2.2 Тектоника
В соответствии со схемой тектонического районирования мезо- кайнозойского платформенного чехла центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана. Л месторождение приурочено к Л локальному поднятию (л.п.) - структуре третьего порядка, расположенной в северо-западной части Пудинского мегавала- положительной структуры первого порядка (рисунок 2.2.1). В гравитационном поле Пудинскому мегавалу соответствует значительная по величине отрицательная аномалия силы тяжести.
Мегавал имеет северо-западное простирание и осложнен серией куполовидных поднятий (КП) второго порядка (Л, Пудинское, Горелоярское КП, Останкинский вал и др.).[3]
18
Рисунок 2.2.1 - Выкопировка из тектонической карты мезо-кайнозойского платформенного чехла центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана (масштаб
1:1000000) Условные обозначения: 1 - открытые месторождения; 2 - границы тектонических элементов I порядка; 3 - границы тектонических элементов II порядка; 4 - тектонические нарушения; 5 - своды, мегавалы; 6 - прогибы, днища; 7 - мегаседловины, седловины; 8 - террасы, моноклинали; 9 – валы
Рисунок 2.2.2 - Схема морфологии аномального и гравитационного полей (Масштаб 1:500 000)
19
На северо-западе от
Пудинского мегавала расположен
Средневасюганский мегавал, их соединяет Шингинская седловина. Северо- западное крыло Пудинского мегавала плавно погружается, образуя моноклиналь. Юго-западнее Пудинского и Средневасюганского мегавалов расположена Нюрольская впадина, отделяющая их от Каймысовского свода.
Северо-восточнее Пудинского мегавала находится Парабельский мегавал и
Соболиный прогиб. Л месторождение приурочено к одноименному КП, расположенному на северо-западной переклинали Пудинского мегавала.
Сейсмогеологическая характеристика разреза площади изучена по данным сейсмокаротажа скв.152, 154, 170, а также по результатам региональных и детальных работ МОГТ, проведенных на Л площади и сопредельной территории. Наиболее выдержанная отражающая граница приурочена к длительному перерыву в осадконакоплении, сопоставляется с кровлей промежуточного комплекса (доюрского основания плиты) и индексируется как отражающий горизонт Ф2. В толще осадочных мезозойских отложений прослеживаются волны ОГ: I - кровля тюменской свиты, 11а - подошва баженовской свиты, III (кашайская свита), IV (кузнецовская свита), V (талицкая свита). При этом наиболее выдержаны горизонты, связанные с периодами трансгрессии моря. Основные отражающие горизонты продуктивной части разреза,
приуроченной к средне верхнеюрским отложениям, следующие: Ф2 - кровля доюрских отложений - маркирующий; I - средняя часть тюменской свиты - маркирующий; I - верхняя часть тюменской свиты - условный; II - подошва баженовской или кровля георгиевской свиты - маркирующий.
Тектоническое строение Л площади изучено по отражающим горизонтам Ф2,
На и по ряду других ОГ в осадочном чехле. Структурные карты по ОГ Ф2 и по
ОГ II, составленные ТП 4/91-92. Поверхность отражающего горизонта Ф2 имеет дифференцированный блоковый характер рельефа. В пределах рассматриваемой территории выделяется поднятие, оконтуренное изогипсой -
2540 м, размеры его составляют 27,6х15-28,2 км, амплитуда 200 м. Поднятие
20 имеет изометрическую форму, слегка вытянутую в северо-западном направлении. С юго - востока на северо-запад восточнее центральной линии через поднятие проходит прогиб глубиной до отметки -2460 м, который делит его на западную и восточную структуры, оконтуренные изогипсой -2440 м, вытянутые в северо-западном направлении и осложненные структурными формами более низкого порядка и тектоническими нарушениями. В пределах западной части наиболее высокое залегание пород доюрского комплекса (2360-
2340 м) отмечается на севере структуры в районе скважин 180, 151 и южнее - в районе скв.168. На юго-западе в районе скв.182 выделяется еще структура более низкого порядка, вытянутая в северо-западном направлении, оконтуренная изогипсой -2420 м, высотой 20 - 40 м. Южный и западный склоны поднятия осложнены мелкими малоамплитудными формами, преимущественно северо-западного простирания и тектоническими нарушениями. Северный склон моноклинально погружается в сторону прогиба.
