Влияние строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти по пласту БС10 Западно-Сургутского месторождения

 

 

 

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

2.1 Геологическая характеристика месторождения

 

 

В геологическом строении района принимают участие породы древнего складчатого фундамента и платформенные терригенные песчано-глинистые отложения юрского, мелового, третичного и четвертичного периодов.

Породы палеозойского фундамента вскрыты на Сургутской и Усть-Балыкской площади на глубинах, соответственно, 2995 м и 3080 м и представлены базальными порфиритами темно-зеленовато-серыми, трещиноватыми и серпентинами темно-зелеными, трещиноватыми, с многочисленными зернами скольжения.

Вскрытая мощность пород фундамента 3 – 16 м.

Нижняя и средняя юра, входящие в состав Тюменской свиты, представлены континентальными отложениями, которые несогласно залегают на размытых породах фундамента. Свита, сложена частым, неравномерным по мощности, переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, крепкие, плитчатые. Алевролиты светло-серые, серые, слюдистые, местами карбонатные, плотные, крепкие. Песчаники серые с зеленым оттенком, кварцевые, слюдистые. Все породы содержат углистые материалы.

Мощность нижнесреднеюрских отложений (Тюменская свита) 200-300м.

В составе верхней юры выделены Васюганская, Георгиевская и Баженовская свиты.

Васюганская и Георгиевская свиты, сложены морскими отложениями, в нижней части которых преобладают аргиллиты, а в верхней – песчаники и

 

алевролиты. Аргиллиты темно-серые, алевретистые, слоистые, крепкие, с неровным изломом.   Алевролиты   темно-серые  и    серые,   с   растительным    детритом    по

плоскостям наслоения. Песчаники серые, очень крепкие, мелкозернистые, кварцевые, слюдистые.

Баженовская свита, представлена аргиллитами черными, сильно-битуминозными, плитчатыми.

Мощность верхнеюрских отложений 100-120 м.

Нижнемеловые отложения подразделяются на Мегионскую, Вартовскую, Алымскую и Покурскую свиты.

Мегионская свита литологически представлена толщей аргиллитов, пачками песчаников и алевролитов. В верхней части свиты появляются нефтеносные песчаники и алевролиты (горизонт БС10 – БС11).

Вартовская свита, сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах свиты прослеживаются до двадцати песчаных пластов. Песчаники нередко насыщены нефтью (пласты Б1, Б2-3, Б4).

Алымская свита представлена в нижней части глинисто-песчаными породами, в верхней – аргиллитами темно-серыми, битуминозными (кошайская подсвита).

Покуровская свита (отложения апт-альба) представлена двумя толщами: нижней – глинистой и верхней – песчано-алевролитовой. Общая мощность апт-альба 250-300 м.

Верхнемеловые отложения представленны отложениями сеномана и Ганькинской свитой, маастрихт-датскими отложениями.

Отложения сеномана (верхняя часть покурской свиты) литологически представлены переслаиванием песков, песчаников и глин.

Мощность отложений сеномана около 500 м.

Мощность отложений туро-коньяк-сантон-кампана составляет 150 – 160 м.

Ганькинская свита сложена глинами темно-серыми, слабо известковистыми, опоковидными, с мелкими включениями мелкокристаллического пирита.

Мощность маастрихт-датских отложений равна 50 – 60 м.

Палеоген.

Палеоцен (талицкая свита) представлен темно-серыми глинами со слабым зеленоватым оттенком, слабослюдкоистыми и алевритистыми, плотными местами, опоковидными участками, с гнездами и присыпками серого алевролита, кварцевого.

Эсцен (люлинворская свита) сложен глинами зеленовато-серыми и темно-серыми, опоковидными, местами песчанистыми, участками с прослоями сидерита.

Олигоцен представлен глинами и песками.

Мощность палеогена 650м.

Четвертичные отложения в районе распространены хорошо. Они залегают несогласно на подстилающих породах – водораздельные пространства и речные долины. Они представлены в нижней части озерно-аллювинальными, лессовыми суглинками, супесями и песками. В верхней части преобладают болотные и озерные отложения представленные торфами, реже глинами.

Мощность отложений 20-30м.

Западно-Сургутское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру III порядка, расположенную в пределах Чернореченского куполовидного поднятия – структуры II порядка, которая в свою очередь осложняет Сургутский свод – положительную структуру I порядка.

Сургутский свод расположен в центральной части Хантейской антиклинали. На юге и западе он граничит, соответственно, с Юганской, Ханты-Мансийской и Надымской впадинами. От Пурпейского свода на севере он разделен сравнительно не глубоким прогибом. На востоке Сургутский и Нижневартовский своды разделены Ярсомовским мегопрогибом, протягивающимся к северо-востоку от Юганской впадины.

