Документ Microsoft Word. Геология Яунлорского месторождения

• Название: Геология Яунлорского месторождения
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: Документ Microsoft Word.docx
• Тип: Документы; #498379
• страница: 2 из 4

Стратиграфия.

Геологический разрез Яунлорского месторождения сложен мощной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермо-триасового возраста.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами.

В кровле тюменской свиты (нижняя и средняя юра) залегает нефтеносный пласт ЮС₂, сложенный переслаиванием песчаников темно-серых плотных, тонко - и мелкозернистых, крепкосцементированных. Мощность тюменской свиты 260 м.

Васюганская, георгиевская и баженовская свиты составляют верхний отдел юрской системы.

В основании васюганской свиты залегают темные тонкоотмученные аргиллиты. Верхняя часть сложена чередованием темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС₁. Мощность свиты около 40 м.

Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Встречаются единичные прослои глинистого известняка.

Мощность свиты 2-7м.

Баженовская свита сложена темно-серыми, черными с коричневым оттенком битуминозными аргиллитами. В скважинах, вскрывших баженовскую свиту на Яунлорской площади, наблюдается отсутствие пород, характеризующихся высоким сопротивлением. Мощность баженовской свиты 10-15 м.

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками сортымской, усть-балыкской, сангопайской свитами.

В основании сортымской свиты залегает подачимовская пачка, представленная аргиллитами темно-серыми, слабо слюдистыми. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников и алевритов с аргеллитами.

Продуктивные отложения ачимовской толщи выявлены лишь на Пильтанской площади. Мощность толщи достигает 130 м.

Вышележащая толща пород сложена преимущественно глинистыми породами, с прослоями песчаников, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС₁₀, который перекрывается глинами чеускинской пачки. В толще этих глин на Яунлорском месторождении выделен нефтеносный пласт БС₁₀⁰, сложенный песчаниками серыми, мелкозернистыми с прослоями аргиллитов и алевролитов. Общая толщина свиты 480 м.

Усть-балыкская свитаобъединяющая песчаные пласты группы "Б", представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В кровле свиты залегает пимская глинистая пачка. Мощность свиты достигает 500 м. В разрезе сангопайской свиты, сложенной песчаниками, аргиллитами и алевроли тами, выделяется ряд песчаных пластов АС_4-12. Пласты АС₄, АС_7-8, AC₉ и АС₁₀ на Яунлорском месторождении промышленно нефтегазоносны.

Алымская свитазалегает в основании аптского яруса и сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными с тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Толщина алымской свиты доходит до 130 м.

Нижняя часть покурской свиты, относящаяся к апт-альбскому ярусам, представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов. В верхней части свиты, относящейся к сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Воды этих отложений используются для закачки в нефтяные пласты. Толщина свиты 850м.

Верхнемеловой отдел (сеноманский ярус, верхи покурской свиты) представлен чередованием песков, песчаников, алевролитов серых с глинами. Толщина отложений 221-266 м.

Кузнецовская свита, представленная темно-серыми глинами, приурочена к морским отложениям туронского яруса. Мощность свиты 11-29 м.

Березовская свита (коньякский, кампанский и сантонский ярусы) делится на две подсвиты: нижнюю - опоковидную и верхнюю - глинистую. Общая мощность отложений свиты 123-141 м.

Ганькинская свита (маастрихский и датский ярусы) в нижней части слагается глинами темно-серыми, почти черными, а в верхней части - глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Мощность отложений 43-64 м.

Палеогеновая система.

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Мощность свиты до 137м.

Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена темно-серыми и серыми глинами с гнездами глауконита. Мощность свиты 150-200 м.

Отложения тавдинской свиты (нижний олигоцен) представлены глинами зелеными, алевритистыми с прослоями глинистого сидерита. Мощность отложений 170 м.

Атлымская свита (низы олигоцена) представлена песками светло-серыми с прослоями и линзами бурого угля. Мощность свиты до 100 м.

Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена чередованием глин буровато-серых с песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми с прослоями бурых углей. Мощность до 80 м.

Туртасская свита (верхний олигоцен) сложена сильноглинистыми серыми алевролитами, толщиной около 40 м.

Четвертичная система представлена отложениями торфа, ила, озерно-аллювиальными лессовидными суглинками. Толщина отложений 35-40 м.

