 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
В изучаемом районе на дневную поверхность выходят только четвертичные отложения, более древние отложения изучены по материалам бурения. В геологическом строении этого района принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезокайнозойского чехла. В разрезе мезокайнозойского чехла присутствуют осадки юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.
Рисунок 2.1 – Стратиграфическая колонка
 Наиболее полно осадочный комплекс изучен на Усть-Балыкской и Сургутской площадях. На Быстринской, Вынгинской и других площадях Сургутского свода разведочное бурение проводилось только до вскрытия пород, подстилающих продуктивную толщу неокома. Комплекс пород, слагающих разрез этих месторождений, судя по каротажу и керновому материалу, аналогичен разрезам окружающих площадей Сургутского свода (рисунок 2.1). В основании глинистой пачки, выделяемой в низах барремских отложений, встречен милиамминовый комплекс фораминифер, отнесенный с определенной долей условности к барремскому ярусу. В состав Сургутской свиты не включены темно-серые аргиллиты, содержащие аптский споро-пыльцевой комплекс. Эти аргиллиты отнесены к кошайской свите. В разрезе кошайской свиты выделяется четыре пачки (снизу вверх): глинистая, нижняя опесчаненная, битуминозная и верхняя опесчаненная. Пачка битуминозных аргиллитов выделяется на электрокаротажной диаграмме пониженным сопротивлением КС. Она прослеживается на огромной территории низменности. В основании апт-альб-сеноманских, преимущественно песчано-алевролитовых отложений покурской свиты, выделяется чернореченская пачка алевролитовых и алевритистых глин.
Быстринское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру III порядка, расположенную в пределах Чернореченского куполовидного поднятия – структуры II порядка, которая в свою очередь осложняет Сургутский свод – положительную структуру I порядка, находящуюся в пределах Западно-Сибирской платформы эпигерцинского возраста. Мощные толщи осадочных пород и их погружение от бортов к центру депрессии отражают преобладание в истории развития плиты процессов устойчивого длительного опускания. Современный структурный план по подошве платформенного чехла и по большей части разреза мезозойских отложений – результат этого однонаправленного процесса.
Поэтому как региональные впадины и поднятия, так и тектонические элементы низших порядков в большинстве случаев имели длительное развитие. Наиболее четко они выражены по подошве мезокайнозойских отложений и, как правило, находят свое отражение по вышележащим горизонтам, при этом амплитуды поднятий и углы наклона крыльев вверх по разрезу закономерно уменьшаются. Сургутский свод, площадь которого превышает 30 тыс. км. кв. одно из 22 поднятий первого порядка, выделяемых в пределах внутренней области Западно-Сибирской платформы. Он осложнен целым рядом структур II порядка, к числу которых относится и Чернореченское куполовидное поднятие, в пределах которого установлено 10 локальных структур III порядка, среди них находится и Быстринско - Вынгинская структура.
 Быстринско-Вынгинская структура находится в непосредственной близости от Западно-Сургутской (в 12 км, к северу-западу), Усть-Балыкской (в 13 км, к северу), Вершинной (в 12 км к западу), Яунлорской (в 6 км, к западу) локальных структур и представляет собой юго-западное окончание более крупной Минчимкинской структуры. Размеры ее до 20-ти км. – по длиной оси, 9-ти км. – по короткой оси. Структура чрезвычайно пологая, типично платформенная брахиантиклиналь, субмеридионального простирания. Свод структуры довольно широкий и пологий. Углы падения в своде 200 – 300. На крыльях и периклиналях углы падения увеличиваются до 1° – 1,5°. Структура асимметрична: западное крыло несколько круче, чем восточное. Амплитуда поднятия в среднем равна 65 м и остается примерно постоянной на всех построенных структурных картах.
Структурные планы по всем продуктивным пластам почти полностью совпадают, некоторое несоответствие вполне объяснимо тем, что карты построены по кровле и подошве продуктивных песчаников, которые часто замещаются и не могут служить реперами для построения структурных поверхностей.
 
Рисунок 2.2 - Геологический разрез продуктивных пластов Быстринского месторождения.
2.2 Характеристика продуктивных пластов
Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами (рисунок 2.2). Исключение составляет пласт БС2.
Пласт ЮС2
Пласт ЮС2 приурочен к отложениям Тюменской свиты Быстринского месторождения. В литологическом отношении пласт представляет собой чередование тонких проницаемых слоев с глинистыми и плотными породами, либо разделяется на нефте- и водонасыщенные линзы. Такое физико-литологическое строение обусловило избирательное нефтенасыщение.
В составе пласта ЮС2 находится 18 небольших пластосводовых залежей с индивидуальными уровнями ВНК. Все это характеризует низкие добывные возможности пласта ЮС2 и трудности в разработке данного пласта.