Площадь Сургутского свода превышает 30тыс. км². Поднятие вытянуто к северо-востоку на 300км, ширина свода 150км. Амплитуда свода по поверхности фундамента составляет 300-400м.

Западно-Сургутская структура расположена в южной части Чернореченского куполовидного поднятия и расположена в 12км к западу от Сургутской структуры, в 10км к юго-западу от Северо-Сургутской, в 11км к югу от Вершинной, в 15км к юго-востоку от Быстринской и в 24км к северо-востоку от Усть-Балыкской.

Структура представляет собой платформенную брахиантиклиналь субмередиального простирания. Размеры Западно-Сургутского поднятия составляют по короткой оси – 7км, по длинной – 19км, амплитуда – 95м. Крылья структуры пологие, углы падения колеблются от  50º до 30º.

По кровле продуктивного горизонта Б10 конфигурация и размеры Западно-Сургутского поднятия сохраняются. Размеры поднятия составляют 7х9км, амплитуда – 60м. Углы наклона крыльев изменяются от 50º до 2º. Простирание структуры близкое к меридиальному.

Три купола осложняют свод Западно-Сургутского поднятия и разделены между собой небольшими прогибами.

По кровле продуктивного пласта Б1 структура оконтуривается изолинией – 2010м. Амплитуда поднятия уменьшается до 44м, а углы наклона крыльев – до 35º –40º . В пределах структуры выделяются также три локальных поднятия.

Сводный стратиграфический разрез Сургутского нефтеносного района показан на рисунке 2.1. Геологический профиль по скважинам 47р,1148…..1324, 1106 пласта БС10, Западно-Сургутского месторождения показан на рисунке 2.2.

 

 

 

Условные обозначения: 1-песчаники; 2-глинистые породы; 3-алевролиты; 4-аргилиты битуминозные; 5-пласты нефте- и газонасыщенные

 

Рисунок 2.1 - Сводный стратиграфический разрез Сургутского нефтеносного района

 

 Рисунок.2.2 - Геологический профиль по скважинам 47р,1148…..1324, 1106, пласт БС10, Западно-Сургутское месторождение

 

 

2.2 Характеристика продуктивных пластов

 

 

Нефтяная залежь пласта АС9  расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке – 1875м. Залежь литологически экранирована. Размеры – 1х0,6км. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина – 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения – 0,43.

Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке – 2014 м.

В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке – 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.

Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК – 2014 м.

В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке – 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина – 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.

Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина – 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.

Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки – 2278 м. на севере, до – 2326 м. на  юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.

В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК – 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.

Восточная залежь пласта БС10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК  не выявлено.

Продуктивные основные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.

Пласты БС1  и БС2+3 имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтеносности.

Эффект от водонапорной системы пласта БС10+11 значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и  литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.

В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруговодонапорном   режиме.

Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС1 и БС2+3 210 атм, а по пласту БС10 – 232 атм.

Пласт БС1 слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость – 26,1% (таблица 2.1).

В пласте БС2+3 песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость – от 2,1 до 1723,0х10-3мкм2 (таблица 2.1).

Пласт БС10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность  этого  пласта,  прежде  всего,  подчеркивается  изменчивостью литолого–коллекторских  параметров  пород, в  частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовые, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже -  железисто-титанистыми и карбонатными образованьями. Средняя пористость 23,2% (таблица 2.1).

 

 

 

 

Таблица 2.1

Пределы  измерения и средние значения коллекторских параметров пород продуктивных пластов

Западно-Сургутского месторождения

Пласты	Пористость открытая,%				Газопроницаемость, мкм2х10-3				Остаточная водонасыщаемость, %
	Кол-во опред.	Мин.	Макс.	Средн.	Кол-во опред.	Мин.	Макс.	Средн.	Кол-во опред.	Мин.	Макс.	Средн.
АС9	24	26,4	30,3	28,6	23	22,0	1435,0	667,1	24	18,9	45,7	27,5
БС1	752	15,3	34,9	26,1	306	4,3	3317,6	693,9	232	13,2	58,4	25,1
БС2+3	940	19,0	32,8	27,7	350	2,1	1723,0	361,0	256	11,6	50,9	26,8
БС10	1385	10,8	27,5	23,2	592	0,47	948,0	97,3	440	17,3	93,9	40,97
ЮС1	23	6,7	19,6	15,6	18	0,01	69,0	22,3	19	29,3	95,7	53,8
ЮС2	200	3,3	22,2	13,4	182	0,1	116,0	6,3	180	18,6	93,7	64,8