Тектоника.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы ЗапСибНИГНИ, И.И. Нестеров, 1990г, площадь работ расположена в центральной части структуры I порядка - Сургутского свода, которая на западе граничит с Верхнеляминской зоной прогибов, на юге - с Юганской мегавпадиной, на востоке - с Ярсомовским крупным прогибом. Северная граница свода контролируется Северо-Сургутской моноклиналью. По подошве мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Сургутский свод имеет субмеридианальное простирание, его размеры составляют 255x110 км, амплитуда - 275-300 метров в восточной и 375-400 метров в западной части. Непосредственно площадь работ находится в погруженной зоне, между осложняющими Сургутский свод структурами II порядка - Федоровским малым валом и Минчимкинским малым валом. Яунлорское месторождение приурочено к следующим куполовидным поднятиям III порядка: Северо-Минчимкинскому, Яунлорскому, Яунлорскому II, III, Вершинному, Пильтанскому. В структурном плане все поднятия имеют изометричные очертания. По отражающему горизонту Б это брахиантиклинальные складки субмеридианального простирания. Северо-Минчимкинская структура по горизонту Б оконтуривается сейсмоизогипсой 2560 м, Яунлорская - 2570 м, Вершинная - 2600 м. Более мелкие структуры Пильтанская, Яунлорская II, III оконтуриваются изогипсами 2520 и 2590 м.

Пильтанская структура имеет форму структурного носа, раскрывается в сторону Яунлорской стуктуры и оконтуривается с ней изогипсой 2630 м. Яунлорское локальное поднятие объединяется с Южно-Таяльянеким по изогипсе 2580 м.

Рисунок 5.

Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы.



Рисунок 6.

Структурная карта по кровле Баженовской свиты.



Характеристика нефтегазоносных пластов.

Яунлорское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, где геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности - начиная с отложений юрского возраста и кончая нижнемеловыми осадками, нефтяные залежи выявлены в горизонтах ЮС₂, БС₁₀, АС₁₀, АС₉, газонефтяные - в АС_7-8, газовая предполагается по материалам ГИС в пласте АС₄.

Залежь пласта ЮС₂. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 12 скважинах - 30р, 46р, 47р, 48р, 74р, 562, 754, 907, 13пл, 82пл, 2019р, 4405п.

В предыдущем отчете в пределах Яунлорской площади отложения тюменской свиты были вскрыты в 9 скважинах, испытаны в шести. На Пильтанской площади пласт ЮС₂ вскрыт двумя скважинами (13пл и 82пл). Промышленные притоки не получены. Несмотря на выделенные по ГИС нефтенасыщенные толщины, отложения пласта ЮС₂ были отнесены к бесперспективным.

После 1997 года дополнительно на юрские отложения была пробурена скважина 4405п. При испытании пласта в интервале 2729,5-2738,5 м (а. о. - 2648,9 - 2657,9 м) получен приток нефти дебитом 5 м³/сут при Н_{д -} 798 м. Скважина пробурена в пределах небольшого поднятия в южной части месторождения, которое выделяется по сейсмике.

При построении трехмерной модели по пласту ЮС₂ Яунлорского месторождения с учетом сейсмических данных и привлечением данных бурения скважин 754, 907, З0р, 2019р Дунаевского месторождения отмечены приподнятые участки, разделенные прогибами. Вскрыта зона замещения песчаников, вытянутая с севера на юго-запад. Наличие зоны отсутствия коллекторов подтверждается результатами испытания (в скважине 754 из пласта притока не получено). На Яунлорском месторождении нефтенасыщенные толщины в пласте ЮС₂ выделены по ГИС в семи скважинах. Они изменяются от 0,6 до 3,2 м. Пласт нефтенасыщен до подошвы. При испытании пласта ЮС₂ в этих скважинах промышленный приток нефти получен лишь в скважине 4405п. Нефтенасыщенная толщина в скважине составила 1,6 м. Таким образом в настоящее время промышленный интерес представляет только участок залежи в районе скв.4405п.

Пласты ачимовской толщи.

В пределах ачимовской толщи было выделено три объекта: БС₁₈, БС₁₉, и БС₂₀. Построение структурных планов, оконтуривание залежей и выделение эффективных и нефтенасыщенных толщин проводилось по пилотным стволам, испытания которых не проводились.

Промышленная нефтеносность пластов ачимовскои толщи была доказана опробованием и эксплуатацией горизонтальных и наклонно-направленных стволов.

Залежь пласта БС_20. Залежь пласта БС₂₀ вскрыта 16 скважинами на отметках - 2450-2480 м. Эффективная толщина колеблется от 8 до 28,8 м, нефтенасыщенная - от 3 (скв.8пл) до 22,8 м (скв. 208пл).