Восточная часть Л поднятия имеет валообразную форму северо-западного простирания. Южная часть ее представляет собой восточную структуру собственно Л поднятия. Она наиболее выражена в рельефе, оконтурена изогипсой -2440 м, осложнена небольшими неправильными структурными формами. Наиболее высокое залегание доюрских пород с абсолютными отметками -2340 2360 м отмечается в районе скв.158-166. Южный склон ее довольно крутой,
осложнен структурными носами, на востоке наблюдается не равномерное Северная часть валообразной зоны выделена под названием С-Л структура. Осевая часть ее осложнена малоамплитудными вершинами, в пределах которых не превышают -2420 м. Западный склон С-Л структуры контролируется тектоническими нарушениями, северный слон моноклинально погружается на север, восточный склон пологий, осложнен малоамптудными структурными формами различных размеров.
21
2.3 Геолого-физическая характеристика пластов Условия формирования отложений пласта Ю
1 3
отразились и в характере изменения его коллекторских свойств, как по площади, так и по разрезу.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов верхней и нижней частей пласта значительно отличаются друг от друга, особенно это отличие наблюдается в фильтрационных свойствах песчаников. По разрезу в целом для пласта наблюдается улучшение коллекторских свойств снизу вверх от
0,13 до 0,21 для пористости и от 5 до 70 х10
-3
мкм
2
для проницаемости. По площади емкостные характеристики колеблются в пределах 0,16-0,18. При этом несколько преобладают значения К
п
=0,17-0,18. На таком фоне выделяются небольшие участки с К
п меньше 0,16 и больше 0,18, в распространенных - равномерно по всей площади.
Фильтрационные свойства пласта Ю
1 3
изучены по данным лабораторных исследований керна, геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин.[2]
Лучшими фильтрационными свойствами характеризуется восточная часть площади распространения пласта. Здесь преобладают значения К
пр от
10 х10
-3
мкм
3
до 33.2 х10
-3
мкм
2
(скв.852). Коллектора с проницаемостью менее 10 х10
-3
мкм
2
выделены в этой части площади в районе скв. 645, 648,
1157, 744, 793 .
Западная и центральная части площади распространения пласта характеризуются более низкими фильтрационными свойствами. Примерно в равных долях представлены участки со значениями К
пр от 3,6 х10
-
3
мкм
2
(скв.1202) до 10 х10
-3
мкм
2
и от 10 до 20 х10
-3 мкм
2
. Значения К
пр более
20 х10
-3 мкм
2
отмечаются на небольших локальных участках, более 30 х10
-
3
мкм
2
- в скв.657 .
Гидродинамические исследования по пласту проведены в 61 скважине в процессе эксплуатации месторождения.
Среднее значение коэффициента проницаемости, полученное в результате исследований – 6,7 х10
-3
мкм
2
, что
22 ниже значений К
пр
, полученных по керну и геологическому исследованию скважин (ГИС). Это связано с естественным ухудшением параметра в процессе разработки месторождения.
Пласт Ю
1 4
на изучаемой площади четко разделяется на восточный и западный купола. Восточный - характеризуется несколько пониженными значениями эффективных, а также газо- и нефтенасыщенных толщин по сравнению с западным и в целом по пласту. Эффективная толщина пласта колеблется в широком диапазоне от 0,8 до 21,2 м.
Пласт неоднородный,
количество песчаных прослоев, выделяемых в разрезе, изменяется от 1 до 9 при интервале изменения толщин от 0,4 до 6,8 м.
По своим емкостным и фильтрационным свойствам западный и восточный купола мало отличаются друг от друга. На обоих куполах значения коэффициента пористости колеблются, в основном, в пределах 0,16-
0,18. На западном куполе преобладают участки с пористостью выше 0,17, а на восточном участке со значениями К
п
> 17 занимают около 50% площади и выделяются в северной части (район скв.538), в центральной части (район скв.1138) и на юге в районе скв.738, 761. Остальная часть восточного купола характеризуется более низкой пористостью.
