Пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты)

Стр 1 из 2Следующая ⇒

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Геолого-географический факультет

Кафедра геологии

Отчет

По первой производственной практике

Тема: «Изучениегеологического строения и нефтегазоносностиЯунлорского месторождения»

Руководитель работы:

кандидат геолого-минералогических наук

____________Трифонова М.П.

«___»______________2018г.

Исполнитель:

Студент гр. 15ПГ(с)ГНГ

____________ Гаев И.А.

«___»______________2018г.

Оглавление

Введение. 3

1 Физико-географический очерк. 4

2 Геологическое строение. 8

2.1 Стратиграфия. 8

3 Тектоника. 13

4 Нефтегазоносность. 15

5 История проектирования разработки Яунлорского месторождения. 35

6 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом. 37

6.1 Основные технологические показатели разработки. 37

6.2 Характеристика фонда скважин на дату проектирования. 40

6.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки. 42

Заключение. 44

Литература. 46

Приложение-А.. 47

Приложение-Б. 48

Приложение-В.. 49

Введение

Я, Гаев Иван Аркадьевич, студент 3 курса ОГУ, геолого-географического факультета гр.15ПГ(с)ГНГ, с 4 июня по 13 июля 2018 года проходил первую производственную практику в цехе добычи НиГ№4 в качестве оператора по добыче нефти и газа вПАО «Сургутнефтегаз».

За время производственной практики познакомился с организационной структурой предприятия и правилами внутреннего трудового распорядка, с техническими приемами отбора проб у буровых скважин, проверкой давления в сосудах у АГЗУ (автоматизированной групповой замерной установки),

Непосредственное участие принимал в отборе проб эмульсии, покраске узлов, выравнивании дренажной емкости, при демонтаже и монтаже ПСМ (переключатель скважин многоходовой) и УОК (устройство очистки колонны). Выполнял чистку фильтра у АХП (агрегат химический полупогружной), а также фонтанной арматуры и АГЗУ.

Укрепление и расширение ресурсной базы — одна из стратегических задач ПАО «Сургутнефтегаз». Надежная минерально-сырьевая база обеспечивает стабильность производственной деятельности и достижение целевых объемов добычи углеводородного сырья. Компания выполняет значительный объем геологоразведочных работ, расширяет портфель лицензий, стабильно восполняя запасы нефти и газа.

Месторождения и лицензионные участки, на которых ПАО «Сургутнефтегаз» ведет геологоразведочные работы расположены в трех нефтегазоносных провинциях — Западно-Сибирской, Восточно-Сибирскойи Тимано-Печорской.

ПАО «Сургутнефтегаз» осуществляет промышленную эксплуатацию месторождений, которые находятся в Западной Сибири и Восточной Сибири. За счет применения современных технологий и широкого спектра геолого-технических мероприятий ПАО «Сургутнефтегаз» поддерживает уровни добычи на зрелых месторождениях, активно вовлекает в разработку объекты с трудноизвлекаемыми запасами, при этом, активно осваивает перспективные месторождения, формируя новые центры нефтедобычи.

Компания удерживает стабильный уровень добычи нефти на протяжении последних лет, делая акцент на повышении коэффициента нефтеотдачи, который является одним из самых высоких в стране.

По итогам практического участия и фондовой документации был собран материал для написания отчета. Отчет составлен по Яунлорскому месторождению Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Физико-географический очерк

Административно-географическое положение. В административном отношении Яунлорское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, в 56 км к северо-западу от г.Сургута. Месторождение разрабатывается НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

В физико-географическом отношении месторождение расположено в лесной зоне Сургутской болотной провинции Западно-Сибирской физико-географической страны.

Климат. Территория месторождения находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, в I климатическом районе Среднего Приобья подрайона Д, который характеризуется продолжительной зимой с сильными ветрами и сравнительно коротким летом. Средняя температура самого холодного месяца – января – составляет -21,4°С. Толщина снежного покрова – до 60–75см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50–60 дней), умеренно тёплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого тёплого месяца (июля) – +16,8°С с абсолютным максимумом +34°С. Годовое количество осадков составляет 676мм.