ВНК в залежи вскрыт в скважине 13пл на отметке - 2485,5м, самая низкая отметка подошвы нефти - 2488,6м (скв.85пл), а самая высокая отметка кровли воды - 2484,7м (скв.18пл). Таким образом, ВНК по залежи принят в среднем на отметке - 2487 м. Залежь пластово-сводовая, размеры - 9,0-3,4 км, высота залежи - 40 м.

Залежь пласта БС₁₉. Залежь пласта БС₁₉ вскрыта 16 скважинами на отметках - 2430-2460 м. Почти все скважины вскрыли нефтяную зону, за исключением скважины 43пл, в которой подошва нефти по ГИС отмечается на а. о - 2461,1 м, а кровля воды - на отметке - 2461,7 м. При испытании скважины из интервала а. о. - 2421,2-2454,9 получено 98 т/сут нефти и 5,5% воды. ВНК понижается с юга от - 2462 м на север до - 2471 м (самая низкая отметка нефтенасыщенного коллектора в скважине 13пл). Эффективные толщины изменяются от 3,4 м (скв. 2019р) до 16,8 м на юге залежи (скв.43пл), нефтенасыщенные - от 1,4 до 13,8 м. Залежь пластово - сводовая, размеры 9,5-3,5 км. Высота - от 27 до 42 м.

Залежи пласта БС_18. По пласту БС₁₈ выявлено две залежи. Залежь 1 вскрыта 8 скважинами на отметках - 2415-2436м. С севера границы залежи контролируются зоной неколлектора, вскрытой скважинами 2019р, 3пл, 13пл, 8пл, 10пл, 70р. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 (скв.22пл) до 7,4 м (скв.43пл). ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 43пл на отметке - 2442м. Залежь структурно - литологическая. Размеры залежи 5 х 2,5 км, высота - 42м. Залежь 2 вскрыта тремя скважинами на отметках - 2422,5-2433 м. В скважине 1424 нефть отмечается до - 2437,2, а с отметки - 2440,2 коллектор водонасыщен. В скважине 1428 коллектор нефтенасыщен до - 2438,6. Средняя отметка ВНК принята 2438,9 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 3,3х1,8км, высота 17м.

Залежи пласта БС₁₀°. На Северо-Минчимкинском поднятии в толще чеускинских глин выделяется пласт БС₁₀°, представленный небольшими песчаными линзами, вскрытыми в скважинах 17р, З0р, 267, 298, 323, 907. В скважинах 18р, 46р, 49р, 59р, 329, 568, 754, 832, 1149 пласт БС₁₀° представлен неколлектором. За время, прошедшее с предыдущего подсчета запасов, в пределах этих залежей бурение не велось. Структурные построения выполнены с учетом бурения скважин и сейсмических данных. Поэтому в целом местоположение залежей не изменилось. Параметры остались прежние.

Залежи пласта БС₁₀. Нефтеносность основного продуктивного пласта БС₁₀ приурочена к северо-западному, юго-восточному и юго-западному склону Яунлорского поднятия, а также к Пильтанскому и Вершинному поднятиям.

В предыдущих отчетах было выявлено четыре пластово-сводовые литологически экранированные залежи в пределах Яунлорского и Вершинного поднятий и одна пластово-сводовая залежь, в пределах нефтенасыщенная - от 3 (скв.8пл) до 22,8 м (скв. 208пл). Количество залежей и их местоположение остались без изменения.

Со времени предыдущего подсчета запасов в районе Пильтанского поднятия были пробурены скважины 3пл, 10пл-2, 8пл-3 (вскрыли водонасыщенный с кровли пласт, что подтвердило утвержденный контур нефтеносности) и 18пл-2 (вскрыла неколлектор, в результате чего уточнена зона отсутствия коллекторов в пределах залежи).

Следует отметить, что в связи со структурными построениями незначительно изменились границы залежей, их размеры, высота. Залежь 1 расположена в районе скважины 18р. Средняя отметка ВНК принята на а. о-2243 м. Размеры залежи 1,8 х 2,3 км, высота 8 м. Залежь 2 расположена в районе разведочных скважин 49, 47 и 55. При обосновании ВНК использованы результаты опробования и интерпретации материалов ГИС.

В скважине 49Р при опробовании интервала 2272-2312 (а. о. - 2190,2-2230,2) был получен приток нефти дебитом 17,4 м³/сут на 3-мм штуцере, по ГИС коллектор нефтенасыщен до а. о. - 2237,8 м. В скважине 572 подошва нефтенасыщенного коллектора по ГИС вскрыта на а. о. - 2226,1 м, кровля водонасыщенного - на а. о. - 2234,7 м. В скважине 503 по ГИС коллектор нефтенасыщен до а. о. - 2238,8 м, водонасыщен с а. о. - 2246,8 м. Средняя отметка ВНК залежи принята на а. о. - 2238 м. Размеры залежи 3,1 х 5,4 км, высота 40 м.

