6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении
 Скачать 477 Kb.
|
|
Пласт ЮС4 Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка, залежь выявлена скв. 2-П. Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 25.9 м (скв. 99) до 37.1 м (скв. 2-П). Коллектор вскрыт только в скв. 2-П, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина равны 27.6 м, расчлененность – 4. Зоны развития коллекторов и карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Пласт охарактеризован керном в скв. 2-П; по коллекторам 43 определениями пористости, 43 – проницаемости, 26 – водоудерживающей способности (всего определений 48, 48 и 27, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 31.3 м (84.4%), из эффективных – 21.8 м (79.0%). Испытано 8 объектов в 6 скв. (1, 2-П, 3-Р, 99, 100, 101), преимущественно в открытом пласте совместно с пластом ЮС2. В скв. 2-П нефтенасыщенные коллектора вскрыты в интервале 2889.8–2924.2 м (а.о. −2725.2–2759.6). При испытании в колонне в интервалах 2909.0–2914.0, 2914.0–2920.0 м (а.о. −2744.4–2749.4, −2749.4–2755.4) был получен приток нефти с ФБР дебитом 15.6 м3/сут. При испытании в колонне интервала 2889.0–2904.0 м (а.о. −2724.4–2739.4) был получен приток нефти дебитом 7.5 м3/сут. Керн, отобранный из пласта, представлен песчаниками нефтенасыщенными. В остальных скважинах интервал пласта ЮС4 заглинизирован. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная размером 5х4.2 км. . ВНК принят горизонтальным по последнему нефтенасыщенному пропластку скв. 2-П на а.о. −2760.0 м. По результатам интерпретации ГИС скважины 2-П средний коэффициент пористости принят 0.13, средний коэффициент нефтенасыщенности – 0.52. Пласт ЮС10 Пласт ЮС10 развит на всей территории Тортасинского участка, за исключением небольших зон в северной и юго-западной частях, где он выклинивается на выступ доюрского фундамента. Пласт вскрыт 5 скважинами (1, 2-П, 3-Р, 99, 100), скв. 101 добурена до подошвы пласта ЮС4. Залежь выявлена скв. 2-П и 100. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 39.2 м (скв. 100) до 58.4 м (скв. 99), эффективные – от 17.8 м (скв. 100) до 26.4 м (скв. 1), расчлененность – от 5 (скв. 2-П и 3-Р) до 11 (скв. 99). Карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Пласт охарактеризован керном из 5 скважин (1, 2-П, 3-Р, 99, 100); по коллекторам 69 определениями пористости, 52 – проницаемости, 52 – водоудерживающей способности (всего определений 86, 66 и 66, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 113.6 м (32.3%), из эффективных – 48.0 м (44.9%). Испытано 4 объекта в 3 скв. (1, 2-П, 3-Р). В скв. 1 при испытании в открытом стволе интервала 3164.0–3278.0 м (а.о. −3063.5–3177.5) притока не получено, интервал пласта 3151.4–3189.3 м (а.о. −3050.9–3088.8) по данным ГИС интерпретируется как водонасыщенный, керн представлен песчаниками без признаков УВ. В скв. 2-П при испытании серии интервалов от 3154.0 м (а.о. −2989.3) до 3220.0 м (а.о. −3055.3) был получен приток нефти с ФБР дебитом 6.6 м3/сут. При повторном испытании серии интервалов от 3072.0 м (а.о. −2907.3) до 3177.0 м (а.о. −3012.3) был получен приток нефти с ФБР дебитом 3.7 м3/сут. По данным ГИС отложения пласта в интервале 3153.9-3184.3 м (а.о. −2989.1–3019.5) интерпретируются как нефтенасыщенные. Керн представлен песчаниками и гравелитами со слабым запахом УВ. В скв. 3-Р испытан интервал 3075.0–3146.0 м (а.о. −2968.6–3039.6), получен приток ФБР дебитом 17.6 м3/сут. По данным ГИС интервал пласта 3108.5–3140.6 м (а.о. −3002.1–3034.2) интерпретируется как водонасыщенный, керн представлен песчаниками и аргиллитами без признаков УВ (находится на стадии лабораторных исследований). В скв. 99 пласт интерпретируется как водонасыщенный, интервал залегания коллектора 3122.7–3179.9 м (а.о. −3023.7–3080.9), керн представлен песчаниками без признаков УВ. В скв. 100 пласт не испытывался, коллектора вскрыты в интервале 3114.5–3146.5 м (а.