 Пласт БС18-20
Пласт БС18-20 приурочен к песчанистым пластам нижней части ачимовской толщи, развит неравномерно как по площади, так и по разрезу. В литологическом отношении пласт представлен мелкозернистым песчаником, иногда с включениями глинистого алевролита и аргиллита. В составе пласта выделяют две залежи: северную и центральную. Размеры северной залежи 9,6х1,6-4,5 км, с отметкой ВНК в пределах 2453-2460 м. Размеры центральной залежи 17,6х1,3-4,8 км, отметки ВНК - 2465-2508 м.
Все залежи пластовосводовые, с подстилающей подошвенной водой. Хотя встречается замещение нижней части пласта.
Пласт БС16-17
Пласт БС16-17 залегает в верхней части ачимовской толщи и отделен от пласта БС18-20 глинистым разделом мощностью 12-20 м. Нефтеносность пласта приурочена к пяти залежам, каждая с индивидуальным водонефтяным контактом. В среднем отметка ВНК колеблется от 2418,6 до 2452 м.
Все залежи пластовые, в основном водоплавающие. В литологическом отношении пласт представлен песчаником мелко- и среднезернистым, иногда с прослоями и включениями глинистого алевролита и аргиллита.
Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20 и БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Пласт БС2
Основные промышленные запасы нефти Быстринского месторождения приурочены к группе пластов БС1-2. Эксплуатация месторождения началась с залежей этих пластов.
Пласт БС-2 характеризуется повсеместным распространением, обладает хорошими коллекторскими свойствами. В толще пласта, как правило, встречаются от 2 до 5 пропластков аргиллитов и плотных известковистых песчаников. Отметка ВНК - 2045 м.
Пласт БС1
Пласт БС1 залегает на отметках - 2004-2050 м и отделен от нижележащего пласта БС2 глинистым разделом мощностью 4 - 6 м. Залежь пласта БС1
распространена только на Быстринской и в сводовой части Вынгинской площадей.
В северной части песчаные разности замещаются глинисто-алевролитовыми непроницаемыми породами (район ЦДНГ-3). ВНК по залежи на тех же отметках, что и пласта БС2. Размеры залежи: 15х6,5 км, высота - 4,2 м, ширина водонефтяной зоны не превышает 250 м.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, контролируется глинистой покрышкой мощностью 35-40 м. Пласт имеет сравнительно небольшую мощность (преимущественно 1,2-5 м). Наблюдается уменьшение вскрытой мощности пласта с юга на север. На значительной части залежи пласт монолитен.
Пласт АС8
Пласт АС8 развит по всей площади. Залежь пласта АС8 - газонефтяная. Размеры газонефтяной залежи 34х8 км. Высота газовой шапки около 30 м, нефтяной оторочки - 20 м. ГНК, единый для пластов АС7-9, принят на отметке - 1894 м. В наиболее высоких участках структуры расположены газовые зоны. Водонефтяная зона составляет 28% от всей площади залежи. Отметка ВНК изменяется от 1908 до 1925 м. Литологически пласт АС-8 представлен чередованием глинистых и песчанистых прослоев.
Пласт АС9
Нефтеносность пласта АС9 приурочена к двум залежам, расположенным в северной и центральной частях Быстринского месторождения.
Северная залежь почти повсеместно подстилается водой. В пяти скважинах по данным ГИС выделены газонасыщенные пропластки. Размеры залежи 3х12 км, высота 14 м.
Центральная залежь расположена в центральной и южной частях Быстринского месторождения. Залежь имеет большую водоплавающую зону, составляющую 82,8% от общей площади. Отметки ВНК по залежи разнятся, средний уровень принят на отметке - 1916 м. Такое колебание ВНК объясняется сложным строением пласта АС9. Размеры залежи 6х18 км, высота 20 м. В ряде скважин по ГИС отмечаются газонасыщенные пропластки (ГНК - 1894 м).
 Пласт АС9 вскрыт всеми пробуренными скважинами, по своему строению не однороден и представлен песчано-алевролитовыми породами с глинистыми прослоями.
Пласт АС7
На большей части структур пласт газонасыщен, и лишь на крыльях отмечается нефтеносность. Размеры нефтегазовой залежи 40х11,8 км. Залежь пластовая сводовая, газовая с нефтяной оторочкой. Ширина нефтенасыщенной части залежи колеблется от 1,2 до 1,5 км. Приблизительно равные части составляют водонефтяная, нефтяная и газонефтяная зоны. Небольшая ширина нефтенасыщенной зоны залежи предъявляет повышенные требования к выбору местоположения эксплуатационных скважин. Уровень ГНК-1894 м, уровень ВНК - 1905 м.
Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС7, АС8, АС9, БС1, БС2, БС16-17, БС18-20, ЮС2 (табл.2.1); запасы свободного газа сосредоточены в верхних точках пластов АС7, АС8, АС9
Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20, БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Наиболее продуктивны пласты БС1 и БС2, так как они наиболее нефтенасыщенны (табл. 2.1) и имеют хорошие коллекторские свойства, хорошая пористость, проницаемость, гидропроводность, что характерезует высокие добывные возможности.
