Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

Содержание

Введение

. Геологическое строение Северо-Салымского месторождения

.1 Экономико-географическая характеристика района

.2 Геолого-геофизическая изученность

.3 Стратиграфия

.4 Тектоника

.5 Нефтегазоносность

.6 Гидрогеологическая характеристика

.7 Запасы нефти и растворенного газа

. Неокомский комплекс

.1 Представлений о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГО

.2 Характеристика продуктивного пласта АС 11 в неокомских отложениях Фроловской НГО

.3 Пласт АС 11 и его характеристика на месторождениях Фроловской НГО

.4 Региональные особенности распространения месторождений в Фроловской НГО

.5 Свойства пород коллекторов пласта АС 11 в Фроловской НГО

Заключение

Литература

Введение

В данной работе освещены региональные особенности коллекторских характеристик пласта АС 11 в Фроловской нефтегазоносной области в различных пластовых резервуарах, закономерности их изменения в разрезе, а так же по площади с учётом структурно-тектонических факторов.

В результате работы будут даны обобщенные выводы, каким образом и почему, продуктивность пласта, даже при близком региональном расположение может быть разной. Будут сделаны заключения, как различные характеристики влияют на породы коллекторы, будут проанализированы результаты определений пористости Кп, проницаемости Кпр и других свойств выполненных в ЦЛ "Главтюменьгеологии" (в настоящее время ОАО "ТЦЛ"), ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр".

А так же в работе будет рассмотрена геологическая модель строения неокомского комплекса от главенствующей горизонтально-слоистой модели до принятой на сегодняшний день клиноформной модели и сделанные на этой основе предположения, что другой вид строения мог повлиять на распределение и морфологию продуктивных отложений, и, как следствие, к иной оценке запасов месторождений так-как фактор, контролирующий геометрию залежей становиться не структурным, а литологическим.

Учет всех полученных результатов повысит достоверность выводов при оценке перспектив нефтегазоносности и выборе направлений поисково-разведочных работ.

1. Геологическое строение Северо-Салымского месторождения

.1 Экономико-географическая характеристика района

В административном отношении Северо-Салымское месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположена в 70 км западнее г. Нефтеюганск, в 150 км к востоку от г. Ханты-Мaнсийск (рис.1.1.). Рассматриваемое месторождение было открыто в 1978 году, находится оно между крупными разрабатываемыми месторождениями Правдинским и Приразломным.

Рис.1.1. Обзорная карта района работ

Недропользователем месторождения является ОАО НК "Роснефть" на основании лицензии ХМН 02045 НЭ от 20.11.2006 г.

В географическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки местности изменяются от +35 до +52 м. Местность сильно заболочена. Глубокие участки болот открыты, мелкие покрыты низкорослым лесом. Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым.

Для рассматриваемого района наиболее характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности.

Северо-Салымское месторождение расположено в зоне вечной мерзлоты. Мерзлоты относятся к типу неустойчивых погребенных с температурой от 0 - 0,5°C. Толщина слоя мерзлых пород составляет 15 - 40 м, глубина залегания 140-180 м.

Климат района континентальный. Годовое количество осадков колеблется от 400 до 500 мм, большая их часть выпадает в осенне-летний период.

Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климатических условий в настоящее время нет.

Северо-Салымское месторождение в гидрогеологическом отношении представляет собой часть единой гидрогеологической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности [1].

.2 Геолого-геофизическая изученность

Геолого-геофизические исследования в районе Салымского нефтегазоносного района начались с 1949 года. По мере проведения работ уточнились представления о геологическом и тектоническом строении района. Было выявлено Салымское куполовидное поднятие (КП), осложненное более мелкими структурами. К этим структурам относится Северо-Салымское поднятие, осложняющее северное крыло Салымского КП и представляющее собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания.

С 1958 года на Салымском поднятии начинается детальное изучение геологического строения: широко проводятся площадные сейсморазведочные работы в сочетании с глубоким поисковым бурением.

В пределах Салымского поднятия поисковое бурение начато в 1963 году. Первый промышленный фонтанный приток нефти получен из коллекторов пласта БС 6 (Qн = 25 м³/сут.) в поисковой скважине № 2, пробуренной в сводовой части Лемпинского поднятия в 1965 г.

Северо-Салымская структура подготовлена к разведочному бурению в 1978 г. работами сейсмопартии Главтюменьгеологии, на которой уже были пробурены в 1976 г. скв. 85П и 96Р, давшие промышленные притоки нефти из пласта ЮС 0 и БС 6, соответственно.

Основными объектами разведки были определены пласты АС 11, БС 6, БС 7-8, наряду с этим, во многих скважинах были вскрыты и испытаны отложения баженовской свиты.

В период с 1979 по 1984 гг. на площади месторождения пробурены 13 поисково-разведочных скважин, из которых восемь дали промышленные притоки из основных объектов разведки.

С 1984г. Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В последующие годы доразведка основных залежей проводилась параллельно с эксплуатацией месторождения. Разведочные скважины закладывались на основании структурных построений, как с целью апробации возможного расширения площади нефтеносности основных промышленных пластов и определения перспектив глубокозалегающих отложений, так с точки зрения выявления промышленной значимости запасов категории С 2. В западной части структуры в 1983 г. П.О. "Юганскнефтегаз", с целью поисков залежей нефти и газа, на палеозойские отложения была заложена и пробурена разведочная скв. 1183Р. По результатам бурения 15 разведочных и 105 эксплуатационных скважин были подсчитаны запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8 по категории С 1 и С 2 и утверждены.

В период доразведки месторождения (1985-2002 гг.) решались следующие задачи:

выявление нефтенасыщенных коллекторов в отложениях тюменской свиты, коры выветривания и палеозоя;

- оконтуривание площади нефтеносных горизонтов на собственно Северо-Салымской площади;

выявление залежей на мало амплитудных поднятиях в непосредственной близи от месторождения;

уточнение коллекторских и физико-химических свойств пород и флюидов, других подсчетных параметров.

По результатам работ в районе между Северо-Салымским поднятием и Пойкинским валом выявлена малоамплитудная Рымовская структура, в разрезе которой по результатам поисково-разведочного бурения не было выявлено нефтеносных отложений.

В результате анализа и переобработки структурных построений по данным проведенных сейсмических работ на Северо-Салымском месторождении, а также уточнении структурных карт по кровлям продуктивных пластов БС 6 и АС 11, тематической партией выявлена мало амплитудная структура в 7 км к югу от Северо-Салымской площади.

На данной структуре по результатам бурения двух скважин нефтеносных пластов не выявлено.

Всего в процессе доразведки с 1985 по 2002 гг. на рассматриваемой площади пробурено 13 поисково-разведочных скважин общим метражом 32046 м.

По проведенным геологоразведочным работам можно сказать следующее:

- в период доразведки был уточнен контур нефтеносности пластов АС 111, БС 6, БС 7-8 (произведено списание С 2, утвержденное в ГКЗ при первом подсчете запасов);

проводилось изучение глубокозалегающих горизонтов;

проведена разведка малоамплитудных структур вблизи месторождения (1П, 2П, 3Р и 147Р Промежуточная, 4Р Тематическая).

По результатам бурения 22 разведочных и 660 эксплуатационных скважин в 1996 г. были подсчитаны остаточные запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8 по категории ВС 1 и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 409 от 27.12.1996 г).

В период с 1997 по 2002 гг. на месторождении реализован проект доразведки, составленный в 1994 г. Нефтеюганской Тематической партией по геологическому заданию ОАО "Юганскнефтегаз". В результате бурения было подтверждено развитие основной залежи на северо-запад (Западно-Милявская площадь), получены промышленные притоки нефти из отложений пластов АС 11, БС 6.

Таким образом, геологоразведочные работы на Северо-Салымском месторождении проводились с 1976 по 2002 гг.

Все работы можно разделить на два основных этапа:

поисково-разведочный этап 1976 - 1984 гг.;

доразведка месторождения в процессе эксплуатации 1985 - 2002 гг.

По результатам геолого-разведочных работ выявлены залежи нефти в нижнемеловых отложениях (пласты АС 11, БС 6, БС 7-8), а также получены притоки нефти из пласта ЮС 0 баженовской свиты верхней юры.

Несмотря на то, что месторождение изучается более 30 лет и разбурено большим количеством поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, существуют участки, которые нуждаются в доразведке, такие как Промежуточная и

Западно-Милявская площади. С целью сведения к минимуму рисков при глубоком поисково-разведочном и эксплуатационном бурении на данных площадях рекомендуется провести дополнительные сейсморазведочные работы. В проведении дополнительных сейсморазведочных работ по основной площади необходимости нет.

За весь период освоения Северо-Салымского месторождения пробурено 750 скважин, из которых 28 поисково-разведочных, 555 эксплуатационных, 151 нагнетательная, 14 контрольных, 2 водозаборные.

Поисково-разведочное бурение осуществлялось в период с 1976 по 2002 гг., эксплуатационное с 1983 по 2002 гг.

Целью бурения поисково-разведочных скважин являлся поиск залежей нефти в нижнемеловых и юрских отложениях.

В 1982 г. на основании приказа Главтюменьнефтегаза и технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка (СибНИНП) Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию.

В 1977 г. по результатам бурения скв.96Р выявлена залежь в коллекторах пласта БС 6 (дебит нефти составил 82 м³/сут).