Хорошими фильтрационными свойствами характеризуется большая часть западного купола, где К
пр
>15 х10
-3
мкм
2
, ухудшение их наблюдается в его восточной части, здесь К
пр изменяется от 5 до 10 х10
-3
мкм
2
. Низкими фильтрационными свойствами с К
пр
<5 х10
-3
мкм
2
обладают небольшие участки в районе скважин 653, 728, 868. На восточном куполе выделяются три участка (на юге, в центральной части район скв.1138, на северо-западе в районе скв.538) с хорошими фильтрационными свойствами К
пр
>15 х10 3
мкм
2
, обширный участок в центральной части с
К
пр меньше
15 х10 3
мкм
2
и небольшая зона, простирающаяся с запада на восток с низкими фильтрационными свойствами (скв.665 -2 х10
-3
мкм
2
, скв.698 - 3,1 х10 3
мкм
2
,
23 скв.699 - 4.7 х10 3
мкм
2
) .В целом по пласту Ю
1 4
ФЕС коллекторов изменяются в широких пределах.
Анализируя корреляционные связи между пористостью (К
п
), проницаемостью (К
пр
) и остаточной водонасыщенностью (К
в
) пласта
Ю
1 3
видно, что коэффициенты корреляции по всем парным выборкам очень высоки и отличаются на незначительную величину, что позволяет сделать вывод об однородном составе песчаников этого объекта.
Коэффициенты корреляции между основными параметрами К
п и
Кпр по пласту Ю
1 4 несколько ниже, чем по пласту Ю
1 3
.Это говорит о том, что в разрезе скв.180 пласта Ю
1 4
более неоднороден, чем пласт Ю
1 3
С целью выяснения характера распространения пористости и проницаемости по всей выборке значений были построены кривые их распределения и посчитаны средние значения, стандартное отклонение для пластов Ю
1 3
и Ю
1 4
. Кривые распределения по К
п имеют сходную картину, но отличаются только значениями максимумов: для Ю
1 3
- 14.8%, для Ю
1 4
-
18.4%. При этом хорошо видно, что лучшими емкостными свойствами обладает пласт Ю
1 4
. Более дифференцированные кривые распределения проницаемости, причем более неоднороден пласт Ю
1 4
, но у пласта Ю
1 3
более низкие фильтрационные свойства.[3]
Горизонт Ю
2
, к которому приурочена нефтяная залежь с газовой шапкой, вскрыт не повсеместно и на большей части он водонасыщен.
Эффективная мощность его колеблется в очень большом диапазоне от 0,6 м
(скв.157) до 34,8 м (скв.1157). Максимальные мощности отмечены в газонасыщенной части пласта и приурочены к сводовой части структуры.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,8 до
17,1 м. Пласт неоднородный, среднее значение К
р по пласту равно 5,6 при коэффициенте песчанистости - 0,5. Более однородный пласт в нефтяной зоне, здесь коэффициент песчанистости достигает 0,68, при К
р
=3,6.
24
2.4 Нефтегазоносность продуктивных пластов
Результаты бурения, геофизических исследований и опробования разведочных и эксплуатируемых скважин позволили установить на Л месторождении промышленную нефтеносность пластов коллекторов васюганской и тюменской свит верхней юры. В разведочных скважинах рабочие дебиты свободного газа на 12,5мм диафрагме составляли от 59,3 до
351тыс. м
3
/сут при депрессиях на пласт 3,03 - 18,98 МПа. При опробовании газовой шапки залежи вместе с газом из скважин поступало значительное количество конденсата (конденсатный фактор измерялся от 138,2 до 278,8 см
3
/м
3
).