о. −3013.9–3045.9). По данным ГИС верхняя часть пласта нефтенасыщена, керн представлен песчаниками со слоями конгломератов с признаками нефтенасыщения в верхних слоях. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная размером 6,8х6.3 км . ВНК принят по подошве последнего нефтеносного пропластка по скв. 2-П на а.о. −3006.2 м. В скв. 3-Р кровля пласта находится гисометрически выше принятого уровня ВНК, по данным ГИС пласт насыщен водой. Учитывая, что скв. 3-Р находится в сильно дислоцированной зоне, предположительно она экранирована от залежи разломом. По результатам интерпретации ГИС скважин 2-П и 100 средний коэффициент пористости принят 0.14, средний коэффициент нефтенасыщенности – 0.51. Пласт АС1 2104.0 – 2122.3 м, петрографические исследования проводились на 13 образцах. Вскрытые отложения представлены неравномерным линзовидно-волнистым переслаиванием аргиллита и алевролита, с отдельными прослоями песчаника. Алевролит от серого до серого с буроватым оттенком, в отдельных прослоях и линзах с запахом УВ, от разно-мелкозернистого до разно-крупнозернистого, плотный, крепкий, от глинистого до в разной степени карбонатного, прослоями до алеврито-глинисто-карбонатной породы. Слоистость полого-волнистая до косо-волнистой разнонаправленной, подчеркнутой намывами слюдисто-глинистого и углисто-глинистого материала, часто нарушенная следами деятельности донных животных. По данным петрографических исследований структура в алевролитах алевритовая и пелито-алевритовая, текстура часто линзовидно-слоистая, подчеркнутая линзами и слойками аргиллита, реже отмечается ориентированная микрослоистость (обр.22) за счет ориентированного расположения мелкого углистого материала и чешуек слюды. Обломочный материал отсортирован неплохо, зерна в основном, полуугловатые и полуокатанные, размером 0.01-0.08 мм реже до 0.15 мм, с преобладающим – 0.01-0.04мм, прослоями 0.045-0.06 мм (обр.15), примесь крупно-среднезернистой алевритовой фракции в разно-мелкозернистых разностях составляет 5-15%. По соотношению породообразующих минералов алевролиты относятся к аркозам: зерен кварца чуть больше полевых шпатов, количество обломков пород не превышает 10%, слюды 1-3%. Зерна кварца чаще прозрачные с включениями пылеватых частиц, с равномерным и волнистым погасанием. Полевые шпаты представлены плагиоклазами и калишпатами, в разной степени пелитизированные и в значительной степени карбонатизированные; среди обломков отмечаются эффузивы, реже кремнистые, глинистые. Цементирующий материал глинисто-карбонатный и карбонатно-глинистый, составляет 5-10% (в карбонатно-глинистых разностях), 10-20% (в глинисто-карбонатных). Цемент по типу пленочно-поровый; пленки развиты не повсеместно, тонкие, прерывистые хлорит-гидрослюдистого состава; в порах преобладает карбонат (кальцит, сидерит), есть хлорит-гидрослюдистый материал, в отдельных порах каолинит. Аутигенные минералы представлены мелкокристаллическим кальцитом (от 3-8% до 30-35%, замещающим обломки и в роли цемента; пелитоморфным сидеритом (пятна и как вторичный в глинистых намывах); пирит - редкие глобули, лейкоксен- отдельные примазки, мелкие пятна. Из акцессорных минералов отмечаются титансодержащие. Аргиллит темно-серый, с разным содержанием алевритового материала (чаще алевритистый), участками до тонкоотмученного, плотный, крепкий, постоянно с мелкими линзочками и слойками алевролита, подчеркивающими линзовидно-волнистую горизонтальную и полого-волнистую слоистость, с многочисленными следами роющих организмов, выполненных как глинистым так и алевритовым материалом. Основная масса в аргиллите буроватого цвета беспорядочно-чешуйчатая (для алевритистых разностей) и слабо оптически ориентированная (для тонкоотмученных), по данным рентгенофазового анализа (обр.25, 34) представлена хлоритом (31-45%), гирослюдой (16-28%), каолинитом (17-39%), ССО (10%), с постоянной примесью пелитоморфного сидерита. Обломочный материал (10-15%, реже 10-30%) разно-мелкозернистой алевритовой размерности, средней