ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

     Блок 13 расположен в центральной разломной зоне, прослеживается полосой 2,0 - 0,5 км в субмеридиональном направлении. В его пределах пробурены две скважины - 24 и 36. Согласно структурной поверхности скважины располагаются в пределах погружения, обращенного к основному разлому. Соответственно вскрытый разрез характеризуется минимальной высотой продуктивной части. При опробовании пласта ПК_1-7 в скважине 24 в интервалах абсолютных отметок - 875,4-902,4 м получены притоки нефти. По ГИС коллекторы нефтенасыщенные до отметки - 900,2 м. В скважине 36 фонтан нефти получен практически на тех же отметках - из интервала - 881,3 - 901,3 м, а водоносные коллекторы подтверждены получением пластовой воды из интервала - 910,3 - 926,3 м.

     В целом для залежи, ВНК принят на отметке – 901,0 м. Залежь представляется нефтяной, что косвенно подтверждается материалами сейсморазведки по отсутствию аномалий типа «яркое пятно». Ее высота ожидается около 60,0 м.

     Блок 14 расположен на юге западного погруженного блока структуры относительно основного меридионального разлома и является из них наиболее крупным по площади. Структурная поверхность блока по кровле пластов характеризуется ундуляцией осевой линии. В его пределах выделяются три локальных поднятия с общей тенденцией погружения поверхности в северном направлении. В пределах блока пробурены три скважины: 9, 150 и 4.

     В результате испытания скважины 9 в  интервале - 837,3 - 843,3 м получен фонтан газа, из нижней части в интервале - 857,3 - 862,3 м приток нефти. В скважине 14 разрез представлен только нефтенасыщенными песчаниками. В результате их испытания в интервале - 860,8 - 864,8 м получен приток нефти дебитом 8,08 м³/сут. В скважине 150 продуктивные отложения испытаны не были.

     В целом по залежам блока ВНК  принят наклонным с понижением в  северном направлении от - 863,0 м до - 868,0 м. ГНК принят по скважине 9 на отметке  
- 845,0 м. Высота газовой шапки по структурным построениям 45,0 м, нефтенасыщенной толщи – от 18,0 м до 23,0 м.

     В баррем-аптских отложениях открыты  небольшие по размерам тектонически-экранированные залежи газа в пластах ПК₂₁², ПК₂₂¹.

     Пласты  ПК₂₂¹ и ПК₂₁². Газовые залежи открыты в результате совместного опробования пластов ПК₂₂¹ и ПК₂₁² в скважине 71. Из перфорированных интервалов 1412,0 - 1418,0 м, 1427,0 - 1433,0 м (абс.отм. - 1374,0 - 1380,0, - 1389,0 - 1395,0 м) был получен газоводяной фонтан дебитом газа сепарации 51,2 тыс.м³/сут и воды 66,7 м³/сут на штуцере диаметром 6,0 мм. На скважине был проведен комплекс ГИС по контролю за результатами испытания объекта. По результатам ПГИ верхний интервал работает газом, нижний - газоводяной смесью. Испытанные интервалы разделены десятиметровым пластом глин, что дало основания рассматривать их как отдельные резервуары.

     Пласт ПК₂₁² по материалам ГИС интерпретируется продуктивным до подошвы. Для геометризации залежи положение ГВК по пласту принят условно на отметке – 1375,0 м. Залежь представляется пластовой, тектонически-экранированной, имеет размеры 6,5 х 2,0 км и высоту до 40,0 м.

     По  залежи пласта ПК₂₂¹ положение ГВК принято по результатам ПГИ на отметке - 1386,0 м. В пределах тектонического блока, контролирующего залежь, и принятого контура ГВК ее размеры составляют 6,5 х 2,0 км, высота около 30,0 м.

     Пласт МХ₈. Испытания были проведены в скважинах 70 и 71. В скважине 71 получен приток пластовой воды дебитом 32,5 м³/сут при среднединамическом уровне 91 м. В скважине 70 при опробовании интервала 1695,0 - 1704,0 м был получен газоводяной фонтан дебитом газа 80,0 тыс.м³/сут. и воды 15,0 м³/сут. По материалам проведенного ПГИ поступление газа происходило из интервала 1695 - 1699,4 м. По влагометрии ГВК определяется на глубине 1699,4 м, соответствующей отметке - 1652,4 м.

     Согласно  геологическим построениям залежь пласта МХ₈ является тектонически экранированной по восстанию пласта в западном направлении, с востока ограничена контуром ГВК. Её размеры составляют 5,0 х 1,7 км, высота около 50,0 м.

