ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

                      

     Рис. 1.3. Схема расположения блоков ГНК,ВНК по площади Русского месторождения

         

     Рис.1.4.Структурная карта по кровле меловых отложений 

        

     2.1. Структурная карта по кровле юрских отложений

     

     Рис. 1.6. Соотношение конусов обрамляющих разломов  сдвиговых депрессий на ЮВ области дробления

   

     Рис. 1.7. Выделение тектонического нарушения на ЮЗ крыле Русского поднятия inline 190

Рис. 1.8. Соотношение структурных планов горизонтов БТ16 -нижнего мела и С-верхнего мела 

4. Нефтегазоносность территории и характеристика открытых залежей нефти и газа

1. Общие сведения о нефтегазоносности

 

     Русская площадь расположена на северо-востоке  Тазовского нефтегазоносного района (НГР) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) в пределах земель с весьма высокими плотностями потенциальных  запасов углеводородов Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции (НГП), (рис. 1.9).

     В соответствие с принятым расчленением осадочного чехла на объекты прогноза ресурсов углеводородного сырья  в юрско-меловой части разреза  рассматриваемой зоны выделяется шесть  нефтегазоносных комплексов (НГК): нижнесреднеюрский, верхнеюрский, ачимовский, неокомский, апт-сеноманский и туронский.

     Кора  выветривания также может служить  объектом поисков углеводородов. На ее высокие коллекторские свойства и признаки газонасыщенности указывает  газоводяной фонтан (дебит воды 532 м³/сут, газа 3000 м³/сут через 2’’ отвод) в скважине 21 Южно-Русской площади.

     Нижнесреднеюрский НГК выделяется в объеме заводоуковской серии. Подробная характеристика серии дана в разделе «Литолого-стратиграфический разрез». Толщина комплекса изменяется от 460 м до 715 м. Комплекс вскрыт единичными скважинами на близко расположенных площадях, качественные исследования которых проведены не были. Однако огромные перспективы нефтегазоносности нижнесреднеюрского НГК подтверждены на Новочасельском , Тазовском, Верхне-Часельском, Кынском,  Черничном месторождениях. Залежи являются пластово-сводовыми, иногда литологически экранированными, дебиты нефти достигают 50 м³/сут при динамическом уровне 988 м. Кроме того, при вскрытии верхних горизонтов малышевской (скв. 720Р Русско-Реченской площади) и тюменской свит (скв. 53Р Тазовской площади) были получены мощные фонтаны газоконденсата дебитом свыше 500 тыс. м³/сут.

     Открытие  в среднеюрских отложениях промышленных скоплений газа, газоконденсата и  нефти на ряде месторождений (Юбилейном, Уренгойском, Геологическом и др.) смежных нефтегазоносных районов  свидетельствует о высокой перспективности  нижнесреднеюрского НГК на севере Западно-Сибирской  НГП. Можно ожидать выявление промышленных залежей углеводородов в пределах Русской площади в нижнесреднеюрской части разреза будут выявлены.

     Верхнеюрский НГК выделяется в объеме точинской, сиговской и яновстанской свит. Толщина комплекса 140-220 м. В скважинах 26, 151, 152 и 160 на Русской площади вскрыта кровельная часть яновстанской свиты. Верхнеюрский НГК перспективен в нефтегазоносном отношении там, где в его состав входят нижезалегающие васюганская или сиговская свиты. По данным геолого-геофизической интерпретации эти стратиграфические подразделения получили развитие в пределах Южно-Русской, Русско-Часельской (Русско-Северо-Часельской), Русской площадей, продуктивны на Кынской, Ново-Часельской и Яровой площадях.

     Ачимовский  НГК выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании мегионской свиты. По сейсморазведочным данным ачимовские песчаные пласты имеют линзовидно-прерывистое распространение. В связи с чем толщина комплекса изменяется от 0 до 200 м. Нефтегазоносность ачимовского НГК подтверждена на ряде площадей в Уренгойском и Тазовском НГР.  

 

     

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

           Условные обозначения:

                   Границы нефтегазоносных  областей 
 

                   Сейсмические профили 

                   Контуры месторождений 

                   Административные  границы 
 
 

     Рис. 1.9. Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 

     На  ближайшем Северо-Пуровском месторождении  из пластов ачимовской толщи получен  фонтан газа с дебитом 254,9 тыс.м³/сут, стабильного конденсата с дебитом 68,92 м³/сут на штуцере d=10 мм (скв.814). По данным сейсморазведки на восточном борту Русско-Часельского мегавала картируются серии ловушек структурно-литологического типа, что позволяет оценивать положительно перспективы этого комплекса (в скважине 160 по результатам испытания получен приток газоконденсата дебитом 0,18 м³/сут при Нср.дин= 910 м.).