степени отсортированности полевошпат-кварцевого состава. Постоянно отмечается углистая растительная органика обычно бесструктурная, в разной степени углефицированная, в виде кусочков и удлиненных обрывков ориентированных по наслоению. Керновый материал пластов АС5-7 и ЮС0 находится на стадии лабораторных исследований. Пласт ЮС2 2844.7 – 2863.3 м, петрографические исследования проведены по 9-ти образцам. По данным послойного описания керна отложения пласта ЮС2 представлены песчаником с редкими прослоями аргиллита. Песчаник серый с буроватым оттенком, мелкозернистый, плотный, крепкий, от глинистого до в разной степени карбонатного, прослоями до глинисто-карбонатной породы (обр.190), в основном, с запахом УВ (с неравномерным нефтенасыщением).Слоистость в песчаниках разнообразная: неравномерная тонко-горизонтальная, линзовидно-волнистая, полого-волнистая, подчеркнута глинистыми и тончайшими углисто-глинистыми намывами. Отмечаются уплощенные глинистые обломки (в подошве пласта), конкреционные образования пирита и пелитоморфного сидерита. Аргиллиттемно-серый с буроватым оттенком, с неровным изломом, с редкими линзочками карбонатного песчаника, с редкими норочками илоедов, выполненными песчаным материалом. По данным петрографических исследований структура в песчаниках алевро-псаммитовая, текстура слоистая, подчеркнутая параллельно ориентированными намывами сидерита и обугленной растительной органики. Сортировка обломочного материала средняя, иногда ближе к плохой, форма зерен полуокатанная, полуугловатая, реже угловатая. Зерна размером 0.02-0.35 мм, преобладающим - 0.12-0.24 мм. Примесь алевритовой фракции отмечается постоянно от 5-10% до 15-20%, среднезернистая песчаная фракция – от единичных зерен до 20-25%, редко 30% (обр.205). По соотношению породообразующих минералов (классификационная диаграмма Шутова В.Д.) песчаники относятся к полимиктовым, сложены кварцем 30-35%, полевыми шпатами -35%, до 40% (обр.200), обломками пород - от 25% с небольшим увеличением вниз по разрезу до 30%, слюдой 1-3%, в отдельных прослоях (обр.198) до 10%. Зерна кварца прозрачные, реже с пылеватыми включениями, с равномерным и волнистым угасанием; отдельные зерна кварца с регенерационными каемками, редкие катаклазированные, есть с шиповидными наростами гидрослюды. Полевые шпаты представлены калиевыми разностями и плагиоклазами, в разной степени измененные, чаще средней и сильной (пелитизация, серицитизация, карбонатизация, иногда следы выщелачивания). Обломки пород разные по составу: эффузивы, кремнистые, слюдисто-кремнистые, осадочные, редко кварцевые и сланцы; нередко частично карбонатизированные. Слюда – биотит, реже мусковит (часто сидеритизированный, гидратизированный). Цементирующий материал по составу глинистый, постоянно с примесью сидерита и глинисто-карбонатный, составляет 10-15%, по типу цементации – пленочно-поровый, в основном неравномерный. Пленки развиты широко, прерывистые, хлорит-гидрослюдистые. Глинистые минералы представлены хлорит-гидрослюдой, меньше каолинитом. Карбонатные минералы - сидерит, кальцит. Вниз по разрезу отмечаются изменения в соотношении состава цемента: в основном преобладает хлорит-гидрослюда постоянно с примесью пелитоморфного сидерита, в отдельных порах каолинит в разной стадии раскристаллизации (крупночешуйчатый с серицитом и плохо раскристаллизованный, иногда окрашенный тонкодисперсным органическим веществом), реже карбонат. С глубины 2851.83 м (обр.205,207) содержание кальцита преобладает над сидеритом. По результатам рентгенофазового анализа (обр.198, 207) глинистая составляющая представлена: К-0-5%, Х-9-15%, Г-53-61%, ССО-25-32%. Комплекс аутигенных минералов: сидерит (5-8% до 15%) пелитоморфный и мелкокристаллический, кальцит (1-4%, в карбонатных разностях до 10-15%), пирит, лейкоксен. Акцессорные минералы – редкие зерна титансодержащих, циркона, эпидота. Пласт ЮС4 2893.0-2911.0 м, петрографические исследования проведены по 6-ти