5. Гидрогеологическая  характеристика района

     Русский лицензионный участок находится  в северной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, имеющего сложное  строение, включающего два гидрогеологических этажа - нижний и верхний. В состав нижнего гидрогеологического этажа входят три основных геологических комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский. Верхний этаж включает в себя палеоген-четвертичный гидрогеологический комплекс.

     Гидрогеологические  условия месторождения изучены  по результатам следующих исследований: - определение дебитов скважин  при соответствующих динамических уровнях или депрессиях; - замеры пластового, забойного давлений и  пластовой температуры; - определение  гидродинамических характеристик  пород и их продуктивности; - определение  газонасыщенности пластовых вод; - отбор  проб с целью изучения физико-химического  состава пластовых вод. Физические и химические свойства пластовых  вод изучались в ЦЛ Главтюменьгеологии, затем в ЦЛ концерна Тюменьгеология и приведены в таблице 5.19.

     Юрский  гидрогеологический комплекс в силу особенностей генезиса осадков характеризуется очень сильной фациальной изменчивостью. В его пределах выделяется до 23 проницаемых пластов (Ю₁-Ю₂₃). Верхним водоупором служат глины яновстанской свиты мощностью до 125 м. На Русском месторождении водоносных объектов в этом гидрогеологическом комплексе не вскрыто (разрез изучен на соседних площадях - Комсомольской 4, Губкинской 38, Тазовской 29 и 33). По данным полного химического анализа вод, отобранных из трех переливающих объектов скв. 4 Комсомольской, воды юрских отложений по генетическим коэффициентам В.А.Сулина можно отнести к хлоридно-кальциевым. Их минерализация составляет 22,8 г/л.

     Неокомский  гидрогеологический комплекс (вскрытая мощность 1335-1500 м) включает с себя проницаемые пласты мегионской, заполярной и ереямской (малохетской) свит, отложения представлены чередующимися пластами песчаников, алевролитов и глин; регионально выдержанных мощных глинистых пластов нет, поэтому вся толща комплекса представляет собой единую гидродинамическую систему.

     В скв. 25 Русского месторождения в  интервале готерив-барремских и  аптских отложений опробовано 6 водоносных объектов. При этом получены притоки  пластовых минерализованных вод  с растворенным в них газом. Дебиты вод при средних динамических уровнях 347,5-1261 м составили от 12,6 м³/сут до 117 м³/сут. Тип вод хлоридно-кальциевый, минерализация от 4,9 г/л до 10,8 г/л. Закономерностей в изменении минерализации по разрезу скв. 25 не отмечено (табл. 5.20).

     Основными солеобразующими элементами неокомского  водоносного комплекса на Русской  площади являются ионы натрия (Na), хлора (Cl), в меньшей степени кальция (Ca), магния (Mg), бикарбонатов (HCO₃). Содержание сульфатов (SO₄) незначительное, карбонаты (CO₃) отсутствуют. Микрокомпоненты - йод, бром и окись бора имеют непромышленные концентрации. Для бальнеологических целей воды неокомских отложений не могут быть использованы ввиду весьма существенного содержания в них нафтеновых кислот (0,2 - 0,76 мг/л).

     Воды  неокомского водоносного комплекса  насыщены газом, содержание которого в  изучаемом регионе изменяется в  широких пределах: от 300 - 400 см³/л до 3500 см³/л. На Русской площади газ из опробованных неокомских горизонтов на 96,41-99,53% состоит из метана (табл. 5.22). Из тяжелых углеводородов присутствует этан (0,07-1,19%). Негорючая часть состоит из азота (0,113-3,16%), углекислоты (0,07-4,07). Содержание гелия и аргона не превышают фоновых для территории Западной Сибири значений (0,02-0,03%). Водород встречен во всех пробах газа от 0,008% до 1,35%.

     Таким образом, воды неокомских отложений  напорные, в геохимическом отношении  имеют распространение воды хлоридно-кальциевого  типа невысокой минерализации.

     Апт-альб-сеноманский  гидрогеологический комплекс. Наиболее исследованы гидрогеологические условия верхней части разреза сеноманских отложений, к которым приурочены промышленные скопления нефти и газа.