При испытании нефтяных оторочек юрских продуктивных пластов в разведочных скважинах были получены фонтанные притоки нефти с дебитами от 10,6 до 106,8 м
3
/сут. при депрессиях на пласт, изменившихся от
5,54 до 19,68 МПа. Таким образом, по результатам опробования разведочных скважин в 1972г. ГКЗ утвердила запасы Л месторождения как газоконденсатного с нефтяной оторочкой промышленного значения. При этом запасы нефти, конденсата, свободного и растворенного газа подсчитывались для единого объекта, который объединял пласты и прослои песчаников и алевролитов васюганской и тюменской свит и индексировался как горизонт Ю
1-3
На сегодняшний день материалы бурения и испытания почти четырехсот эксплуатируемых скважин, результаты корреляции их разрезов по диаграммам ГИС, данные разработки залежей позволяют выделить в разрезе васюганской свиты пласты в составе горизонта Ю
1
, индексируемые сверху вниз как Ю
10
, Ю
11
, Ю
12
, Ю
13
, Ю
14
. В разрезе тюменской свиты выделяют горизонт Ю
2
Таким образом, в разрезе продуктивных юрских отложений Л месторождения, выделяются шесть самостоятельных горизонтов подсчета, которыми являются продуктивные песчано-алевритовые пласты, разделенные
25 глинистыми перемычками. Каждый из пяти пластов горизонта Ю
1 и горизонта Ю
2 содержат самостоятельную газоконденсатно - нефтяную залежь с единственными уровнями водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК), то есть верхнеюрский резервуар Л месторождения имеет определенное сходство с резервуарами массивно - пластового типа. При этом вследствие металогической изменчивости и невыдержанности продуктивный пласт васюганской свиты, особенно ее верхней части (пл. Ю
10
Ю
11
Ю
12
), на площади их распространения выделяются изолированные линзы песчано - алевритовых коллекторов, которые можно рассматривать как своего рода
“залежи II порядка”, метологически ограниченные со всех сторон.
По результатам испытания 2
объекта оказались водоносными малодебитными, остальные - “сухими”. В колонне в скв.170 испытано 9 объектов доюрских отложений основания плиты (переходного комплекса). В
2 из них притоков не получено, из остальных дебиты воды составили 0,2 - 0,6 м
3
/сут. кроме того, испытан в колонне горизонт Ю
5
тюменской свиты, получен приток пластовой воды дебитом 3,74 м
3
/сут при длине равной 782м.
В скважине 182 пробуренной на южном крыле Л поднятия в эксплуатируемой колонне испытано 7 объектов, из них 4 объекта - вне продукт горизонта Ю
1
+Ю
2
. Из палеозойских отложений получен приток пластовой воды дебитом 7,78 м
3
/сут при средне динамическом уровне 766 м, из горизонта Ю
6
- приток пластовой воды дебитом 8,6 м
3
/сут. при среднем уровне 775м. Небольшие дебиты пластовой воды получены также при испытании пачки (1,56 м
3
/сут. при депрессии 10,8 МПа) и тарской свиты (4,56 м
3
/сут. при депрессии 7,15 МПа).[3]
2.5 Характеристика коллекторов продуктивных пластов Характеристика изменения эффективных, газонефтенасыщенных мощностей продуктивных пластов приводится на основании геофизических исследований скважин (ГИС). Выделение коллекторов и определение их
26 фильтрационно - емкостных свойств для горизонтов Ю1 и Ю2 проводилось по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических, керновых и гидродинамических исследований.
По пласту Ю13 наблюдается определенная закономерность в распределении эффективных толщин, выраженная в увеличении их с запада на восток. При этом мощность в западной и центральной частях площади распространения пласта преимущественно от 5 до 10 м, с мелкими локальными участками от 10 до 14,2 м (район скв.701, 1191, 726). Увеличенные мощности пласта более 10 м отмечается на востоке центральной части площади и продолжается в ее восточном направлении. На общем фоне эффективных толщин от 10 до 15 м выделяются отдельные локальные участки, как с толщиной меньше 10 м (скв.559 - 6,8 м, скв.595 - 3,0 м, скв.485 - 7,2 м), так и больше 10 м (скв.662 - 16,8 м, скв.615 - 16 м, скв.590 - 18 м). Уменьшение эффективных толщин пласта происходит за счет глинизации его в кровле, либо в подошве.
Пласт неоднородный, что подтверждается наличием многочисленных пропластков, мощность которых колеблется в большом диапазоне от 0,3 до 9,6 м. Количество пропластков, выделяемое в разрезе скважин колеблется от 1 до
8, среднее значение коэффициента расчлененности в целом по пласту составляет 3,3, для продуктивной части - 3,1.