Скв. 110Р, пробуренная на месторождении в 1979 г., оказалась продуктивной только по верхнеюрским отложениям. Из отложений баженовской свиты получен фонтанный приток нефти дебитом 6,5 м³/сут.

В течении 1980 г. на площади месторождения пробурены четыре разведочные скважины (№№ 122Р, 127Р, 147Р, 165Р), из которых продуктивными оказались только две (№№ 165Р и 127Р). Из скв. 165Р, пробуренной в сводовой части поднятия, из пластов АС 11 и БС 7-8 получены фонтанные притоки нефти с дебитом 122,0 м³/сут. и 101,5 м³/сут. Из отложений бажена в скв. 127Р получен фонтанный приток нефти дебитом 253,5 м³/сут

С 1981 по 1984 гг. на месторождении пробурено 8 поисково-разведочных скважин, из которых продуктивными являются только пять (№№ 150Р, 89Р, 169Р, 192Р, 1183Р).

В 1988 г. в 2 км к югу от скв. 85Р пробурена скв. 5013Р, а в 1993г. в 2 км на север от скв. 85Р была пробурена скв. 5012Р. По результатам обработки ГИС и керну основные объекты разведки - пласты АС 11, БС 6, БС 7-8 в этих скважинах оказались водонасыщенными. В скв. № 5012Р в процессе бурения были опробованы пластоиспытателем отложения пластов АС 11, БС 6, БС 7-8 и ачимовская толща, из которых получен приток пластовой воды.

В 1989 г. на Промежуточной структуре, отрисованной геолого-тематической партией А.О. "Юганскнефтегаз" к северо-востоку от собственно Северо-Салымской площади, пробурена разведочная скв. 1П, при испытании которой из пласта БС 7-8 получен приток нефти дебитом 74 м³/сут.

В 1991-1992 гг. пробурены скв. 2П и 3Р. Соответственно обе скважины ликвидированы по I-категории.

На Тематической структуре, выявленной по результатам сейсморазведочных работ и располагающейся в южной части изучаемой площади, планировалось пробурить четыре скважины. Первая Тематическая была пробурена в 1991 г. в центре восточного купола в 5 км к югу от скв. 85Р. По результатам предварительной обработки ГИС пласт АС 11 водонасыщен, пласты БС 6 и БС 7-8 с неясным характером насыщения. В результате испытания пласта БС 6 получен приток пластовой воды дебитом 14 м³/сут. К востоку от скважины 1П пробурена скважина 4Р. По результатам обработки ГИС пласт БС 6 - нефтенасыщен. Однако в результате испытания пласта получен приток воды дебитом 36 м³/сут. на 4 мм штуцере.

В 1994 г. составлен проект доразведки Северо-Салымского месторождения нефти разведочным бурением. Основной задачей проектных скважин было выявление и подтверждение запасов нефти с целью прироста промышленных категорий по пластам АС 11, БС 6 и БС 7-8 [2].

1.3 Стратиграфия

нефтегазоносность месторождение бурение

В геологическом отношении разрез месторождения сложен образованиями триасового, юрского, мелового и кайнозойского возраста. Представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Глубоким поисково-разведочным бурением в пределах Северо-Салымского лицензионного участка вскрыты отложения до глубины 3364 м скважиной 1183П. Вскрытый разрез представлен осадочными породами мезозойско-кайнозойского возраста и породами палеозойского фундамента. Около 40% поисково-разведочных скважин вскрыли юрские отложения.

Палеозойская эратема, РZ

Породы палеозойского фундамента на Северо-Салымском месторождении вскрыты в скважине 1183Р на глубине 3363 м. На соседних площадях: Салымской скважиной 1 на глубине 3133 м, Правдинской скважиной 76Р на глубине 3166 м Представлены они кварцевыми порфирами. Вскрытая толщина 107 м.

Палеозойский фундамент состоит из коры выветривания мощностью 12 - 40 м.

Мезозойская эратема, MZ

Юрская система, J

Средний отдел, J2

Cредний отдел юрской системы представлен тюменской свитой (J2tm). Она сложена чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мелкозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, в основном полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, реже аркозовые. Аргиллиты плотные темно-серые и серые алевритистые. Толщина 241- 388 м.

Верхний отдел, J3

Верхнеюрские отложения в разрезе Северо-Салымского месторождения представлены абалакской и баженовской свитами.

Абалакская свита (J3ab) сложена аргиллитами темно-серыми, сверху пачки и прослои алевролитов серых и светло-серых с зёрнами глауконита. Сформирована в оксфордский и кимериджский века поздней юры. Толщина 17 - 32 м.

Баженовской свитой (J3bz). Она сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, часто прослоями слабо алевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Пирит, ихтиофауна, фауна. Сформировалась в волжский век поздней юры. Толщина 32 - 46 м.

Меловая система, K

Нижний отдел, K1

Нижнемеловой отдел, представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами.

Ахская свита (K1ah) представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми известковистыми, алевритистыми, слюдистыми, иногда слабобитуминозными, песчаниками серыми мелкозернистыми, прослоями слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита, и с прослоями темно-серых до черных аргиллитов и аргиллит темно-серый, в различной степени алевритовый, иногда известковистый реже с включениями и прослоями светло-серого и буровато-серого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого алевролита и песчаника. Выше залегают аргиллиты темно-серые, обычно в различной степени, обогащенные алевритовым материалом, часто с присыпками и линзовидными включениями серого алевритового материала, преимущественно буроватого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого и буровато-серого цвета. Пимская пачка представлена аргиллитами темно-серыми, в верхней части с зеленоватым оттенком алевритистыми, известковистыми. В подошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин. Ахская свита, сформирована в валанжинский и берриаский века раннего мела. Толщина ахской свиты 444 - 569 м.

Черкашинская свита (K1chk). Она сложена аргиллитами серыми и тёмно-серыми, изредка с зеленоватым оттенком с прослоями светло-серых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В нижней части песчаники нефтенасыщенные. Свита, сформирована в готерив-барремский век раннего мела. Толщина черкашинской свиты 244 - 302 м.

Алымскую свиту (K1al) слагают аргиллиты темно-серые до черного, битуминозные, с прослоями алевролитов, единично-песчаников серых и светло-серых, мелкозернистых с глинистым цементом, с маломощными прослойками глинистых известняков. Сформировалась в аптский век раннего мела. Толщина свиты 129 - 186 м.

Викуловская свита (K1vk). Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми в различной степени, обогащенные алевролитовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита. Верхняя - песчаниками и алевролитами серыми, светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин. В породах обильный углистый детрит. Свита сформирована в аптский век раннего мела Толщина 242 - 294 м.

Хантымансийская свита (K1hm). В нижней части глины плотные, аргиллитоподобные темно-серые, обогащенные алевритистым материалом, с прослоями алевритов светло-серых. Верхняя часть, сложена песчаниками светло-серыми глинистыми, не очень крепкими слюдистыми с прослоями глин темно-серых плотных, аргиллитоподобных, отмечается обильный углистый детрит. Сформировалась в альбский век раннего мела. Толщина ханты-мансийской свиты 262 - 300 м.

Верхний отдел, K2

Верхнемеловой отдел, представлен уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

Уватская свита (K2uv) сложена, переслаиванием песков, алевритов и песчаников, слабо сцементированными с глинами. Алевролиты и песчаники, серые и светло-серые, полевошпато-кварцевые с глинистым, редко карбонатным цементом. Сформировалась в сеноманский век позднего мела. Мощность свиты 266 - 303 м.

Кузнецовская свита (K2kz) представлена глинами темно-серыми плотными, с прослоями, алевритистые. Встречается углефицированные растительные остатки, ходы червей. Сформирована в туронский век позднего мела. Мощность отложений 44 - 54 м.

Березовский свита (K2br) подразделяется на 2 подсвиты.

Нижняя подсвита, сложена глинами серыми, нередко опоковидными, алевритистые, с глауконитом и редкими прослоями алевролитов, песчанистых на глинисто-опаловом цементе встречаются чешуя рыб, обугленные растительные осадки. Толщина 69 - 86м.

Верхнюю подсвиту слагают глины серые, темно-серые, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом с редкими прослоями алевролитов, встречаются: чешуя рыб, пиритизированные остатки, ходы червей. Толщина 73 - 106 м. Свита сформировалась в кампанском и сантонском веках позднего мела.

Ганькинская свита (K2gn) представлены глинами желтовато и зеленовато-серыми, иногда с бурыми пятнами, сидеритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом, пиритизированные, прослоями известковистые. Встречаются растительные остатки. Сформирована в маастрихт-датском веке позднего мела. Мощность свиты 53 - 75 м.

Кайнозойская эратема, KZ

Палеогеновая система, P

Палеоценовый отдел, P1

Палеоценовый отдел представлен талицкой свитой (P1tl).

Отложения свиты, представлены глинами серыми, темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, алевритистыми с глауконитом, с тонкими линзовидными прослоями алеврита глинистого и сидерита буровато-коричневого в верхней части. Встречаются мелкие пиритизированные растительности. Мощность талицкой свиты 122 - 157 м.

Эоценовый отдел, P2

Эоценовый отдел представлен люлинворской, и тавдинской свитами.

Люлинворская свита (P1-2ll) слагается глинами зеленовато и желтовато-зеленовато-серые, иногда с ржаво-бурыми пятнами алевритистые, участками алевритовые, с глауконитом, неяснослоистые. В нижней части глины опоковидные, неяснослоистые с прослоями опок серых и светло-серых, глинистых, массивных. Мощность отложений 211- 259 м.