     По  химическому составу - воды сходны с  нижележащими, имеют хлоридно-кальциевый состав. Дебиты вод от нескольких кубометров до 46,65 м³/сут при Нср. дин = 39,6 - 634 м. Во многих скважинах при испытании водоносных объектов наблюдались нефтепроявления в виде пленок. Иногда количество нефти достигало 5 - 8% от суммарного дебита жидкости.

     Содержание  солеобразующих ионов составляет Nа (43-48,5% - экв.), Cl (44,5-49,4% экв.), Ca (1-2,3% экв.), Mg (0,7-1,28% экв.), HCO₃ (0,6-5,5% - экв.), CO₃ не более 0,5% экв. Микрокомпоненты содержатся: J 4,75-11,96 мг/л; Br 22,04-33,14 мг/л; НВO₂ 5,9-39 мг/л. Нафтеновые кислоты составляют 0,54-3,5 мг/л.

     Растворенный  в воде газ изучен по нескольким пробам из скв. 2 и 8. Состав газа аналогичен составу свободного газа (метан 93,5–99,04%) из высших гомологов метана в одной  пробе отмечен этан (0,07%). В составе  негорючей части азот (0,65-1,05%), СО₂ (0,24-4,07%), гелий - в виде следов, водород 0,01-1,35%.

     Минерализация сеноманских вод на Русском месторождении  ниже, чем на ближайших месторождениях (Тазовском, Заполярном, остальных месторождениях севера, на которых разведывалась  сеноманская продуктивная толща). Это, возможно, связано с влиянием установленных  здесь тектонических нарушений.

     Верхний гидрогеологический этаж включает в  себя два гидрогеологических комплекса: палеогеновый и четвертичный. Они  характеризуются свободным водообменом  и слабой минерализацией подземных  вод.

     Палеогеновый - коньяк-туронский  гидрогеологический комплекс опробован в скважинах 1 и 8, в которых получены переливающие притоки пластовых вод с дебитами 1,93-1,05 м³/сут. Минерализация вод из туронского проницаемого пласта составляет 7,08-11,7 г/л. Газонасыщенность пластовых вод 590-594 г/см³. Растворенный газ на 96,4% состоит из метана, этан составляет 0,16%, азот 3,16, углекислоты 0,22%. Пьезометрические уровни в скважинах фиксируются выше устья скважин. Различие пьезометрических поверхностей вод турон-сенонского комплекса и нижних водоносных комплексов указывает на их гидродинамическую разобщенность.

     Воды  четвертичного гидрогеологического комплекса подразделяются на подмерзлотные и надмерзлотные воды.

     Согласно  схематической карте гидрогеологического  районирования Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции, северная часть территории месторождения  является областью крайне ограниченных ресурсов пресных вод, южная - ограниченных ресурсов этих вод. В обеих частях подземные воды приурочены к четвертичным отложениям и отложениям водоносного  структурного комплекса. Мощность первых 50,0 – 70,0 м, вторых достигает 250,0 м.

     Подземные воды нижнего структурного этажа  первого основного гидрогеологического  комплекса приурочены к маастрихт-датским  отложениям мезозоя танамской свиты  и заключены в каолинизированных  песках и алевролитах. Мощность этих отложений в зоне глубинных разломов достигает 60,0 – 100,0 м, коэффициент фильтрации ориентировочно 1,0 м/сут.

     Ресурсы подземных вод формируются в  основном за счет естественных гравитационных запасов, вследствие наличия над  водоносной толщей ММП, исключающих  инфильтрацию поверхностных и надмерзлотных  вод.

     Минерализация подземных вод составляет около 0,1 г/л. Воды гидрокарбонатно-кальциевые. Высокие значения минерализации  ставят под сомнение возможность  использования вод для технического водоснабжения.

     Подземные воды верхнего структурного этажа первого  гидрогеологического комплекса  приурочены к четвертичным отложениям таликов в долинах рек, под  озерами. Наиболее мощный талик выделен  в долине р. Таз. Мощность талика составляет 28,5 м, ширина превышает 500 м. Выявлено наличие таликов в долине р. Б. Тотыдетка ниже устья р. Пярынь-Кы. Ширина таликов предположительно изменяется от минимальной ширины рек в зимнюю метель (в створе, от которого начинается талик) до ширины поймы реки в ее устьевой части.

     Водоносные  горизонты надмерзлотных таликов питаются за счет инфильтрации поверхностных вод. Химический состав подземных вод надмерзлотного талика р. Таз: воды пресные, слабоминерализованные (до 0,2г/л). Воды могут служить источником водоснабжения.

Таблица 2.18

Результаты  химического анализа вод Русского месторождения