образцам. Отложения пласта ЮС4 сложены песчаником серым мелкозернистым, с запахом УВ, плотным, слабо карбонатным довольно однородным, с включениями (первые 2 метра) уплощенных обломков глинистого состава, ориентированных по наслоению, подчеркивающих горизонтальную и слабо наклонную слоистость. По результатам петрографических исследований (4 образца) песчаник со слоистой текстурой, подчеркнутой параллельно ориентированным расположением намывов сидерита и углистой органики, участками линзовидно-слоистой за счет глинистых линзочек. В песчанике обломочный материал размером 0.01-0.26 мм, редко 0.3 мм, преобладающим – 0.1-0.20 мм, с постоянной примесью алевритовой фракции (от 5% до 15-20%, участками до 30%). По соотношению породообразующих минералов, по составу обломков и характеру вторичных изменений песчаник аналогичен таковому в пластах (ЮС2, ЮС3), некоторые отличия отмечаются во вторичных изменениях по кварцу по сравнению с песчаниками пласта ЮС3. Цементирующий материал, в основном, глинистый с постоянной примесью сидерита (8-10%), редко (прослоями) глинисто-карбонатный -12-15%. Тип цементации пленочно-поровый, по составу хлорит-гидрослюдистый, реже каолинитовый, в отдельных порах роль цемента выполняет сидерит, участками до преобладания (обр.261). Из аутигенных отмечается сидерит (от 3-8% до 10-15%), реже кальцит, пирит, лейкоксен; из акцессорных - сфен, циркон (единичные зерна). Пласт ЮС10 3163.0-3190.0 м, петрографические исследования проводились на 10 образцах. По данным послойного описания керна отложения пласта ЮС10 представлены песчаником, нередко с включениями гравийного материала, с неравномерными слойками и линзочками аргиллита, без признаков УВ. Песчаниксерый, в основном, мелко-среднезернистый до разно-среднезернистого, прослоями с примесью мелко-гравийного материала, плотный крепкий, чаще с глинисто-карбонатным цементом, с горизонтальной и полого-волнистой слоистостью за счет глинисто-углистых намывов. Аргиллит(в прослоях) темно-серый, иногда со слабым буроватым оттенком, тонкоотмученный до алевритистого, с полураковистым, реже неровным изломом, в основном, углефицированный. По данным петрографических исследований структура в песчаниках псаммитовая, текстура беспорядочная. Обломочный материал, в основном, средней отсортированности, сложен полуокатанными и полуугловатыми зернами размером 0.02-0.85 мм, преобладающим 0.16-0.40мм, вниз по разрезу с увеличением преобладающего размера 0.30-0.48 мм до 0.68 мм (обр.462). Примесь среднезернистой песчаной фракции в ср/м/з разностях составляет 20-35%, примесь мелкозернистой фракции в м/ср/з разностях – 20-25%, вниз по разрезу количество мелкозернистой фракции уменьшается до 10-20%, крупнозернистая песчаная фракция составляет от единичных зерен до 10-20%. По соотношению породообразующих минералов песчаники полимиктовые, с содержанием кварца 35-40%, полевых шпатов 25-30%, обломков пород 30-35%, слюды менее 1%. По данным петрографических исследований постседиментационные изменения минералов аналогичны таковым в выше исследованных юрских отложениях, меняется состав обломков пород: преобладают эффузивы, кремнистые, осадочные, есть слюдисто-кремнистые, гранитоиды. Цементирующий материал, в основном, карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный, неравномерный, пленочно-порового типа, составляет до 15-20%, реже 8-12%. Пленки, в основном, тонкие прерывистые, хлорит -гидрослюдистые, нередко большая часть зерен оторочена мелкокристаллическим сидеритом. В цементе карбонат (сидерит, кальцит) и глинистый материал в разных соотношениях. Глинистые минералы с явным преобладанием каолинита в разной степени раскристаллизованным, прослоями до крупночешуйчатого с серицитом (обр.425, 426). По результатам рентгенофазового анализа (обр.426) глинистая составляющая представлена: К-86%, Х-2%, Г-9%, ССО-3%. Аутигенные минералы: карбонат - сидерит (мелкокристаллический и пелитоморфный) чаще в виде оторочек и в межзерновом