Песчанистость пласта в определенной мере зависит от коэффициента расчлененности, и чем больше песчанистость, тем меньше К
р
. Так в скважинах, где К
р колеблется от 1 до 3, К
пес изменяется в основном в пределах 0,6-1 и при
К
р
=4 и выше К
пес
- 0,33-0,76. Среднее значение К
пес в целом по пласту составляет 0,67, для продуктивной части - 0,73.
Причиной характера изменения мощностей является литологическая изменчивость различных частей пласта. По гранулометрическому составу коллектора представлены мелкозернистыми песчаниками со средним размером зерен 0,131 мм.
27
Коэффициент сортировки в нижней части пласта Ю1 изменяется так же, как и в нижней части пласта Ю14. По характеру
изменения этих параметров можно считать, что формирование коллекторов нижней части пласта Ю13 происходило в условиях сходных с пластом Ю14, а именно, в мелководной прибрежной части моря. Характер изменения гранулометрического состава и сортировка материала указывают на частую смену гидродинамических условий осадконакопления в различных частях пласта.
Условия формирования отложений пласта Ю1 отразились и в характере изменения его коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу. ФЕС коллекторов верхней и нижней частей пласта значительно отличаются друг от друга, особенно это отличие наблюдается в фильтрационных свойствах песчаников.[2]
По разрезу в целом для пласта наблюдается улучшение коллекторских свойств снизу вверх от 0,13 до 0,21 для пористости и от 5 до 70* 10-3 мкм2 для проницаемости.
По площади емкостные характеристики колеблются в пределах 0,16-0,18.
При этом несколько преобладают значения (коэффициента пористости) Кп =
0,17-0,18. На таком фоне выделяются небольшие участки с Кп меньше 0,16
(преимущественно в северо-западной части площади скв.567, 568, 602, 170) и больше 0,18, в распространенных - равномерно по всей площади.
Фильтрационные свойства пласта Ю1 изучены по данным лабораторных исследований керна, геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин.
Лучшими фильтрационными свойствами характеризуется восточная часть площади распространения пласта. Здесь преобладают значения коэффициента проницаемости (Кпр) от 10*10- 3 мкм3 до 33,2*10-3 мкм2 (скв.852). Коллектора с проницаемостью менее 10*10-3 мкм 2 выделены в этой части площади в районе скв. 645, 648, 1157, 744, 793.
28
Западная и центральная части площади распространения пласта характеризуются более низкими фильтрационными свойствами. Примерно в равных долях представлены участки со значениями Кпр от 3,6 *10-3 мкм2
(скв.1202) до 10*10-3 мкм2 и от 10 до 20*10-3 мкм2.
Значения Кпр более 20*10- 3 мкм 2 отмечаются на небольших локальных участках, более 30*10-3 мкм2 - в скв.657.
Под данными кернового материала, представленного в значительном объеме по пласту, видно, что пористость по ГИС в большинстве случаев несколько выше, чем по керну, за исключением скв. 843, 778. По проницаемости картина неоднозначна, и из табл.3.2.2 видно, что Кпр по керну во много раз выше, чем по данным ГИС и наоборот. Поэтому сделать какие- либо однозначные выводы не представляется возможным, требуется более углубленный анализ материалов, для чего необходимо проведение обширных лабораторных исследований керна.
Гидродинамические исследования по пласту проведены в 61 скважине в процессе эксплуатации месторождения. Среднее значение коэффициента проницаемости, полученное в результате исследований равно 6,7*10-3 мкм2, что ниже значений Кпр, полученных по керну и ГИС. Это, видимо, связано с естественным ухудшением параметра в процессе разработки месторождения.
В целом по пласту для газонасыщенной его части ФЕС несколько выше, чем для нефтенасыщенной, что подтверждается выше проведенными исследованиями. По своим емкостным и фильтрационным свойствам западный и восточный купола мало отличаются друг от друга. На обоих куполах значения коэффициента пористости колеблются, в основном, в пределах 0,16-0,18. На западном куполе преобладают участки с пористостью выше 0,17, а на восточном участке со значениями Кп > 17 занимают около 50% площади и выделяются в северной части (район скв.538), в центральной части (район скв.1138) и на юге в районе скв.738, 761. Остальная часть восточного купола характеризуется более низкой пористостью.
Скачать 1.21 Mb.