Тавдинской свита (P2tv), сложена глинами светло-зелеными, голубовато-зелеными неяснослоистыми, алевритистыми с линзовидными прослойками кварцевого алеврита, с включениями бурого глинистого сидерита со следами ожелезнения. Встречаются редкие чешуи рыб, обугленные растительные остатки. Мощность отложений 160 - 180 м.

Олигоценовый отдел, P3

Олигоценовый отдел представлен атлымской, новомихайловской и туртасской свитами.

Атлымская свита (P3at) сложена песками и алевритами кварцевыми с прослоями бурых углей и глин. Мощность атлымской свиты 50 - 60 м.

Новомихайловскую свиту (P3nm) слагают глины, алевриты с прослоями песков и бурых углей. Мощность свиты около 80 м.

Туртасскую свиту (P3tr) образуют глины, алевриты зеленовато-серые, тонкослоистые с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Мощность свиты около 40 - 70 м.

Четвертичная система, Q

Четвертичная система представлена в нижней части глинами, алевритами зеленовато-серые, песчанистые с прослоями и гнездами и алевролитов серых, мелкозернистых. Включения бурых углей. Мощность 50 - 70 м.

В верхней части болотными и озерными отложениями: торфяниками, илами, суглинками и супесями. Общая мощность четвертичных отложений около 20 - 30м.

Таким образом, разрез Северо-Салымского месторождения сложен юрскими, меловыми и кайнозойскими образованиями, представленными переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Отложения осадочного чехла достоверно разделяется на слои и ритмы пород и являются типичными для месторождений Среднего Приобья.

.4 Тектоника

Западносибирская равнина является молодой платформой с палеозойским складчатым основанием-фундаментом и мезозойско-кайнозойским чехлом. Степень изученности их различна. Нижний характеризуется слабой изученностью, верхний, с которым связаны скопления углеводородов, изучен геолого-геофизическими методами и глубоким бурением.

Салымский нефтегазоносный район, куда входит Северо-Салымское нефтяное месторождение, в тектоническом отношении приурочен к Салымскому мегавалу рис 1.2. Простирание ее субмеридиональное, размеры 160×40км. На востоке через неглубокий прогиб Салымский мегавал сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

На севере мегавал отделяется от Верхне-Лемпинского мегавала и лемпинского прогиба, на западе от Ханты-Мансийской впадины Нижнее-Демьянской котловиной, на юго-востоке Чупальской седловиной от Демьянского свода и Юганской впадины через Тундринскую котловину.

Салымский мегавал осложнен структурами второго порядка: на севере выделяются Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге Верхне-Салымское куполовидное поднятие, разделяются они Милясовской котловиной.

Рис. 1.2. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998 г. (под редакцией В.И. Шпильмана)

В свою очередь Салымское куполовидное поднятие осложнено рядом локальных малоамплитудных структур: Лемпинская, Северо-Лемпинская, Южно-Лемпинская, Мало-Лемпинская, Северо-Лемпинская, Севская и др.

Согласно интерпретации сейсморазведочных работ 1982 - 1983г. Северо-Салымское месторождение приурочено к Северо-Салымскому локальному поднятию, которое представляет собой куполообразную складку с размерами 4,5×5 км в контуре изогипсы -2780 м. Амплитуда поднятия около 80 м.

По отражающему горизонту "А" (условно связывается с кровлей палеозойского фундамента) Северо-Салымское месторождение разбито тектоническими нарушениями на ряд блоков, наиболее высокие отметки горизонта отмечаются в районе разведочных скважин 150Р и 265Р абсолютная отметка (а.о. -3125 м). Пробуренная разведочная скважина 1183Р вскрыла отложения фундамента на глубине -3148 м. Размеры структуры при оконтуривающей изогипсе -3175 м составили 3×3 км и амплитудой 50 м. На северо-востоке и юго-западе от площади выделяются поднятия, но с меньшими размерами и амплитудой. На юго-востоке площади по горизонту "А" выделяется впадина.

По сейсмогоризонту "Б" Северо-Салымское месторождение унаследовало структурный план, но с меньшей амплитудой. На северо-востоке от месторождения выделяется впадина с размерами 3×4 км и амплитудой до 30м, отделяющая Северо-Салымское месторождение от мало амплитудного поднятия Промежуточной площади, оконтуривающейся изогипсой -2840 м размерами 6×4км и амплитудой до 10 м. По отражающему горизонту "М" высота Северо-Салымского месторождения уменьшилась на 25 м, хотя увеличился размер залежи до 6×5 км по оконтуривающей изогипсе -2025 м Наибольшая плотность профилей 2D-сейсморазведки наблюдается на севере и северо-востоке лицензионного участка. Юго-западная часть лицензионного участка, находящаяся в водяной зоне по всем пластам месторождения, профилями сейсмики 2D не охвачена. Плотность профилей в среднем составляет 2.8 погонных км/км².

В марте 2007г. на Северо-Салымской площади сейсмопартией 74/07 в разведочной скважине 147 проведено внутрискважинное сейсмопрофилирование (ВСП) и сейсморазведочные работы МОВ по профилю 74070010, проходящему через данную скважину. Также были проведены работы по переобработке материалов 1993 г. Западно-Милявской площади в объеме 220,6 пог. км

Таким образом: в тектоническом отношении Северо-Салымское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания, осложняющую северное крыло Салымского куполовидного мегавала.

Для Северо-Салымского поднятия свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием структурных планов вверх по разрезу при создании геологических моделей была учтена вся имеющаяся на дату составления данного проектного документа информация по данным сейсморазведочных работ. Структурные построения северного и северо-западного участков месторождения (Промежуточное и Западно-Милявское поднятия, соответственно) проведены с учетом материалов полученных в результате сейсмоисследований рис.1.3 [3].

Рис. 1.3. Схема сейсморазведочных работ 2007 г. на Северо-Салымском месторождении

.5 Нефтегазоносность

Геологический разрез продуктивных отложений Северо-Салымского месторождения вскрыт 756-ю скважинами. По результатам разведочного и эксплуатационного бурения нефтеносность месторождения установлена в отложениях горизонтов (пластов) БС 7-8, БС 6, АС 111 и ЮС 0.

По результатам сейсморазведочных работ 2007 г. и переинтерпретации материалов 1993 г. было уточнено геологическое строение продуктивных пластов в районе Западно-Милявского и Промежуточного поднятий.

Залежи нефти горизонта АС 11

Пласт АС 11 вскрыт бурением на глубине 2240 м. По пласту выделено две залежи: Основная и залежь в районе скв. 5017П (Западно-Милявская). Дебиты в эксплуатационных скважинах изменяются от единиц м³/сут. до 85 м³/сут. (скв.1202), 78 м³/сут. (скв.1103).

Основная залежь расположена в пределах контура нефтеносности и вскрыта большим количеством скважин. Характерной особенностью залежи пласта АС 11 является ступенчатая поверхность водонефтяного контакта. Так в центральной части залежи по данным ГИС отмечаются наиболее низкие абсолютные отметки ВНК, а наиболее высокие в периферийных участках. Однако общей тенденции повышения (понижения) гипсометрического положения ВНК по залежи выявлено не было. Поверхность контакта имеет сложную, ломанную структуру, которая обусловлена скорее всего влиянием внутрипластовых капиллярных сил (происходит увеличение переходной зоны за счет изменения фильтрационных характеристик пород, их смачиваемости и пр.) хотя в ряде случаев не исключена погрешность пересчета из относительных отметок (глубин) в абсолютные, так как удлинение по некоторым скважинам превышает 150 - 200м.

По данным ГИС граница нефть-вода отмечается в разных частях залежи в пределах а.о. от -2200 м до -2219 м. Основная часть скважин вскрыла ВНК на а.о. -2210 - 2215м

По результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность также доказана на различных гипсометрических отметках. ВНК изменяется от а.о. -2205,0 м на востоке залежи и до -2214,0 м в западной ее части. Полученные при испытаниях притоки нефти с водой, зачастую объясняются большой переходной зоной для данного пласта.

На основании материалов ГИС и данных опробования среднее значение ВНК по Основной залежи принято а.о. - 2212,0 м.

По типу залежь пластово-сводовая с обширной водонефтяной зоной (49%). Ее размеры в пределах установленных границ составляют 8,3×7,3км, высота - 40м. Площадь нефтеносности Основной залежи составляет 49504 тыс.м².

Западно-Милявская залежь расположена к северо-западу от основной залежи пласта и вскрыта одной скважиной (5017П). Испытание пласта проведено в интервале глубин 2257-2259 м. (а.о. -2220,0 -2221,0 м), где получен приток жидкости дебитом 14,52 м³/сут. при Нд = 1027,5 м, обводненность за счет промывочной жидкости составила 41,6%.

Стоит отметить, что в скв.5018Р, находящейся за пределами лицензионного участка в 2км северо-западнее скв.5017П, по данным ГИС в интервале пласта АС 11 на глубине 2258,4-2275,0 м (а.о. -2223,9 -2240,5 м) отмечается нефтенасыщенная толщина 1,6 м при эффективной толщине 7м. Подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 5018Р отбивается на а.о. - 2226,5 м Ранее скв.5017П и 5018Р рассматривались, как образующие единую залежь с отметкой ВНК -2226 м. (по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.5018Р). Согласно современным представлениям о строении Западно-Милявской площади форма залежи благодаря детализации поверхности несколько видоизменилась. Залежь оконтуривается изогипсой - 2226 м и имеет форму брахиантиклинальной складки северо-западного простирания. ВНК принят по данным геофизических исследований и опробования в скв.5017П на а.о. -2227 м. Однако, положение контакта требует уточнения, поскольку пласт опробован в скв.5017П лишь до а.о. -2221 м.