     Неокомский  НГК на изучаемой территории представлен мегионской, заполярной и нижней частью ереямской (малохетской) свит. Мощность комплекса изменяется от 1000 до 1050 м, представлен пластами группы АТ и БТ. Неокомский НГК вскрыт 10 глубокими скважинами (12, 25, 26, 70, 71, 150, 151, 152, 154, 160). Однако степень его изученности до сих пор остается низкой.

     Нефтегазоносность комплекса в пределах рассматриваемой  территории не доказана. При испытании в скважине 25 пластов АТ₁₁, БТ₁, БТ₃, БТ₄, БТ₅, БТ₁₅, в скважине 26 - БТ₁₃, БТ₁₅, в скважине 150 - БТ₁ получены непереливающие притоки разгазированной пластовой воды. Отрицательные результаты опробования объясняются неблагоприятными структурно-литологическими условиями заложения скважин. На продуктивность поздневаланжин-раннеаптских отложений указывают крупные и гигантские нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи расположенного северо-западнее Заполярного месторождения. Однако в восточном направлении разрез опесчанивается и отложения не содержат выдержанных глинистых покрышек.

     Апт-сеноманcкий НГК выделяется в пределах ереямской (малохетской) и покурской свит. Толщина комплекса изменяется от 1075 м до 1350 м, представлена пластами МХ₁-МХ₁₀ и ПК₁-ПК₂₂. К кровельной части сеномана приурочена гигантская залежь газонефтяного уникального месторождения, главная привлекательность которого связана с наличием ценной высоковязкой нефти сеноманского горизонта ПК_1-7. Кроме того, в скважинах 70 и 71 продуктивными являются пласты ПК₂₁-ПК₂₂ (1413-1436,0 м - скв.71) и МХ₈ (1695,6-1699,6 м - скв.70).

     Туронский НГК выделяется в объеме газсалинской пачки кузнецовской свиты. Толщина комплекса от 45 м. до 115 м. Отложения газсалинской пачки испытаны в 8, 24, 17 и 1 скважинах, и лишь в 17 скважине получен приток газа дебитом 4,67 тыс. м³/сут на штуцере 2,42 мм, в других скважинах получены притоки минерализованой разгазированной пластовой воды. На соседнем Южно-Русском месторождении доказана газонасыщенность коллекторов кузнецовской свиты (скв.104 Q_г=128,0 тыс. м³/сут на 10 мм шайбе). Промышленная газоносность турона доказана на Кынском, Ново-Часельском, Харампурском и др. месторождениях. Таким образом, отложения туронского возраста перспективны в газоносном отношении.

2. Детальная характеристика залежей

 

     Пласт ПК_1-7. Сеноманская газонефтяная залежь Русского месторождения по своему геологическому строению очень сложная, осложнена тектоническими разломами амплитудой 250 м в основном меридионального направления, которые разделяют залежь на блоки. Локализация скоплений нефти и газа в пределах этих блоков контролируется в основном разрывными тектоническими нарушениями, а по периферии залежи структурными прогибами и склонами. Глинистые разделы между пластами и пачками не выдержаны по площади и разрезу, часто опесчаниваются, поэтому проследить глинистые разделы от скважины к скважине уверено невозможно, что позволяет предположить наличие гидродинамической связи и единой поверхности контактов в пределах каждого тектонического блока. Но для небольших по размерам блоков экранирующую роль могут играть глинистые пласты и пачки (скв. 27, 28).

     На  структурной карте по сейсмическому  отражающему горизонту «Г» территория месторождения разделена на 34 тектонических  блока,  21 блок ограничен со всех сторон тектоническими нарушениями, 13 блоков раскрываются к крыльям структуры.

     Анализ  положения ВНК позволил обособить  в качестве самостоятельной залежи тектонические блоки скважин 3, 35, 71. В этих скважинах положение  ВНК на а.о. -844 м значительно отличается от соседних скважин 4, 34 (ВНК на а.о. -874м), 26 ( ВНК на а.о. -864 м). По поведению структурного плана,  амплитуде тектонических нарушений и характеру волновой картины на сейсмопрофилях в качестве самостоятельной залежи района  скважин 3, 35, 71 были объединены продуктивные отложения 7 тектонических блоков.