Таблица 2.1- Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения.
Пласт
|
АС7
|
АС8
|
АС9
|
БС1
|
БС2
|
БС16-17
|
БС18-20
|
ЮС2
|
Параметры
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Средняя глубина залегания,м
|
1950
|
1960
|
1990
|
2050
|
2060
|
2450
|
2580
|
2700
|
Тип залежи
|
Пластово-сводовая
|
Пл.сво д лит. экран.
|
Пластово-сводовая
|
 Продолжение таблицы 2.1 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения.
Система разработки
|
орган бар звод. 500x500
|
Площадная 9ти точеч. 500x500
|
блочн. Зх рядная треуг. сетка 600x600
|
площадная 9-и точеч. 400x400
|
Плотность сетки, СКВ.га.СКВ.
|
25
|
25
|
16
|
16
|
16
|
16
|
16
|
16
|
Общая мощность,м
|
4,9
|
19,4
|
16,7
|
4,6
|
13,7
|
63,8
|
41,8
|
22,8
|
Ср.г/насыщ. Толщина,м
|
3,5
|
7
|
2,5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Ср.н/насыщ. Толщина,м
|
2,8
|
5,1
|
3,4
|
3,4
|
5,3
|
5,7
|
8,3
|
5,7
|
Отметка ГНК, м
м
|
1894
|
1894
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Отметка ВНК, м
|
1905
|
1908
|
1911,5
|
2045
|
2045
|
2420
|
2500
|
не опр.
|
Пористость, %
%
|
26
|
26
|
25
|
26
|
25
|
26
|
20
|
16
|
Н/насыщенность, доли ед.
|
0,52
|
0,54
|
0,55
|
0,66
|
0,6
|
0,54
|
0,54
|
0,71
|
Проницаемость, мД
мД
|
73
|
194
|
297
|
571
|
385
|
29
|
18
|
9
|
Гидропроводнос ть, д*см /сПз
|
2,8
|
20,3
|
19,7
|
47,5
|
30,4
|
3,9
|
3,5
|
1,52
|
К-т песчанности,доли ед.
|
0,79
|
0,55
|
0,36
|
0,7
|
0,53
|
0,26
|
0,45
|
0,3
|
К-т расчлененности, доли ед.
|
1,64
|
5,1
|
3,59
|
1,36
|
3,4
|
8,09
|
10,48
|
3,97
|
Показатель неоднородности
|
0,264
|
0,486
|
0,98
|
0,388
|
0,492
|
1,551
|
1,619
|
1,569
|
Пласт, температура,°С
|
56
|
56
|
56
|
60
|
58
|
76
|
67
|
70
|
Рпл.нач, мПа
мПа
|
18,8
|
18,8
|
19
|
20,7
|
20,7
|
25
|
25,2
|
26,9
|
Вязкость нефти в пласт, усл-х, мПа*сек
мПа *сек
|
3,7
|
3,16
|
4,69
|
4,87
|
6,13
|
4,97
|
4,58
|
2,49
|
Вязкость сепарир. нефти(1=20)
сПз
|
25,5
|
34,3
|
73,8
|
40,8
|
53,6
|
34,8
|
36,4
|
16,9
|
2.3. Состав и свойства пластовых флюидов
Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20, БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Согласно технологической классификации нефтей (ГОСТ - 3360), нефти основных пластов группы АС и БС имеют шифр технологической классификации Т2П2. (таблица 2.2)
 Суммарное количество легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 изменяется от 6,66% (пласт БС2) до 16,64% (пласт ЮС2), а в нефти пласта АС9 составляет лишь 1,71%. Воды на месторождении встречаются хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Минерализация воды в пределах 14-17 г/л. Вода практически всех горизонтов содержит сульфаты. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,49 до 0,55 сПз. Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят от пластовых условий, в которых находятся скопления нефти. Пластовые температуры изменяются от 55 °С до 105 ºC, а пластовые давления - от 18,8 МПа до 45,0 МПа. Как правило с увеличением глубины, давления и температуры увеличивается газосодержание нефтей и уменьшается вязкость и плотность их в пластовых условиях. Диапазон изменения основных свойств нефтей (табл.2.2) известных залежей следующий:
Таблица 2.2 - Диапазон изменения основных свойств нефти.
Параметры
|
От
|
До
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м3
|
666
|
872
|
Плотность в поверхностных условиях, кг/м3
|
813
|
950
|
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с
|
1,2
|
9,45
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
21
|
134
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
5,9
|
20
|
Содержание серы в нефти, %
|
0,41
|
2,43
|
Содержание парафина в нефти, %
|
1,65
|
4,86
|
|
Скачать 4.16 Mb.