Залежь 3 расположена в районе разведочных скважин 52, 51, 906 и 920, средняя отметка ВНК соответствует раннее утвержденной в ГКЗ и принята на а. о. - 2297,6 м. Размеры залежи 6,0 х 8,0 км, высота 58,6 м.

Залежь 4 расположена в районе разведочных скважин 418 и 902. средняя отметка ВНК соответствует раннее утвержденной в ГКЗ и принята на а. о. - 2296,7 м. Размеры залежи 3,5 х 2,8 км, высота 20,7 м.

Залежь Пильтанского поднятия расположена в районе разведочных скважин 41, 42. Средняя отметка ВНК принята на а. о. - 2241 м. Размеры залежи 3,0 х 2,3 км, высота 10 м.

Залежи пласта АС₁₀. В песчаной фации пласт АС₁₀ развит почти по всей площади месторождения, замещаясь неколлекторами лишь на отдельных участках. Нефтенасыщенные коллекторы были выявлены только в сводовых частях Северо-Минчимкинского и Яунлорского поднятий, к которым были приурочены две залежи. При определении внешних границ залежей учитывались нефтенасыщенные толщины и результаты бурения скважин водоплавающей зоны. По периметру залежи оконтуриваются скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Залежь 1 расположена на Северо-Минчимкинском поднятии. Уточнились границы. В некоторых скважинах, пробуренных в пределах залежи 1, изменена граница между пластами АС₉ и АС_10. Нефтенасыщенные коллекторы, относящиеся ранее к пласту АС₁₀ перешли в пласт АС₉ и наоборот. Необходимость в пере-корреляции возникла в процессе построения трехмерной геологической модели, так как неоднозначность в выборе границы раздела между этими пластами приводила к неправильному соединению пропластков в объемной модели. Залежь пластово-сводовая, расположенная в пределах Яунлорского поднятия распалась на три участка. Размеры залежи 3,5 х 3,1 км, высота мо дели. Залежь пластово-сводовая, расположенная в пределах Яунлорского поднятия распалась на три участка. Размеры залежи 3,5 х 3,1 км, высота 13,9 м.

От основной залежи отпочковались две небольшие: на восточном крыле - залежь 3 и на юге - залежь 4.

Залежь 3 отделилась от залежи 2 небольшим прогибом, в пределах которого пробуренные скважины вскрыли водонасыщенный с кровли пласт. Залежь пластово-сводовая, размеры 0,8 х 0,8 км, высота 11 м. Залежь 4 на севере отделена от залежи 2 зоной отсутствия коллекторов, а на юге контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный коллектор. Залежь литологически экранированная, размеры 0,6 х 0,6 км, высота 12,3 м.

Залежь пласта АС₉. Песчаники пласта АС₉ развиты на всей площади, за исключением скв.150, где пласт представлен неколлектором.

Залежи нефти по пласту АС₉ были приурочены к сводам Яунлорского и Северо-Минчимкинского поднятий. Небольшая по величине залежь выделена в восточной части месторождения и две залежи - к западу от Северо-Минчимского поднятия.

Пласт разбурен полностью по эксплуатационной сетке. В настоящем отчете в результате структурных построений все залежи слились в единую с одним ВНК. Наблюдается наличие пяти водонасыщенных участков внутри залежи, вскрытых скважинами на низких отметках. При определении внешних границ залежи учитывались нефтенасыщенные толщины и результаты бурения скважин водоплавающей зоны. По периметру залежь оконтуривается скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Отметки водонасыщенного коллектора колеблются в широком диапазоне от - 1898 до - 1921 м. При определении средней отметки ВНК учитывались скважины, вскрывшие водонефтяной контакт, а также скважины с минимальной кривизной. Средняя отметка ВНК составила - 1903 м. Общая толщина пласта АС₉ изменяется от 15,4 м до 32,5 м. Эффективная толщина достигает 28,1 м, нефтенасыщенная - 17,6 м. Залежь пластово-сводовая, размеры ее 13,5 х 7,2 км, высота 35 м.