Залежь неполнопластового типа (водоплавающая). Размер залежи 3,9×2,7 км, высота залежи около 8 м. Площадь нефтеносности по данным структурных построений составила 4825 тыс.м².

Залежи нефти горизонта БС 6

Согласно детальной корреляции по ряду соседних месторождений (Правдинское, Тепловское, Кудринское и т.д.) горизонт БС 6 подразделяется на две составляющих: БС 61 и БС 62. Однако строение горизонта в пределах Северо-Салымского месторождения таково, что по большинству скважин провести четкую границу раздела не представляется возможным. Во многих скважинах отсутствует либо нижний (БС 62) либо верхний пропласток (БС 61), в части скважин пласты образуют единую монолитную пачку проницаемых пород, а местами встречается небольшая глинистая перемычка. Учитывая все это с позиции аккумуляции углеводородов и разработки рассматриваемые пласты слагают единый природный гидродинамический резервуар БС 61+2.

Современное представление о форме и размерах залежей пласта БС 61+2, также как и по пласту АС 11, существенно отличается. Пласт вскрыт на глубине 2430 м. В пределах пласта выявлено две нефтяные залежи Основная и район скв. 1П (Промежуточная площадь). Промышленная нефтеносность пласта доказана большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин.

По результатам глубокого разведочного и эксплуатационного бурения промышленная нефтеносность Северо-Салымского месторождения установлена в отложениях ахской (пласты БС 7-8, БС 6) и черкашинской (пласт АС 11) свит нижнего отдела меловой системы. В результате опробования отложений горизонта Ю 0 баженовской свиты были получены промышленные притоки нефти. Однако перспективность этих отложений, к настоящему моменту не оценена, а запасы не отражены в форме официальной отчетности "6ГР" Государственного баланса.

Всего по месторождению выявлено 6 нефтяных залежей. По пласту АС 11 выделено две залежи: Основная и Западно-Милявская; по БС 6 две залежи: Основная и Промежуточная; по БС 7-8 две залежи: Основная и Промежуточная [4].

.6 Гидрогеологическая характеристика

Северо-Салымское месторождение в гидрогеологическом отношении представляет собой часть единой гидрогеологической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности. Областями питания подземных вод являются горные сооружения на юге и юго-востоке низменности, а областью разгрузки - долины основных водных артерий и район Карского моря. Подтверждением этому служит изменение пьезометрических уровней от +130 +140 м в южных частях низменности, до +20 +40 м в северных ее районах и до +0,3 +4,4 м в северо-восточных. Статические уровни в Салымском районе колеблются в пределах +60 +90 м и +60 +86 м в районе Правдинского месторождения. Непосредственно на Северо-Салымском месторождении в процессе поисково-разведочного бурения статические уровни не были замерены, но наблюдаемые переливы пластовой воды, указывают на то, что водонапорная система продуктивных пластов неокома не является замкнутой и обладает довольно большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему району. Данные эксплуатации и проведенные гидродинамические исследования подтвердили существование в продуктивных горизонтах неокома АС 11, БС 6, БС 7-8 упруговодонапорного режима, напорная энергия которого, по мере увеличения объема добытого флюида, будет падать. Что ведет к необходимости поддержания пластового давления.

Северо-Салымское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, в вертикальном разрезе которого выделяются пять гидрогеологических комплексов, прослеживающихся на значительном расстоянии в западном и южном направлениях, и разделенных друг от друга регионально выраженными глинистыми водоупорами.

Верхний гидрогеологический этаж - Кайнозойский гидрогеологический бассейн, который представляет: четвертичный и неоген-палеогеновый (олигоценовый) водоносные комплексы.

Верхний гидрогеологический этаж объединяет осадки антропоген-олигоценового возраста и характеризуется свободным водообменом. Влияние климатических и геоморфологических факторов обуславливает наличие здесь пресных подземных вод, имеющих практическое значение для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую толщу, где грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой. Для хозяйственного и питьевого водоснабжения рекомендуется применение подземных вод четвертичного, туртасского и атлымского водоносных горизонтов верхнего гидрогеологического этажа.

Нижний гидрогеологический этаж. Здесь, в условиях затрудненного водообмена, формируются минерализованные термальные подземные воды. Нижний гидрогеологический этаж разделяется на Мезозойский и Палеозойский бассейны.

Палеозойский бассейн сложен трещиноватыми породами верхнего палеозоя. На одних участках (преимущественно на поднятых блоках) его система связана с юрским водоносным комплексом, на других - изолирована от него. Притоков пластовой воды в скважинах, вскрывших палеозойские отложения на Северо-Салымском месторождении, не получено.

В Мезозойский бассейн входят: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский водоносные комплексы.

Юрский водоносный комплекс, средне-нижнеюрский водоносный горизонт

Основу составляют водопроницаемые пласты тюменской свиты, развитой повсеместно и представленные неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. На территории месторождения водоносный комплекс характеризуется невысокими коллекторскими свойствами, по аналогии с соседними площадями: пористость не превышает 15 %, проницаемость нескольких мД. Низкие фильтрационно-емкостные свойства пород обуславливают слабую водообильность комплекса. Дебиты пластовых вод изменяются от нескольких десятков м³/сут до незначительных переливов, в ряде случаев объект оказывался "сухим". Средняя глубина залегания 2880м. Общая мощность комплекса до 300 м. По результатам испытания в скв.1183Р притока из первого водоносного комплекса не получено, поэтому охарактеризовать химический состав пластовых вод не представляется возможным. По соседним площадям (Лемпинская и Северо-Правдинская) минерализация пластовых вод колеблется от 9,1 г/л до 11,6 г/л; насыщенность вод метаном доходит до 90 %.

Питание водоносного комплекса происходит за счет краевого обрамления мега бассейна, разгрузка через центральную часть бассейна к Карскому морю. Водоупором юрского водоносного комплекса являются глинистые отложения абалакской и баженовской свит.

Неокомский водоносный комплекс

Представляет собой самую крупную водонапорную систему в пределах Западной Сибири и включает водоносные отложения ахской и черкашинской свит. Литологически комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. На Северо-Салымском месторождении этот комплекс испытывался в пластах группы АС, БС и ачимовской толщи. Общая толщина неокомского комплекса в пределах месторождения изменяется от 745 до 802м. В составе комплекса выделяется два водоносных горизонта, разделяемые глинисто-аргиллитовой толщей мощностью до 300 м: готерив-баррем-валанжинский и нижневаланжинский (ачимовский).

Нижне-валанжинский (ачимовский) водоносный горизонт представлен отложениями ачимовской толщи и характеризуется чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники имеют линзовидное строение. Пористость достигает 19 %, проницаемость 20 мД. Толщина комплекса до 70 м. В результате испытаний отложений ачимовской толщи в процессе доразведки месторождения практически везде притоки не были получены.

По результатам испытания этого водоносного комплекса на соседних месторождениях (Лемпинская, Малосалымская, Правдинская, Приразломное площади) минерализация составляет 10,5-17,1 г/л. Тип вод преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Основными солеобразующими элементами являются ионы натрия (3,7 до 6,4 г/л) и калия, хлора (4,8 до 9,6 г/л), гидрокарбонат-иона (от 0,6 до 2,8 г/л.). Концентрация йода в водах колеблется от 8,8 до 15,2 мг/л, брома - от 33,5 до 52,1 мг/л. В подземных водах комплекса содержатся растворенные газы метанового (до 55 %) и азотно-метанового состава.

Готерив-баррем-валанжинский водоносный горизонт охватывает верхнюю часть ахской свиты, свиты и нижнюю часть алымской свиты (нижний мел). Разрез комплекса представлен переслаиванием песчаников, аргиллито-алевритистых пород. Пористость данного комплекса изменяется от 17 % до 25 %, проницаемость - первых сотен мД. Толщина 400-500м. К отложениям этого комплекса приурочены основные залежи нефти Северо-Салымского месторождения. Данный комплекс опробован в большем объеме по сравнению с другими. Дебиты пластовых вод изменяются от 0,7 м³/сут переливом (скв.1П Тематическая) до 532 м³/сут (скв. 2П Рымовская). В основном воды гидрокарбонатно-натриевые, минерализация пластовых вод третьего водоносного комплекса изменяется от 7,6 до 15,8 г/л. Содержание основных макрокомпонентов: Na и К от 2,53 до 5,8 г/л, Cl - от 3,6 до 9,25 г/л, гидрокарбонат-иона %% до 2,3 г/л. В скв. 110Р отмечается промышленное содержание йода до 25 мг/л.

Воды рассматриваемого комплекса высоконапорные, термальные, насыщены растворенным газом метанового состава (до 94 %). Содержание азота 0,5-21,7%, углекислоты до 17,44%, гелия 0,019%.

Неокомский водоносный комплекс отделяется от вышезалегающего апт-альб-сеноманского комплекса чернореченской толщей и регионально выдержанным водоупором алымской свитой, суммарная толщина которых достигает 200 м.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс (апт-альб-сеноманский водоносный горизонт).

