Фроловской нефтегазоносной области; в тектоническом отношении - находится в юго-восточной части Верхнеляминского вала, осложняющего Фроловскую мегавпадину («Тектоническая карта Западно-Сибирской плиты» под редакцией В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, 1998 г.). Нефтеносность участка связана с пластами АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2 , ЮС4, ЮС10 Тортасинского нефтяного месторождения. Климат территории участка ярко выраженный континентальный. Может быть охарактеризован следующим образом: суровая продолжительная зима (6-8 месяцев) с длительными морозами и устойчивым снежным покровом, короткое холодное лето, короткие переходные периоды (особенно весна), поздние весенние и ранние осенние заморозки, короткий безморозный период. В отдельные годы температура воздуха наиболее жаркого месяца (июля) может достигать 21.3С. В зимние месяцы наблюдаются минимальные значения температуры около -42С. Продолжительность безморозного периода составляет 82 дня. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 260 дней. Район работ находится в зоне глубокого залегания реликтовых многолетнемерзлых пород (кровля – на глубине 200 м и более). Тип мерзлоты – водораздельно-долинный. 1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих флюидов Территория участка относится к Ляминскому нефтеносному району (НГР) Фроловской нефтегазоносной области (НГО). Промышленная нефтеносность на месторождениях района установлена в неокомских отложениях, в баженовской, тюменской и горелой свитах. Выявленный этаж промышленной нефтеносности на Тортасинском участке включает отложения от тюменской свиты до фроловской и занимает нижне- и среднеюрский, баженовско-абалакский нефтегазоносные комплексы (НГК) и неосложнённый подкомплекс неокомского НГК. Палеозойский НГК включает породы доюрского основания. На территории участка отложения комплекса испытаны в процессе бурения совместно с нижнеюрскими породами, притоков не получено. Из отложений палеозойского комплекса, представленных породами, по вещественному составу схожими с отложениями Тортасинского участка, промышленный приток нефти получен на Ханты-Мансийской площади Приобского НГР Фроловской НГО. Породы комплекса в пределах участка являются перспективными. Интерес представляют зоны разуплотнения доюрских образований, связанные с повышенной трещиноватостью пород. Нижнеюрский НГК включает отложения горелой свиты. Покрышкой комплекса является радомская пачка. Залежь нефти в отложениях комплекса (пласт ЮС102) открыта на Емангальском месторождении. На территории участка в скважинах №№1 и 99 Тортасинской площади в результате испытаний отложений комплекса в процессе бурения притока не получено. В результате испытаний отложений пласта ЮС10 в скважине №2-П получен приток нефти и воды (80% нефти) 6.6 м3/сут. Пласты комплекса (ЮС11 и ЮС10) являются перспективными на данной территории. Среднеюрский НГК включает отложения тюменской свиты. Покрышкой комплекса являются глинистые породы абалакской и баженовской свит. На территории участка выявлена промышленная залежь нефти в отложениях комплекса. Приток нефти получен в пластах ЮС2 от 1 до 7 м3/сут, ЮС4 в скважине 2-П 7.5 м3/сут. Баженовско-абалакский НГК выделяется в составе региональной баженовско-абалакской покрышки. Коллекторами являются карбонатно-кремнисто-глинистые породы киммериджского возраста и битуминозные породы титон-берриасского возраста абалакской (пласт ЮС1) и баженовской (пласт ЮС0) свит. В ходе испытаний скважин Тортасинского участка получены притоки нефти от 4 до 8 м3/сут. В пределах участка выявлена залежь нефти структурного типа в пласте ЮС0. Неокомский НГК включает отложения фроловской свиты. Комплекс делится на два подкомплекса: осложнённый и неосложнённый. Осложнённый подкомплекс неокомского НГК. На всей территории участка распространён клиноформный резервуар АС8-10. Покрышкой резервуара является быстринская пачка глин. Покровные пласты АС8, АС9 и АС10 глинизируются восточнее территории участка. Главной особенностью резервуара АС8-10 является крайне слабое развитие проницаемых пород ачимовской толщи, в связи с чем практически все выявленные нефтяные залежи резервуара на территории ХМАО связаны с шельфовыми пластами. Ачимовские пласты подкомплекса на территории участка являются малоперспективными. Неосложнённый подкомплекс неокомского НГК. Покрышкой подкомплекса являются глины кошайской свиты. Проницаемая часть резервуара представлена песчано-алевритовыми пластами АС1 и АС5-7. Скопления нефти в пласте АС1 выявлены на Средненазымском и Верхненазымском месторождениях. На Северо-Селияровском месторождении получен промышленный приток нефти из пласта АС5. В результате испытания отложений пласта АС1 получен приток нефти дебитом 2.94 м3/сут, пласта АС5 в скважине 2-П получен приток нефти 3.84 м3/сут. На территории участка выявлена промышленная залежь нефти структурно-литологического типа в пласте АС7 получены притоки нефти от 6 до 7 м3/сут. Отложения подкомплекса являются перспективными на данной площади. Аптский НГК включает отложения викуловской свиты. Залежи нефти в пластах комплекса открыты в пределах Красноленинского свода на Красноленинском, Рогожниковском, Южно-Рогожниковском и других месторождениях. В пределах участка залежей нефти в отложениях комплекса не выявлено. В скважине №1 Тортасинской площади в результате испытаний пласта ВК1 получен приток воды дебитом 24.7 м3/сут. По результатам проведенных геологоразведочных работ, промыслово-геофизическим исследованиям и испытаний поисково-разведочных скважин на территории Тортасинского ЛУ залежи нефти установлены в пластах АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4 и ЮС10 (табл. 1.1-1.2). Пласт АС1 Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка, залежь выявлена скв. 2-П и 3-Р. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 24.0 м (скв. 1, 99) до 25.7 м (скв. 100), эффективные – от 5.3 м (скв. 1) до 13.1 м (скв. 3-Р), расчлененность – от 1 (скв. 3-Р) до 4 (скв. 99). Карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Пласт охарактеризован керном из скв. 2-П и 3-Р; по коллекторам 18 определениями пористости, 7 – проницаемости, 7 – водоудерживающей способности (всего определений 41, 26 и 26, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 29.1 м (51%), из эффективных – 10.5 м (47.3%). Испытано 5 объектов в 3 скв. (1, 2-П, 3-Р). В скв. 1 при испытании интервала 2070.0–2082.0 м (а.о. −1969.5–1981.5) получен приток пластовой воды дебитом 4.13 м3/сут., интервал по ГИС интерпретируется как водонасыщенный, керн из пласта не отбирался. В скв. 2-П нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2105.1–2113.1 м (а.о. −1941.5–1949.5). При испытании в колонне интервала 2103.0–2118.0 м (а.о. −1939.4–1954.4) получен приток нефти дебитом 2.94 м3/сут. Керн представлен переслаиванием аргиллитов и алевролитов с запахом УВ. Таблица 1.1 - Характеристики неоднородности продуктивных пластов Тортасинского месторождения по скважинам
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||