Главная страница
Навигация по странице:

  • Краткие сведения о месторождении

  • Пласт АС

  • 6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении


    Скачать 477 Kb.
    Название1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении
    Дата18.10.2021
    Размер477 Kb.
    Формат файлаdoc
    Имя файла6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.doc
    ТипДокументы
    #250398
    страница1 из 6
      1   2   3   4   5   6

    group 5
    8



    1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

      1. 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 21.3С. В зимние месяцы наблюдаются минимальные значения температуры около -42С. 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

    № скв.

    Гранцы пласта, м

    Толщина, м

    Коэффициенты

    кровля

    подошва

    общая

    эффек-тивная

    нефтена-сыщенная

    по пласту

    по залежи

    песчан.

    расчлен.

    песчан.

    расчлен.

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    Пласт АС1

    1

    2059

    2083

    24.0

    5.3

     

    0.221

    2







    99

    2069.5

    2093.5

    24.0

    7.8

     

    0.325

    4







    100

    2047.7

    2073.4

    25.7

    7.2

     

    0.280

    3







    101

    2057

    2081.5

    24.5

    6.7

     

    0.273

    3







    2-П

    2092

    2117.1

    25.1

    6.1

    6.1

    0.243

    5







    3-Р

    2044.1

    2069.5

    25.4

    13.1

    7.0

    0.516

    7

    0.310

    2

    Пласт АС5

    2-П

    2314.9

    2335.6

    20.7

    5.6

    5.6

    0.271

    3

    0.271

    1

    Пласт АС7

    1

    2357.3

    2388.1

    30.8

    1.4

    1.4

    0.045

    1







    100

    2352

    2393.4

    41.4

    5.2

    5.2

    0.126

    2







    101

    2360

    2395.9

    35.9

    2.6

    2.6

    0.072

    2







    2-П

    2398.2

    2454.9

    56.5

    6.4

    6.4

    0.113

    4

    0.096

    1.8

    Пласт ЮС0

    1

    2792

    2812

    20.0

    5.3

    5.3

    0.265

    5







    99

    2797.9

    2817.9

    20.0

    4.2

    4.2

    0.210

    5







    100

    2778.5

    2797.7

    19.2

    5.5

    5.5

    0.286

    5







    101

    2782

    2803

    21.0

    8.1

    8.1

    0.386

    6







    2-П

    2803.3

    2823.5

    20.2

    6.3

    6.3

    0.312

    6







    3-Р

    2769.1

    2790.9

    21.8

    5.3

    5.3

    0.243

    3

    0.292

    5.4

    Пласт ЮС2

    1

    2833.6

    2860

    26.4

    8.0

    8.0

    0.303

    5







    99

    2839.7

    2862.5

    22.8

    10.1

    10.1

    0.443

    5







    100

    2818

    2841.5

    23.5

    9.2

    9.2

    0.391

    5







    101

    2827

    2853.3

    26.3

    7.3

    7.3

    0.278

    6







    2-П

    2843

    2870.3

    27.3

    17.6

    17.6

    0.645

    8







    3-Р

    2811.9

    2837.3

    25.4

    11.6

    11.6

    0.457

    9

    0.337

    3.8

    Пласт ЮС4

    2-П

    2889.2

    2926.3

    37.1

    27.6

    27.6

    0.744

    4

    0.744

    4

    Пласт ЮС10

    1

    3138.5

    3189.3

    57.2

    26.4




    0.462

    4







    99

    3116.4

    3181.1

    58.2

    22.1

     

    0.380

    9







    100

    3112.8

    3152

    39.2

    17.8

    1.8 

    0.454

    2







    2-П

    3146.9

    3188.8

    41.9

    21.4

    21.4

    0.511

    5







    3-Р

    3097.9

    3155

    50.2

    19.2




    0.382

    5

    0.466

    3.5
      1   2   3   4   5   6


    написать администратору сайта