пространстве, кальцит в разных взаимных количественных соотношениях; редко лейкоксен, пирит. Акцессорные эпидот, циркон, сфен - единичные зерна; титанистые. Углистая растительная органика в виде редких кусочков и обрывков. Пласт АС1 Керном пласт охарактеризован в районе скважины 2-П. По результатам определения ФЕС на керновом материале, среднее значение проницаемости оценивается на уровне 5.2 мД, пористости 14.5 %. По ГИС коллектор выделен только в районе скважины 2-П, среднее значение проницаемости составляет 2.5 мД, пористости 13.9 %. По результатам интерпретации ГДИС в скважине 2-П, фазовая проницаемость по нефти составила 0.27. Пласт АС5 Керном пласт не охарактеризован. Нефтенасыщенные коллектора выделены только в районе скважины 2-П по результатам интерпретации геофизических исследований. На основании РИГИС проницаемость пласта 2.5 мД, пористость 13.9%, нефтенасыщенность 34.8 %. Интерпретация ГДИС в скважине 2-П не проводилась, ввиду отсутствия качественно проведенного исследования. Пласт АС7 Керн из пласта отбирался только в скважине 101. Среднее значение, по результатам лабораторных исследований кернового материала, проницаемости составляет 0.9 мД, пористости 14.8 %, водоудерживающей способности 94.4 %. Так как всего определение ФЕС на одном образце, результаты не являются информативными. Результаты РИГИС: проницаемость 3.8 мД, пористость 14.5 %, Кнн – 55.7 %. Скважина 1 вскрыла область с наулучшими ФЕС, о чем свидетельствуют результаты интерпретации геофизических исследований (среднее значение проницаемости 6.1 мД) и гидродинамических исследований (проницаемость на уровне 10.7 мД). Проницаемость в скважинах 2-П и 100 по результатам РИГИС оценивается, соответственно, 4.9 мД и 5.1 мД, пористость 14.5 % и 15.1%, нефтенасыщенность – 52% и 36.4 %. Пласт ЮС0 Так как стандартный комплекс геофизических исследований не дает корректной оценки свойств Баженовских отложений, фильтрационно-емкостные свойства приняты условно: пористость – 8%, насыщение нефтью – 85%. По результатам ГДИС проницаемость в районе скважин 1 и 99 оценивается на уровне 6 мД, вероятнее всего, в данном случае это проницаемость системы трещин. В скважине 101 по результатам интерпретации ГДИ проницаемость оценивается на уровне 1 мД. Пласт ЮС2 Пласт ЮС2 распространен по всей площади Тортасинского месторождения и вскрыт всеми скважинами. На данном этапе пласт является наиболее изученным: из всех скважин отобран керн, в большинстве проведены гидродинамические исследования. Скважина 1 вскрыла зону с наилучшими ФЕС: проницаемость по ГИС и ГДИС оценивается на уровне 5 мД. В среднем по пласту по результатам интерпретации геофизических исследований, проницаемость составила 2.2 мД, пористость 10.6 %, нефтенасыщенность – 45.7 %. Средние значения ФЕС по результатам исследования керна: проницаемость – 0.8 мД, пористость – 13.5 %, водоудерживающая способность – 81.6 %. Пласт ЮС4 Коллектор в пласте ЮС4 вскрыт только скважиной 2-П. Керн отбирался только в этой скважине, среднее значение проницаемости 0.1 мД, пористости 12.7 %, Квс – 82.9 %. По РИГИС – средняя проницаемость в районе 1.1 мД, пористость 13.4 %, Кнн – 51.7 %. Проницаемость, оцененная при интерпретации ГДИ, находится на уровне 0.1 мД. Пласт ЮС10 Фазовая проницаемость по нефти в районе скважины 2-П составила 0.22 мД по результатам интерпретации гидродинамических исследований. Данные хорошо согласуются с результатами обработки геофизических исследований: средняя проницаемость 0.2 мД, значение по керну несколько превышает предыдущие значения и составляет 1 мД. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Тортасинского месторождения изучались по поверхностным и глубинным пробам из скважин 1, 2-П, 99, 101, исследованным в ОАО «Тюменская центральная лаборатория», с привлечением результатов исследований флюидов по пластам-аналогам. Принятые подсчетные параметры нефти продуктивных пластов представлены в таблице 1.4. Таблица 1.4 - Принятые свойства нефти
|