+5++ДИПЛОМ+ГРП+Усть-Балыкское. Общая часть 10 Характеристика района работ 10
![]()
|
НефтегазоносностьС точки зрения нефтегазоносности в настоящее время мезозойский гидрогеологический бассейн Западно – Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) представляет наибольший интерес. С ним связаны: продуктивные на нефть неокомский и юрский гидрогеологические комплексы; подземные воды апталъбсеноманскоrо гидрогеологического комплекса широко используются на нефтепромыслах Широтного Приобья в целях снабжения систем поддержания пластового давления при интенсификации добычи углеводородного сырья и в качестве поглощающего горизонта для закачки излишков подтоварных вод. Мезозойский бассейн на большей части территории Западной Сибири надежно изолирован от техногенного воздействия на природную среду (кайнозойского бассейна) глинами туронэоценового возраста толщиной ДО 750 М. Усть – Балыкское месторождение расположено во внутренней гидрогеологической зоне (элизионная литостатическая система) ЗСМБ, для которого характерна инверсия вертикальной гидрогеологической зональности. Характеристика продуктивных пластов БС10 и БС11Согласно тектонической карте Западно – Усть – Балыкскогое месторождение разделено на две части: восточная часть участка входит в состав Сургутского свода, являющегося структурой I порядка, в пределах Усть – Балык – Мамонтовского вала, а западная часть попадает в Тундринскую котловину, которая раскрывается в северном направлении. С южной части на границе участка располагается Малобалыкская мегаседловина, с западной ее стороны находится Салымский мосел. Основным продуктивным объектом является пласт ![]() ![]() ![]() ![]() С целью выявления особенностей геологического строения и закономерностей распространения коллекторов проведена корреляция продуктивного пласта ![]() Первым этапом исследований являлось проведение корреляции разрезов скважин (рис.2.3). За репер была принята подошва чеускинской глинистой пачки, которая хорошо выдержана по мощности (30 – 45 м) и обладает индивидуальной геофизической характеристикой, то есть хорошо выделяется по ГИС высоким значениям ГК и низким значениям НГТ. Мощность пласта меняется от 14 м скважине 134 до 61 м в скважине 24 и закономерно увеличивается в направлении с СЗ на ЮВ. По литологическому составу пласт ![]() К подошве чеускинских глин приурочен отражающий сейсмический горизонт ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() В результате проведенных геолого – геофизических работ на изучаемой площади установлены границы литологического выклинивания коллекторов, поэтому на месторождении выделяются три залежи пласта ![]() Для выделения и хараетеристики коллекторов проведена интерпретация ГИС в ПО Prime. Коэффициент пористости рассчитывался по кривой ГК, т.к., в ряде скважин кривая ПС отсутствует, либо бурение проводилось на соленом (полимерном) растворе. ![]() Рис 2.3. – Схема корреляции по направлению с СЗ на ЮВ по линии скважин 136 – 139 – 171 – 210L – 41. Интерпретация осуществлялась по двойному разностному параметру, который равен отношению: ![]() где ![]() J – текущее значение ГК, гамма; ![]() ![]() За предел колектора принято значение пористости 15,8%. По граничным значениям выделялись коллекторы и непроницаемые пропластки. Для отложенийнр пласта ![]() Согласно проведенным пострениям эффективная мощности пласта меняется от 0 м до 56,5 м, достигая своих максимальных значений в центре каждой залежи. Для южной залежи эти значения равны 56,5 м, для средней – 37,38 м, для северной – 50,34 м. Однако для достоверной оценки мощностей средней залежи необходимо иметь больше фактических данных по площади, в.т.ч. бурение дополнительных скважин. На основе полученной карты эффективных толщин, построена карта нефтенасыщенных толщин (рис.2.5). Абсолютная отметка ВНК принята на уровне – 2471 м на основе данных ГИС, данных опробирования, перфорации и разработки пласта в первые месяцы работы. Нефтенасыщенная мощность пласта ![]() ![]() Рис.2.4. – Карта эффективных толщин. Рис.2.5. – Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Северная залежь имеет площадь 54,0 км2, средняя и южная – 30,7 и 19,4 км2 соответственно. Максимальная высота залежи достигает 61 м. Для характеристики емкостных свойств коллекторов была построена карта распределения средних значений пористости (рис.2.6). Максимальные значения отмечаются в купольной части залежей, где достигают 18,6% и уменьшаются к линиям выклинивания до 15,8%. В целом по всем трем залежам значения пористости распределены равномерно и характеризуются высокими ЕС. ![]() Рис.2.6. – Карта средних значений пористости. Из рассмотренных характеристик можно сделать вывод: Формирование отложений связано с обстановками мелководного шельфа, в которос формируются линзообразно – выпуклые ассиметричные тела, для которых характерно переслаивание песчаных и непроницаемых глинистых и глинисто – алевритовых пород. Увеличение общих толщин происходит в направлении с северо – запада на юго – восток. Эффективная мощность пласта меняется от 0 м до 56,5 м. Уровень DYR принят на отметке – 2471 м. В пределах месторождения выделены 3 литологически экранированные залежи. Все залежи характеризуются высокими значениями пористости, что по классификации А.А.Ханина позволяет их отнести к III классу коллектора. |