     Западнее  Юрибейского разлома в единую залежь объединены тектонические блоки, изученные бурением скважинами 9, 14, 150. Основанием служил единый ВНК продуктивных отложений, имеющий небольшой наклон с юга на север от -863 м до       -868 м. 

     В результате проведенных исследований на структуре выделено 14 блоков, содержащих 16 залежей (Рис. 2.10). Двенадцать залежей  являются газонефтяными, массивными, одна газонефтяная пластовая (блок 6), две  газовые массивная (блоки 5, 11) и одна нефтяная массивная (блок 13). Все залежи являются тектонически экранированными.

     Блок 1 является наиболее крупным (более 50% залежи), занимает центральную и восточную части площади месторождения. С запада, востока и юго-запада блок ограничен тектоническими нарушениями, характеризуется субмеридиональным простиранием. В пределах структуры его ширина составляет 10 км. Геологическое строение площади блока исследовано бурением 22 поисково-разведочных скважин.

     Газосодержащие  отложения вскрыты в 13 скважинах  и опробованы в 9 объектах по 6 скважинам  на различных гипсометрических уровнях, практически до уровня ГНК. Дебиты газа составили в скважинах от 140,76 тыс.м³/сут (скв.54) до 199,7 тыс.м³/сут (скв.4) на 12 мм шайбе.

     В пределах блока ГНК залежи характеризуется  пологим наклоном с севера на юг от – 782,0 м до – 793,0 м. (на юге залежи положение ГНК определяется по данным скважин 17 и 91). (Рис. 2.6). Эффективные газонасыщенные мощности изменяются в пределах от 1,4 м (скв.56) до 84,4 м (скв.26). 

Рис. 1.10. Схема расположения и индексации блоков сеноманской залежи Русского месторождения 
 

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 1.11 Карта поверхности ГНК для блоков 1 и 4 сеноманской газонефтяной залежи. 
 

     Так в скважине 5, расположенной на севере площади, при опробовании пласта ПК₁ в интервале с отметками -744.3-754.3 м получен фонтан газа дебитом 118,4 тыс. м³/сут на 9,5-мм диафрагме. По ГИС коллекторы являются газонасыщенными отметки. -773,7 м. Нефтеносные коллекторы залегают в интервале абс.отметок -781,9-861,1 м, что подтверждено получением нефти при испытании пласта в интервалах -796,7-813,3 м, 831,3-840,3 м.  Положение ГНК в районе  скважины  5  принято на отметке -782 м.

     В скважине 33 продуктивный разрез практически  по всей высоте охарактеризован испытанием. Верхняя часть нефтенасыщенного разреза охарактеризована испытанием коллекторов пласта ПК₂ в интервале с отметками -788,8-795,8 м, в результате которого при освоении эрлифтным способом получен приток нефти дебитом 6 м³/сут. Из вышезалегающего на 10 м интервала (-770,8-778,8 м) получен мощный фонтан газа дебитом 383,6 тыс. м³/сут на 18-мм диафрагме. По ГИС газонасыщенные и нефтенасыщенные коллекторы разделены глинистым прослоем в интервале -784,2-786,8м.

     В скважине 37, расположенной в центральной  части залежи, положение ГНК по материалам испытания и ГИС установлено  на отметках -790,3-790,7 м. При этом, испытание одного из объектов проводилось практически в приконтактной части разреза, в интервале с отметками -791,5-795,5 м. В начале освоения был получен слабый приток нефти дебитом 2,62 м³/сут, в последующем произошел прорыв газа в интервал перфорации из вышезалегающих слоев. В дальнейшем из объекта поступал чистый газ без признаков нефти. Прорывы газа при низкой подвижности нефти являются одной из причин наблюдаемого несоответствия характера притока из скважины и результатов интерпретации характера насыщения по ГИС.

     На  юге залежи положение ГНК определяется по данным скважин 17 и 91 на отметках до -794 м.

     Нефтяная  часть залежей блока 1, кроме верхней  полого-наклонной границы, характеризуется  довольно сложнопостроенной нижней границей - поверхностью ВНК. По материалам ГИС и опробования ВНК залежи гипсометрически залегает на отметках от - 852,0 м до – 863,0 м. При этом происходит закономерное его погружение к центральной части залежи. (Рис. 2.12) Наиболее низкий уровень контакта зафиксирован в районе скважин 13 - 56. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются в пределах от 2,2 м в скв.53 до 66,2 м в скв.4. Дебиты нефти изменяются в пределах от 21,1 м³/сут (скв.4) до 2,1 м³/сут (скв.33) на 8 мм штуцере.