Залежь пласта АС_7-8. Крупная газонефтяная залежь пласта АС_7-8 приурочена к Северо-Минчимкинскому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности, имеет четыре газовые шапки. Общая толщина продуктивного пласта колеблется от 15 до 20 м. Пласт имеет довольно сложное строение. В целом разрез пласта можно разделить на три типа: на одних участках месторождения монолитный песчаный пласт АС₇ выделяется в кровельной части толщи, подошвенная часть представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов; на других песчаный пласт АС₈ развит в подошве толщи, а верхняя часть разреза состоит из переслаивания аргиллито-алевролитовых пород; на третьих - небольшие пропластки песчаников выделяются в кровле и подошве, а между ними частое чередование алевролитов, аргиллитов и песчаников. Залежь пласта АС_7-8 распространяется за пределы Яунлорского месторождения и объединяется без разрыва контура нефтеносности на западе - с Быстринским и на востоке - с Дунаевским месторождениями. Средняя отметка ВНК составила - 1903 м. Средняя отметка ГНК - 1873м. Залежь пластово-сводовая. Размеры ее 23,0 х 14,7 км, высота 62,0 м.

Пласт АС₄. Кровля коллектора по пласту АС₄ вскрыта на отметках от - 1768 до - 1825 м. Газонасыщенные песчаники пласта выделены по повторным замерам радиоактивного каротажа в сводовой части Яунлорского поднятия.

Кровля газонасыщенных коллекторов вскрыта на отметках от - 1768,5 до - 1815,7м. Эффективные толщины колеблются от 0,6 до 8,2 м, газонасыщенные достигают 4,8 м. ГВК непосредственно в коллекторе не вскрыт ни в одной скважине. В скважинах, пробуренных в газоводяной зоне самая низкая отметка подошвы газонасыщенного коллектора - 1811,9 м, самая высокая отметка водонасыщенного пропластка - 1792,7 м. Раздел между газом и водой изменяется в пределах 0,3 - 5,5 м. Газоводяной контакт в среднем определен на отметке - 1800 м.

Залежь пластово-сводовая, небольших размеров 3,5 х 2,0 км, высота 19 м.

Пласт АС_7-8. Коллекторские свойства пласта АС_7-8 изучены по разрезам 31 скважины, в т. ч. по двум охарактеризована газонасыщенная часть разреза и по 25 нефтенасыщенная. После подсчета запасов 1994 г. дополнительно изучен и обобщен керн по разрезу скважины 1346 и совместно обобщены данные по керну Пильтанской площади (скв.13ПЛ, 41 р, 70р, 71р, 75р, 82ПЛ).

Скважины по площади месторождения расположены неравномерно: не охарактеризована керном центральная и юго-восточная части месторождения, юго-западная часть охарактеризована только по водоносным скважинам (скв.51р, 52р 56р).

Общая изученная эффективная толщина составляет 134,4 м, на 1 метр которой приходится 2,7 определений К_п и 1,8 и 2 определения К_пр и К_вс, т.е. плотность анализов в пределах оптимальной.

Пористость пласта изменяется от 18,1% до 30,3% и в среднем по 367 определениям составляет 23,8%. По сравнению с подсчетом запасов (1994 г.) среднее значение несколько снизилось (было 24,1%), видимо за счет Пильтанских скважин, среднее значение пористости по которым составляет 23,3%. Большая часть пород пласта АС_{7-8 (}частость 79%) имеет пористость 22-28%, породы с пористостью более 28% встречаются в единичных случаях (частость 1,6%).

Пористость газонасыщенной части пласта в среднем равна 22,4% (возможно занижена, т.к. охарактеризована только по 25 образцам). По нефтенасыщенной и водонасыщенной частям средние значения К_п выше: 23,7% и 24,5% соответственно.

Фильтрационные свойства пласта варьируют в основном от 1,9*10^-3 мкм² до 154*10^-3 мкм² и лишь по 8 образцам (частость 3,6%) породы имеют проницаемость выше (до 978*10^-3 мкм²). В среднем по пласту проницаемость составляет 53*10^-3 мкм². В большинстве случаев породы пласта относятся к IV (К_пр 10-100*10^-3 мкм²) и V (К_пр 1-10*10^-3 мкм²) классам проницаемости (здесь и далее - классификация А.А. Ханина), их в пласте 53,6% и 35,7% соответственно.

Иногда встречаются и более проницаемые разности пород с К_пр выше 100*10^-3 мкм² - их 10,7 %, в т. ч. по разрезам двух скважин 139р и 307, встречены коллекторы с К_пр более 300*10^-3 мкм² (частость 2,6 %).

По газонасыщенной и нефтенасыщенной частям разреза проницаемость в среднем равна 30*10^-3 мкм² и 59*10^-3 мкм² соответственно, по водоносной части 33*10^-3 мкм².

Средние значения К_п по скважинам варьируют довольно широко: от 21,2%