Стратиграфически приурочен к интервалу разреза уватской, ханты-мансийской и викуловской свит (нижний и верхний мел). Разрез комплекса представлен неравномерно чередующимися песками, слабосцементированными песчаниками, алевролитами, хаотично переслаивающимися с глинами. Преобладают песчаные породы. Строение комплекса - представляет собой беспорядочное линзовидное переслаивание обладающих различными фильтрационно-емкостными свойствами проницаемых пород и непроницаемых глинистых отложений (иногда опесчаненных).

По данным соседнего Салымского лицензионного участка, где проводился подсчет запасов вод данного комплекса, наилучшими коллекторскими свойствами обладают проницаемые отложения викуловской верхней и ханты-мансийской нижней подсвит, средневзвешенные параметры которых составляют: Кп=29,3%; 27,9% и Кпр=449,94 мД; 514,62мД, соответственно. Комплекс выдержан по площади и в разрезе. Водовмещающие отложения комплекса содержат высоконапорные, самоизливающиеся в ненарушенных условиях, термальные подземные воды.

На соседних месторождениях распространен преимущественно хлоркальциевый тип вод, встречается также хлормагниевый и гидрокарбонатно-натриевый. Минерализация воды по району изменяется от 11-19,2г/л. Содержание натрия и калия в воде составляет 3,7-7,5 г/л и 0,03-0,08 г/л, соответственно, кальция 0,05-0,34 г/л, магния 0,025-0,096г/л, хлора 5,5-12,3г/л, гидрокарбонат-иона 0,2-1,0г/л. Из микрокомпонентов в воде содержатся: йод в количестве до 17 мг/л, бром до 60,6мг/л, бор до 12мг/л, фтор до 0,7 мг/л. Водо-растворенные газы комплекса имеют преимущественно метановый состав с содержанием тяжелых углеводородов до 3,25% и углекислого газа 0,8 - 2%. Газовый фактор подземных вод изменяется в пределах 0,1 - 0,6 л/л

Комплекс апт-альб-сеноманских вод изучен, как источник вод для поддержания пластового давления при разработке залежей нефти. Лабораторными опытами доказано, что использование этих вод обеспечивает повышение нефтеотдачи на 3,5 - 4,5% по сравнению с водами из поверхностных источников. При закрытой системе сбора и закачки в нефтяные пласты подземные воды этого водоносного комплекса не вызывают активной коррозии оборудования. На Северо-Салымском месторождении с момента разработки для поддержания пластового давления закачено 11,3 тыс.м³ сеноманской воды. Существует возможность использования апт-альб-сеноманских скважин, пробуренных для создания оторочки и выполнивших свое назначение, для забора минеральных термальных вод этого комплекса с бальнеологическими целями [5].

1.7 Запасы нефти и растворенного газа

В рамках подсчета по Салымскому месторождению неокомских отложений (включая месторождения Салымское и Приразломное).

В 1996 г. выполнен пересчет запасов по Северо-Салымскому месторождению с утверждением в ГКЗ РФ по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8. Начальные запасы нефти и расворенного газа в целом по месторождению по категории В+С 1 составили: геологические - 94076 тыс.т, извлекаемые - 33808 тыс.т.

В период с 1996 по 2007 гг. в пределах лицензионного участка пробурена одна разведочная скважина и одна скважина на лицензионном участке Салымского месторождения, привлеченная для оконтуривания залежи, исследован керн из разведочных скважин 5017П и 5018Р, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти. В 2007г. на промежуточной площади Северо-Салымского месторождения сейсмопартией 74/07 в разведочной скв.147 проведено внутрискважинное сейсмопрофилирование (ВСП), сейсморазведочные работы МОВ по профилю 74070010, проходящему через данную скважину. Новая информация позволила уточнить контуры нефтеносности и подсчетные параметры по Промежуточной и Западно-Милявской площадям Северо-Салымского месторождения.

По результатам проведенных работ в 2008г. выполнен оперативный пересчет запасов УВ Северо-Салымского месторождения, где были переоценены запасы Западно-Милявской и Промежуточной площадей пластов БВ 6 и БВ 7-8 таблица 1.1

Таблица 1.1 По продуктивным пластам на Северо-Салымском месторождение числятся запасы.

В целом по месторождению начальные запасы нефти по категориям В+С 1 составили: геологические - 99391 тыс. т, извлекаемые - 35869 тыс. т; по категории С 2: геологические - 4115 тыс.т, извлекаемые - 1724 тыс.т. Рис. 1.4.

Рис. 1.4. Распределение начальных геологических запасов по пластам

Более 96% начальных геологических запасов Северо-Салымского месторождения отнесено к категории промышленных (В+С 1), что свидетельствует о хорошей изученности месторождения.

По состоянию изученности на 01.04.2008 г. запасы, числящиеся на Государственном балансе, обоснованы в достаточной степени и в уточнении не нуждаются [6].

2. Неокомский комплекс

Как известно, неокомский комплекс Западной Сибири (ЗС) является основным объектом добычи нефти (более 90% от общей добычи) в регионе. Это и весомый (более 70%) объем добычи жидких углеводородов в России. Неоком Западной Сибири наиболее реальный объект прироста запасов углеводородов и их добычи. Однако это будут месторождения и залежи иного типа, чем те, что открывались ранее, то есть с более сложной структурой запасов и значительными глубинами продуктивных горизонтов.

Так, в зоне восточного борта Ханты-Мансийской синеклизы выявлена гигантская Приобская нефтеносная зона. На севере, в Заполярье выявлена крупнейшая Восточно-Уренгойская зона газоконденсатных залежей (Брехунцов и др., 1999г.), контуры которой пока еще до конца не установлены. Не исключено, что в этой зоне окажутся весьма крупные запасы газа и конденсата. Можно предположить, что все месторождения находящиеся в неокомском продуктивном комплексе связаны с особым типом ловушек, а именно с неструктурными ловушками углеводородов.

Неоком, в отличие от других нефтегазоносных комплексов Западной Сибири (верхнеюрского, апт-альбекого, сеноманского и др.), является не только наиболее значимым, но и весьма сложным по своему строению. Эта сложность во многом определяется клиноформным строением, которое, как утверждают некоторые исследователи, до конца не доказано.

Ряд известных геологов по-прежнему отрицают клиноформное строение неокома, считая, что на сейсмопрофилях отражается лишь некий физический эффект (Нестеров, 1992 г.; Онищенко, 1994 г. и др.).

Формированием элементов клиноформ в различных фациальных обстановках обусловлено разнообразием типов резервуаров, ловушек и связанных с ними залежей УВ. Все это усложняет прогноз, поиск, разведку и эксплуатацию залежей.

Некоторые сложности изучения, а также выявления скопления углеводородов возникают из-за принадлежности данного типа отложений к различным фациям, палеогеоморфологическим и палеотектоническим обстановкам, что отрицательно сказывается на поисках углеводородов, а также затрудняет интерпретацию продуктивных пластов и горизонтов данного комплекса [7].

.1 Представлений о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГО

В данной главе будет рассмотрена геологическая модель строения неокомского комплекса от главенствующей горизонтально-слоистой модели до принятой на сегодняшний день клиноформной модели. Термин "клиноформа" был применен для обозначения трех различных обстановок осадконакопления в пределах континентального склона: шельф (ундаформа), склон (собственно клиноформа) и подножие шельфового склона (фондоформа).

Представления о клиноформном строении неокомских продуктивных пластов стали основными благодаря существенному увеличению за последнее время выполненных сейсмической съемок и увеличения количества скважинной и палеонтологической информации. Идея связи этих пластов с клиноформами принадлежит А.Л. Наумову, который во второй половине 1970 - х годов обосновал и разработал новую косослоистую модель клиноформных отложений. В этой модели неокомские отложения рассматриваются как циклически построенная толща, образовавшаяся в результате бокового наращивания континентального склона. Формирование неокомского комплекса происходило в условиях сравнительно глубоководного от 250м до 950м морского бассейна. Обломочный материал поступал в основном с Сибирской платформы, Енисейского кряжа, Алтае-Саянской и Таймырской складчатых областей, и в меньшей степени с Урала. Этой неравномерностью поступления обломочного материала обусловлена асимметрия строения неокома: депоцентры толщи сдвинуты к Уралу относительно оси палеобассейна, а Приуральская зона значительно уже Приенисейско-Саянской зоны. Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности неокомского комплекса приурочены именно к восточным клиноформам.

Заполнение неокомского бассейна происходило ритмично, прерываясь трансгрессиями, во время которых накапливались более глинистые отложения. Формирование рассматриваемых неокомских отложений с востока на запад происходило в различных палеогеографических обстановках: прибрежно-морское, шельфовое, склоновое и глубоководно-морское. Шельфовые пласты формировались в условиях дельтовых платформ, а ачимовские отложения в более глубоководных частях где они представлены глубоководными конусами выноса турбидитовых потоков. В этих условиях имеют место оползневые, гравитационные и другие процессы, способствовавшие перераспределению осадков. Согласно клиноформной модели изохронные седиментационные поверхности в неокомских отложениях погружаются к баженовской свите в направлении от обрамления к центру седиментационного бассейна, и каждый песчаный пласт имеет свою региональную линию глинизации, связанную с бровкой палеошельфа.

Эти выводы о строении неокомского продуктивного комплекса существенным образом изменили представления о закономерностях пространственного размещения залежей углеводородов, так как основным фактором, контролирующим геометрию залежей, стал не структурный, а литологический.

