Региональные особенности продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

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 АС₁₁ в неокомских отложениях Фроловской НГО

Характер изменения физических свойств нефтей пласта АС₁₁ 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 АС₁₁ находятся в Фроловской НГО в черкашенской и ахской свитах, приуроченных к неокомскому покровному и клиноформному нефтеносному комплексу. тектоника нефть пласт клиноформный

В неокомском покровном нефтегазоносном комплексе черкашенской свиты продуктивные пласты АС₁₁ 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 АС₁₁ 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].

2.3 Пласт АС₁₁ и его характеристика на месторождениях Фроловской НГО

Правдинское месторождение

На Правдинском месторождение пласт АС₁₁ тип залежи-пластовая сводовая размеры залежи 7Ч4,5 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 АС₁₁ представлен мелкозернистыми песчанниками с прослоями крупнозернистых алевролитов. Коллекторские свойства пласта изучены по разрезу 3-х скважин, пористость нефтенасыщенного прослоя составила 21%, проницаемость 145Ч10^-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

Пласты группы АС на Приразломном месторождении приурочены к песчаникам черкашинской свиты и выделяются в 2 подсчетных объекта АС₁₁¹и АС₁₁^2.

Пласт АС₁₁² 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 5Ч4,2 км, высота 7 м. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта АС₁₁¹ 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 6,5Ч4,7 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 АС₁₁ выявлена единая залежь, приуроченная к отложениям шельфа, размерами 51,2Ч21,5 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 АС11 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 9Ч8,2 км, высота около 40м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС₁₁ 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 7,0Ч3,5 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 АС₁₁ выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС₁₁ 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 АС₁₁¹ 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 АС₁₁¹ 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 15.7Ч6.0 км, высоту 22 м. По типу залежь пластовая сводовая с литологическим экранированием с востока и запада [14].

Лянторское месторождение

На данном месторождение пласт АС₁₁ 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 АС₁₁ (1, 2, 3 песчаники соответственно нефте-, газо-, водонасыщенные; 4 глинистые пропластки)

Общая толщина пласта АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16Ч4 - 6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС₁₁ 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 2.2Ч10^-3 до 698•10^-3 мкм² при среднем значении 266Ч10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части 258Ч10^-3 мкм², по водонасыщенной 276Ч10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229Ч10^-3 до 316Ч10^-3мкм².

Коллекторские свойства пласта АС₁₁ определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536Ч10^-3 мкм² при вариациях 1Ч10^-3-1493Ч10^-3 мкм² [15].

Северо-Кондинское нефтяное месторождение

Залежь пласта АС₁₁ 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 9Ч8,2 км, высота около 40 м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС₁₁ 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 7,0Ч3,5 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 АС₁₁ выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС₁₁ 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 АС₁₁, 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁), 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 АС₁₁ 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 АС11², подстилающего нефтеносный пласт АС₁₁ по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов.

Тип залежи пласта АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ отличается высокой неоднородностью по проницаемости как в пределах одного интервала, так и между продуктивными интервалами; наличие водоносного пласта АС₁₂, подстилающего нефтеносный пласт АС₁₁ по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов. Пласт содержит наибольшее количество запасов, которые, учитывая сложное строение пласта, относятся к трудноизвлекаемы [20].

2.4 Региональные особенности распространения месторождений в неокомских отложениях 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 Западной Сибири 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].

2.5 Свойства пород коллекторов пласта АС₁₁ 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 АС₁₁, данный пласт представляет собой конкретную геологическую (петрофизическую) систему, чётко опознаваемую в разрезе.

Из пластов АС наибольшей средней проницаемостью 45мД. характеризуется пласт АС₁₁, 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ 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 АС₁₁ равна 19 мД.

Достаточно полно изучены коллекторы группы пластов АС₁₁ 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:

В региональном плане на территории Фроловской НГО развиты коллекторы всех групп пластов. Зона развития пород-коллекторов пласта Ач (АС₁₁) протягивается почти до западной границы Фроловской мегадепрессии, примерно до линии склона, от которой начинаются Южно-Елизаровский и Тюмский прогибы.

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 АС₁₁. 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 АС₁₁ 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

2. 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", 2002. - № 5. - С. 109-117.

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

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

5. http://www.geolib.ru неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 1988 - №10

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

7. 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.-1999.- С.96-116.

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

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

10. www.revolution.ru Анализ разработки Правдинского месторождения

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

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

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

14. Лянторское месторождение: гидрографическая характеристика и тектоническая карта местности.

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

Размещено на Allbest.ru