Одним из главных условий формирования песчано-алевритовых отложений ачимовской толщи является превышение скорости поступления обломочного материала над скоростью погружения седиментационного бассейна. Транспортировка терригенного материала к подножию шельфа происходила по системе желобов, развитых во фронтальной части дельты в виде турбидитовых потоков и подводных оползней. Лавинная седиментация у подножия склона, приведшая к образованию ачимовской толщи, связана с низким уровнем океана и, возможно, с перерывами седиментации на шельфе. В дальнейшем перемещение осадков по дну бассейна осуществлялось под воздействием глубоководных течений и контролировалось палеогеоморфологическими условиями. При достаточно высокой гидродинамической активности дельтовых потоков ачимовские клиноформы образовывались одновременно с осадками шельфа. Такое фациальное разнообразие накопления клиноформных отложений обуславливает многообразие типов неантиклинальных ловушек углеводородов.

Важную роль при разработке месторождений играют шельфовые пласты, которые представляют собой аккумулятивные дельты палеорек, впадавших в неокомский морской бассейн. Шельфовые пласты играют не малую роль так-как они представляют собой аккумулятивные участки побережья в устье реки, сложенный преимущественно речными отложениями, лишь по окраине перемытыми морем. Дельты характерны для геологических эпох со стабильным или опускающимся уровнем моря. Они формировались в тех областях, где реки выносили в море больше осадков, чем течения были способны перераспределить. Именно дельты, наряду с течениями, определяли формирование литологических тел сложной конфигурации. Шельфовые песчаные пласты глинизируются в зоне перехода ундаформы в клиноформу (бровка палеошельфа). Региональные зоны глинизации шельфовых пластов протягиваются через Западную Сибирь в субмеридиональном направлении (с юго-запада на северо-восток), последовательно смещаясь (от древних к молодым) в западном направлении к центру бассейна [8].

2.2 Характеристика продуктивного пласта АС 11 в неокомских отложениях Фроловской НГО

Характер изменения физических свойств нефтей пласта АС 11 является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания, а также увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа, ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объёма нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объёмный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

Состав газа в куполе складки имеет больше азота, метана, этана, пропана приблизительно на 2%, чем в крыльях. Бутановых углеводородов больше находится в крыльях.

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков.

Отложения данного горизонта представлены песчаниками, алевролитами и глинами, формировавшиеся в субаквальной обстановке с активной гидродинамикой водной среды, о чем свидетельствуют текстурные и структурные признаки пород.

Почти все пласты АС 11 находятся в Фроловской НГО в черкашенской и ахской свитах, приуроченных к неокомскому покровному и клиноформному нефтеносному комплексу.

В неокомском покровном нефтегазоносном комплексе черкашенской свиты продуктивные пласты АС 11 залегают на глубине 2000 - 2400 м. Пласт является продуктивным на следующих месторождениях: Западно-Айпинском, Западно- Камынском, Северо-Айпинском, Айпинском, Верхнешапшинском, Северо-Салымском месторождениях Горшковской и Приобской площадей и др.

В неокомском клиномормном нефтегазоносном комплексе ахской свиты продуктивные пласты АС 11 залегают на глубине 2600 - 2820 м пласт является продуктивным на следующих месторождениях: Северо-Кондинском, Кондинском, Западно-Айпинском, Западно-Камынском, Верхнешапшинском, месторождениях Селияровской, Приобской, Южно-Приразломной и Горшковской площадей петрофизические зависимости между сейсмическими и геологическими характеристиками пластов создают фундаментальную основу для интерпретации динамических параметров сейсмических отражений. Для количественного прогнозирования свойств в межскважинном пространстве на основе сейсмических данных применяют несколько методик. Одними из самых распространенных способов являются статистический анализ сейсмических атрибутов, инверсия и AVO анализ. Под сейсмическим атрибутом понимают всю информацию, полученную из сейсмических данных прямыми измерениями, логическими или опытными путями. Современные возможности использования сейсморазведки при решении указанных задач базируются на статистическом обосновании сейсмических атрибутов посредством их сопоставления с данными каротажа, изучения керна и опробований. Первое и обязательное условие его применимости наличие физических предпосылок. Методики атрибутного анализа основаны на практически общепризнанном теоретическом постулате, согласно которому атрибуты сейсмического волнового поля (амплитуды, частоты, фазы) зависят от разницы акустической жесткости пластов, формирующих отражающую границу. В свою очередь, акустическая жёсткость определяется главным образом литологическим составом, а именно пористостью и песчанистостью горных пород.

При анализе сейсмических данных можно выявить русла, конусы выноса, фации продвижения береговой линии и многие другие седиментационные формы. Внутреннее строение сейсмического комплекса может быть столь же информативным, как и его границы. В данном случае особенно важны амплитуда и выдержанность отражающих горизонтов.

Для клиноформных отложений выделено несколько характерных рисунков сейсмических отражений, разнообразие которых объясняется вариациями скорости осаждения материала и глубины дна. Сигмовидная, косослоистая, черепицеобразная, бугристая схемы латерального наращивания образуются при постепенном боковом развитии плавно погружающихся седиментационных поверхностей. Тип сейсмической фации зависит главным образом от глубины моря в момент накопления этих отложений. Отложения палеошельфа характеризуются параллельностью отражений.

Несмотря на практически полное признание клиноформного строения неокомской толщи Западной Сибири, по ряду месторождений на государственный баланс приняты запасы, основанные на субгоризонтальной модели строения неокомской толщи и корреляции горизонтов согласно принципу сохранения мощностей. Такое упрощенное и ошибочное представление ведет к неправильному пониманию распределения и морфологии продуктивных отложений, и, как следствие, к неправильной оценке запасов месторождений. Сложное клиноформное строение продуктивных пластов и особенности распространения коллекторов необходимо учитывать при анализе межфлюидных контактов, обосновании выделения подсчетных объектов и проектировании разработки залежей, поскольку пласт, выделяемый как покровный, зачастую не может рассматриваться в качестве единого резервуара [9].

.3 Пласт АС 11 и его характеристика на месторождениях Фроловской НГО

Правдинское месторождение

На Правдинском месторождение пласт АС 11 тип залежи-пластовая сводовая размеры залежи 7×4,5 км высота залежи 10 - 12 м. Отметка ВНК -2069м.

Абсолютные отметки кровли колеблются от -2076 до -2100 м. Пласт имеет значительную общую толщину пласта, которая в среднем составляет 30,9 м, эффективная толщина изменяется от 6 до 27,6 м при среднем значении 14,9 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,8 м, при среднем значении 8,8 м. Отмечается высокая расчлененность 9,6 м.

Пласт АС 11 представлен мелкозернистыми песчанниками с прослоями крупнозернистых алевролитов. Коллекторские свойства пласта изучены по разрезу 3-х скважин, пористость нефтенасыщенного прослоя составила 21%, проницаемость 145×10-3.

В скважине 51Р при испытании интервала глубин 2125,4 -2131 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,1 м³/сут, в том числе 7,3 м³ нефти и 15 м³ воды через 50 мм. штуцер. По ГИС ВНК в этой скважине на отметке 2101,2 м. В целом по пласту колебание отметок границы "нефть-вода" па скважинам имеет широкий диапазон, связано это с наличием плотных пропластков, как глинистых так и известковых, которые "плавают" по разрезу и в большинстве скважин определяют характер насыщения [10].

Приразломное месторождение

Пласт АС 112 выделяется на севере Приразломной залежи в районе скважины 188. Промышленная нефтеносность пласта доказана испытанием скважины 188, при испытании которой получен приток нефти с водой: нефти 5,3 м³/с, воды 1,08 м³/c. ВНК по залежи принимается условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 188 на а.о.-2371 м. Размеры залежи 5×4,2 км, высота 7 м. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта АС 111 Приразломного месторождения вскрыта в скважине 191, при испытании которой был получен приток нефти дебитом 9,8 м³/с при динамическом уровне 663 м. Размеры залежи 6,5×4,7 км, высота 13 м. Залежь пластово-сводовая. ВНК по залежи не установлен [11].

Приобское месторождение

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов смотрите рисунок.

Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения.

Рис. 2.1. Границы распространения пластов

В продуктивном пласте АС 11 выявлена единая залежь, приуроченная к отложениям шельфа, размерами 51,2×21,5 км, и простирающаяся на юге за пределы лицензионного участка. Глубина залегания ее поверхности изменяется от 2388 до 2496 м. Залежь вскрыта 48 разведочными скважинами и рядом эксплуатационных скважин. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широких пределах. Максимальные значения отмечаются в районе скв. 1, 246,1001 и составляют 42,6 м, повышенные значения вскрыты в скв 265 (19,8 м) и в скв. 405 (21,2 м). По сравнению с другими пластами коллекторы данного пласта характеризуются наличием пропластков толщиной до 20 м. При этом открытая пористость по скважинам изменяется от 16 до 21%, нефтенасыщенность составляет 0,49 - 0,82, коэффициет песчанистости колеблется в пределах от 0,03 до 0,74 [12].

Северо-Кондинское месторождение

В тектоническом отношении оно приурочено к локальному поднятию Кондинское-2, которое было подготовлено к поисковому бурению работами сп.12/90 - 91.

В скв.18, пробуренной в присводовой части структуры в 1997 г., была установлена продуктивность группы пластов АС. Залежь пласта АС 11 является наиболее крупной на изучаемом месторождении. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скв.18, равна 27,6 м. Опробованием продуктивность доказана до а.о. -2637 м. При испытании пласта получен приток нефти дебитом 10,1 м³/сут на СДУ 1090м. ВНК залежи не вскрыт и принят на максимально высоком уровне на а.о.-2640м. В процессе дальнейшего изучения возможно понижение ВНК. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 9×8,2 км, высота около 40м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС 11 нефтенасыщенная толщина в скв.18 составила 7,2 м. Продуктивность испытанием доказана до а.о.-2655 м. Получен непромышленный приток нефти дебитом 1,9 м³/сут на СДУ 1314 м. ВНК залежи принят на а.о. -2660 м, что соответствует среднему положению между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв. 18 и кровлей водонасыщенных песчаников в скв.19 Малокондинской. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 7,0×3,5 км, высоту 14 м. По типу залежь пластовая сводовая. Следует отметить, что в скв.16 Кондинской площади, расположенной в непосредственной близости от описываемой, в пласте АС 11 выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС 11 Приобского месторождения. Пористость и нефтенасыщенность пород определялись в результате обработки материалов ГИС с учетом данных керна. КИН принят с учетом данных по одноименным пластам Приобского месторождения [13].

Логачевское месторождение

Залежь пласта АС 111 является наиболее значительной на месторождении. Вскрытая в скв.224 нефтенасыщенная толщина по данным ГИС равна 4.8м. Продуктивность залежи опробованием доказана до а.о.-2512 м. Полученный при испытании пласта АС 111 приток нефти равен 7.2 м³/сут при депрессии 10МПа. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о.-2520 м. В этих границах залежь имеет размеры 15.7×6.0 км, высоту 22 м. По типу залежь пластовая сводовая с литологическим экранированием с востока и запада [14].

Лянторское месторождение

На данном месторождение пласт АС 11 газонефтяной, характеризуются наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Рис. 2.2 Лянторское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез пласта АС 11.

, 2, 3 песчаники соответственно нефте-, газо-, водонасыщенные; 4 глинистые пропластки

Общая толщина пласта АС 11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла, с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС 11 также характеризуются широким диапазоном изменения значений от 2 - 4 до 28 - 30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6).

Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры. Залежь пласта АС 11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16×4 - 6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС 11 изучена по 178 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2×10^-3 до 698×10^-3 мкм² при среднем значении 266×10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части 258×10^-3 мкм², по водонасыщенной 276×10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229×10^-3 до 316×10^-3 мкм².

Коллекторские свойства пласта АС 11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536×10^-3 мкм² при вариациях 1×10^-3 - 1493×10^-3 мкм² [15].

Северо-Кондинское нефтяное месторождение

Залежь пласта АС 11 является наиболее крупной на изучаемом месторождении. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скв.18, равна 27,6 м. Опробованием продуктивность доказана до а.о.-2637 м. При испытании пласта получен приток нефти дебитом 10,1 м³/сут на СДУ 1090 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на максимально высоком уровне на а.о. -2640 м. В процессе дальнейшего изучения возможно понижение ВНК. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 9×8,2 км, высота около 40 м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС 11 нефтенасыщенная толщина в скв.18 составила 7,2 м. Продуктивность испытанием доказана до а.о.-2655 м. Получен непромышленный приток нефти дебитом 1,9 м³/сут на СДУ 1314 м. ВНК залежи принят на а.о.-2660 м, что соответствует среднему положению между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв.18 и кровлей водонасыщенных песчаников в скв.19 Малокондинской. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 7,0×3,5 км, высоту 14 м. По типу залежь пластовая сводовая. Следует отметить, что в скв.16 Кондинской площади, расположенной в непосредственной близости от описываемой, в пласте АС 11 выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС 11 Приобского месторождения. Пористость и нефтенасыщенность пород определялись в результате обработки материалов ГИС с учетом данных керна. КИН принят с учетом данных по одноименным пластам Приобского месторождения [16].

Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D и данным бурения скважин на территории Нижне-Шапшинской площади был выполнен анализ толщин с целью определения истории формирования и развития песчаных тел. Проведенное сопоставление поверхности фундамента и расположения линз показало, что их границы совпадают с границами приподнятого блока фундамента меридионального простирания. По результатам выполненной работы уточнено геологическое строение пласта АС 11, прослежены три песчаных тела и уточнены их границы. Залежи нефти, которые приурочены к западной и центральной линзам, изолированы друг от друга и имеют разные ВНК, восточная линза водонасыщена при более высоком гипсометрическом положении относительно центральной и западной линзы. По результатам проведенного анализа был сделан вывод, что формирование юрских и меловых отложений происходило в платформенных условиях и сохранило унаследованный характер от поверхности доюрского фундамента. Формирование пласта АС 11 происходило в условиях компенсированного заполнения морского бассейна, что привело к образованию клиноформных тел. При этом границы песчаных тел имеют ограниченное распространение и прослеживаются вдоль приподнятых блоков фундамента меридионального направления. Выполненный анализ имеет важное практическое значение, так как обосновывает положение границ линз, которые раньше проводились условно [17].

Продуктивный пласт АС 11 содержит 51% извлекаемых запасов всего месторождения и является первым по этой величине среди всех пластов Северо-Салымского месторождения.

Основная залежь данного месторождения разбурена по трехрядной системе разработки и является многопластовым.

Степень выработки запасов пластов находящихся в разработке достаточно близка. Из основного объекта разработки (пласта АС 11), содержащего 51% геологических запасов, отобрано 65.8% начальных извлекаемых запасов

В результате разбуривания проектной сеткой скважин были уточнены границы нефтеносности залежи и ее геологическое строение. При разбуривании краевых зон скважины, попавшие в зоны с нефтенасыщенными толщинами пласта ниже предельных значений, характеризовались низкими показателями по добыче нефти.

Пласт АС 11 отличается высокой неоднородностью по проницаемости как в пределах одного интервала, так и между продуктивными интервалами, что в значительной степени усложняет охват его процессом вытеснения. Наличие водоносного пласта АС 112, подстилающего нефтеносный пласт АС 11 по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов.

Тип залежи пласта АС 11 пластово-сводовый. Почти половина площади нефтеносности относится к водонефтяной зоне, в которой содержится около трети начальных геологических запасов пласта.

Водонефтяная зона пласта представлена в виде приконтурной полосы шириной около 1 км, окаймляющей залежь, и участка, впадающего в пределы залежи на юго-западе. Средняя нефтенасыщенная толщина зоны равна 8,4м (средневзвешенная по площади).

Продуктивные пропластки ВНЗ пласта АС 11 преимущественно контактные: в половине скважин (49,7%) отсутствуют глинистые разделы, в остальных толщина глинистого раздела в основном не превышает 2м (37,3%).

Водонефтяная зона вскрыта 78 скважинами, в том числе в 53 вскрытая нефтенасыщенная толщина 7м и более, в остальных она меньше.

Чистонефтяная зона пласта АС 11 значительно продуктивнее по сравнению с ВНЗ. Площадь ее составляет около половины всей площади нефтеносности залежи. В пределах ЧНЗ содержится 68 % запасов нефти всей залежи.

Средняя нефтенасыщенная толщина ЧНЗ равна 13,9 м, что в 1,7 раз больше толщины пласта в ВНЗ.

Материалы позволяют говорить о неудовлетворительной разработке, что можно объяснить целым рядом осложнений геологической и технологической природы: пласт АС 11 является сложным по геологическому строению объектом со средней расчлененностью равной 3.4, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 0.6 - 25 м, средняя проницаемость по результатам исследований керна в этом пласте самая низкая по сравнению с другими объектами разработки - 42 мД. Пласт АС 11 отличается высокой неоднородностью по проницаемости как в пределах одного интервала, так и между продуктивными интервалами; наличие водоносного пласта АС 12, подстилающего нефтеносный пласт АС 11 по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов. Пласт содержит наибольшее количество запасов, которые, учитывая сложное строение пласта, относятся к трудноизвлекаемы [20].

.4 Региональные особенности распространения месторождений в Фроловской НГО

На территории Фроловской НГО месторождения распределены неравномерно, в основном они сконцентрированы в наиболее приподнятых в структурном отношении районах. В западных районах к настоящему времени открыто не так много месторождений, это связано с отсутствием крупных положительных структур, а следовательно, меньшей привлекательностью района и поэтому довольно слабой его изученностью сейсморазведкой и глубоким бурением.

Практически все выявленные месторождения многозалежные. Всего в неокоме исследуемой территории открыто примерно 50 месторождений, в которых содержится более 200 залежей.

Первые промышленные притоки нефти из неокомских отложений получены в начале 70 - х годов на Ярайнерской, Вынгапуровской и Вынгаяхинской площадях, приуроченных к крупным и контрастным положительным структурам, выделяемым по отражающим горизонтам А и Б. Bcе эти площади находятся в пределах куполовидных поднятий.

Месторождения Фроловской НГО в основном связаны с локальными поднятиями и по местонахождению могут быть разделены на две группы. К первой из них относятся месторождения-сателлиты, расположенные вокруг ранее открытых крупных месторождений центральной части района. Во вторую группу объединены месторождения, выявленные на западе и юго-западе территории. Исключением из этих двух групп явилось открытое в 1993 г. Спорышевского месторождения, приуроченного к Ноябрьскому куполовидному поднятию.

Динамика открытий месторождений прослеживается с востока на запад, от наиболее крупных и высоких плит данных положительных структур к менее выраженным в разрезе чехла. Сравнительный анализ строения фундамента и выявленных запасов нефти свидетельствует о том, что основная концентрация УВ в неокомском разрезе региона явно тяготеет к Центрально-Западносибирской тектонической зоне развития поздних герцинид (77% геологических запасов) и тектонической зоне Уренгойско-Колтогорского рифта (21%). В контуре северной части Уват-Ханты-Мансийского срединного массива залежи содержат не более 2% общих запасов исследуемой территории.

К настоящему времени глубоким бурением опоискованы все крупные положительные структуры Западной Сибири, а так же локальные поднятия, расположенные внутри ареалов выявленных месторождений[18].

.5 Свойства пород коллекторов пласта АС 11 в Фроловской НГО

Фроловская НГО расположена между Красноленинским и Сургутским сводами в пределах одноимённой мегавпадины, осложненной структурами различных порядков. В работе использована Тектоническая карта центральных районов Западной Сибири, составленная коллективом авторов под редакцией В.И. Шпильмана, Подсосовой Л.Л., Змановского Н.И.

Для рассматриваемой территории характерны два типа разрезов: неокомский покровный и неокомский клиноформный.

Верхние резервуары - это шельфовые пласты, формировавшиеся во времена максимальных скоростей осадконакопления и мощного сноса обломочного материала. Пласт АС достаточно выдержан по площади, толщина отдельных из них в песчаных горизонтах составляет 10 -12 м и более.

Нижние клиноформные резервуары образовались в раннем неокоме, когда скорости накопления осадков были очень низкими, рельеф морского дна был заровнен седиментацией. Инертность тектонической активности обусловила плохую сортировку песчаного материала, значительную литологическую неоднородность пластов, снижение фильтрационно-емкостных свойств пород. Отражением такой обстановки являются ачимовские отложения (пласты Ач).

В целом по всем объектам в западном направлении отмечается уменьшение толщин пластов и их песчанистости. Огромная площадь исследования с проявлением различных фациальных обстановок предопределила непостоянство разреза, а также не могла не сказаться на качестве пород-коллекторов.

Для определения результатов коэфицента пористости Кп и коэфицента проницаемости Кпр и других свойств было использовано более 2800 анализов Кп, Кпр. по 283 поисково-разведочным скважинам, пробуренным в различных участках описываемой НГО.

По результатам исследований было выявлено распределение открытой пористости по шельфовому пласту АС 11, данный пласт представляет собой конкретную геологическую (петрофизическую) систему, чётко опознаваемую в разрезе.

Из пластов АС наибольшей средней проницаемостью 45мД. характеризуется пласт АС 11, который выделяется большими значениями толщин и песчанистостью.

Существует тенденция уменьшения пористости клиноформных пластов с глубиной. Диапазон изменения Кп. здесь значительно меньше, чем по шельфовым пластам. Рассматриваемый пласт АС 11 имеет значение пористости равное 17,7%. Изменения проницаемости по разрезу нет.

При описании коллекторских характеристик пласта, выявлено, что ёмкостно-фильтрационные свойства песчаных пород шельфовых образований в целом значительно выше, чем клиноформных. Изучив коллекторские характеристика пласта, можно смело заявить о том, что фильтрационные свойства песчаных пород шельфовых образований в целом значительно выше, чем клиноформных.

Наряду с общей закономерностью снижения коллекторских свойств пород с глубиной несомненный практический интерес представляет установление характера их изменения в региональном плане.

В целом отмечается, что мощные выдержанные пласты с хорошими фильтрационо-емкостными свойствами пород обычно приурочены к высокоамплитудным структурам, качество коллекторов зависит от фациальных условий осадконакопления. Имеющиеся материалы позволили определить приуроченность песчаников с высокими ФЕС к крупным структурам. Вместе с тем выявлены еще и другие особенности размещения коллекторов по территории.

Пласт АС 11 на Биттемской площади характеризуется Кпр, ср. 23мД, то есть коллекторы по проницаемости соответствуют IV классу. Однако есть отклонения от этого правила. Например, на Ай-Пимской площади Кпр, ср того же пласта составил всего 3 мД, что характерно уже для V класса коллекторов. Снижение качества объясняется спецификой литологического строения пласта. Эффективные толщины даже в купольной части складки чаще всего не превышают 5 м. В западном направлении пласт постепенно выклинивается.

Полоса песчаных пород рассматриваемой группы пластов к югу от Ай-Пимского вала переходит в Тундринскую котловину. Оценку фильтрационных свойств песчаников в этой части территории можно получить по очень крупной по размерам Приобской площади, в пределах которой располагается одноимённое месторождение нефти. Средняя проницаемость пласта АС 11 равна 19 мД.

Достаточно полно изучены коллекторы группы пластов АС 11 на территории Салымского и Верхнесалымского мегавалов. На фоне большей их части (собственно Салымская, Нижнешапшинская, Петелинская, Верхнесалымская пл.) с Кпр, ср = 60 - 85 (IV класс) выделяются участки (Пойкинская, Северо-Салымская, Западно-Салымская площади), где песчаники по проницаемости 108 - 147мД следует отнести уже к III классу коллекторов.

Как видно, даже в пределах одного тектонического элемента сравнительно выдержанные по простиранию пласты претерпевают вариации изменения свойств от одного класса к другому, сообразуясь, прежде всего, с высотой складки. Так, наибольшая из указанных Кпр, ср.147мД. установлена для самой приподнятой Пойкинской структуры.

Эти особенности изменения качества песчаников свидетельствуют об условиях активной волновой деятельности. При осложнении палеосводов локальными поднятиями в прогибах между ними, где гидродинамический режим был слабее, накапливались породы с пониженными коллекторскими свойствами и хуже отсортированными [7].

Данные закономерностей распространения и качества коллекторов пластов группы АС, позволило сделать следующие выводы:

Качество коллекторов во многом определяется структурным планом. Коллекторы лучшего качества, как правило, встречаются на крупных структурах первого и второго порядков. В целом, чем выше структурный ранг поднятий, тем качество коллекторов лучше. Иначе, на мегавалах, валах, песчаные породы имеют повышенные ФЕС, чем на террасах и котловинах.

Значительную часть разреза занимает пласт АС 11. Это коллекторы преимущественно IV класса, реже III. Коллекторские свойства пород ачимовской пачки в целом низкие, по проницаемости - преимущественно V класса.

На качество коллекторов влияет литологическая характеристика пласта. В пластах однородного строения качество выше, чем в тонких заглинизированных и сильно расслоенных пластах [19].

Заключение

В заключение данной работы можно сказать, что динамика открытий месторождений Западной Сибири прослеживается с востока на запад. Сравнительный анализ строения фундамента и выявленных запасов нефти в Западной Сибири свидетельствует о том, что основная концентрация УВ в неокомском разрезе региона расположенна в Центрально-Западносибирской тектонической зоне развития поздних герцинид 77% геологических запасов и тектонической зоне Уренгойско-Колтогорского рифта (21%). В контуре северной части Уват-Ханты-Мансийского срединного массива залежи содержат не более 2% общих запасов исследуемой территории.

Формирование неокомского комплекса происходило в условиях сравнительно глубоководного от 250м до 950м морского бассейна. Обломочный материал поступал в основном с Сибирской платформы, Енисейского кряжа, Алтае-Саянской и Таймырской складчатых областей, и в меньшей степени с Урала. Этой неравномерностью поступления обломочного материала обусловлена асимметрия строения неокома: депоцентры толщи сдвинуты к Уралу относительно оси палеобассейна, а Приуральская зона значительно уже Приенисейско-Саянской зоны. Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности неокомского комплекса приурочены именно к восточным клиноформам.

Характер изменения физических свойств нефтей пласта АС 11 является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания, а также увеличивается от свода к крыльям залежи, а в сводовой части залежи всегда больше газа.

Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.

В целом отмечается, что мощные пласты с хорошими фильтрационо емкостными свойствами ФЕС пород обычно приурочены к высокоамплитудным структурам, качество коллекторов зависит от фациальных условий осадконакопления.

На качество коллекторов так же влияет литологическая характеристика пласта. В пластах однородного строения качество выше, чем в тонких заглинизированных и сильно расслоенных пластах.

Литература

1. Дополнение к проекту разработки Северо-Салымского месторождения.

. Белонин М.Д., Брехунцов А.М. и др. Закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Под ред. В.И. Карасева, Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова. - Ханты-Мансийск: Изд-во "Путиведь", 2002г. № 5.С. 109-117.

. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. С. 3-23.

4. Шпильман В.И., Солопахина Л.А., Пятков В.И. Новая тектоническая карта центральных районов Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Материалы 2-й научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск 1999г. С.96-116.

. Мониторинг западных районов Западной Сибири (территория деятельности Хантымансийскнефтегазгеологии) // Барташевич Ю.А. и др. Тюмень - Ханты-Мансийск.- 1992.

. Сорокина Е.Г., Чернова Л.С. Условия формирования продуктивного // Тр. СНИИГГИМС.- Вып. 47. - Новосибирск. 1966г.

7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. М.: ЦентрЛит, 2004. 514 с.

. Вестник недропользователя № 2 Ханты-Мансийского автономного округа новые месторождения, результаты их оценки.

. http://window.edu.ru моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти 28 апреля 2011 г.

. http://geo.web.ru Инюшкина А.А Изучение геологического строения клиноформных резервуаров Западной Сибири по данным сейсморазведки и каротажа.

. http://www.geolib.ru неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа 1988г.

. http://geoman.ru Западно-Сибирская плита 1981г. Гаврилов В.П

. www.revolution.ru Анализ разработки Правдинского месторождения.

. http://oilloot.ru Геология Приразломного месторождения.