Гидрология и гидрография. Месторождение расположено в междуречье рек Минчимкина и Быстрый Кульеган, протекающих с северо-востока на юго-запад параллельно друг другу. По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в тёплое время года. Основной фазой водного режима является половодье, на которое приходится 60–70% годового стока. Начало половдья – вторая декада мая, окончание – июнь.

Заозёренность – 14%. Численно доминируют малые по размерам озёра (площадью до 1км²). Имеется ряд крупных озёр: Ай-Яунлор (4,6км²), Чукнынлор (14,4км²), Берёзовое.

Растительность. Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) месторождение расположено в средней подзоне тайги. В ландшафтной структуре территории преобладают грядово-мочажинные, озерково-грядово-мочажинные и травяно-моховые болота болота (80%). Вдоль русел рек произрастают сосновые леса (3%). Долинно-таёжная растительность занимает 3% территории месторождения.

Почвы. На территории месторождения преобладают болотные типы почв: торфянисто-, торфяно-глеевые, торфяные на верховых торфяниках, торфянисто-перегнойно-глеевые. На участках придолинного дренирования под лесной растительностью развиты иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. В поймах рек развиты пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.

Животный мир составляют представители долинно-таёжного и болотно-озёрного фаунистических комплексов. Охотничье-промысловое значение имеют: заяц-беляк, лось, колонок, горностай, лисица, белка, глухарь, рябчик, в летнее время – водоплавающие птицы.

Использование территорий с особым правовым режимом и мест традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов Севера. На территории Яунлорского месторождения имеются территории с особым правовым режимом и места традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов Севера:

а)водоохранные зоны рек и озёр (максимальная ширина водоохранных зон – до 200м вдоль рек и 50м вокруг озёр);

б) защитные леса (орехово-промысловые зоны);

в)территории мест традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов Севера (ханты).

Территории защитных лесов и водоохранные зоны рек и озёр определены в соответствии с Лесным кодексом РФ №200-ФЗ от 04.12.2006, Водным кодексом РФ №74-ФЗ от 03.06.2006. На месторождении расположены места традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов Севера (ханты) №12Б, 23Л, С-20Л, выделенные в соответствии с постановлениями Главы Администрации Сургутского района №47 от 01.12.2009, №62 от 02.03.2012, № 184 от 20.08.2012, №185 от 20.08.2012, №136 от 01.07.2013, №8 от 15.01.2004 по сп.1.Учёт интересов коренных малочисленных народов Севера осуществляется посредством компенсационных мероприятий, оформленных в виде договоров с субъектами права традиционного природопользования коренных малочисленных народов Севера регионального значения в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре.

Производственная инфраструктура. Яунлорское месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ«Сургутнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания (рис.1.).

По состоянию на 01.01.2015 на месторождении построено:

- 117 кустовых площадок;

- 12 площадок одиночных скважин;

-четыре дожимные насосные станции, совмещённые с установками предварительного сброса пластовой воды, суммарной производительностью по жидкости – 40тыс.м³/сут. Загрузка мощностей по сепарации и предварительному обезвоживанию продукции скважин на 01.01.2015 составила: ДНС-1 с УПСВ – 101,85%, ДНС-1П с УПСВ – 57,6%, ДНС-3 с УПСВ – 110,71%, ДНС-4 с УПСВ – 33,7%;

-четыре кустовые насосные станции суммарной производительностью по жидкости –37,26тыс.м³/сут. Загрузка мощностей на 01.01.2015 составила: КНС-1 – 89,8%, КНС-1П – 46,6%, КНС-3 – 68,14%, КНС-4 – 56,8%;

- на месторождении пробурено 29 водозаборных скважин, в том числе: действующих – 8;

-система нефтесборных сетей;

- система высоконапорных водоводов;

- напорный нефтепровод «ДНС-1П Яунлорского месторождения – ДНС-1А Западно-Сургутского месторождения»;

- газопровод «Яунлорское месторождение – УПГ Западно-Сургутского месторождения»;

- система высоковольтных линий электропередачи напряжением 110, 35 и 6кВ для энергообеспечения производственных объектов;

- трансформаторная подстанция ПС 110/35 кВ;

- восемь трансформаторных подстанций ПС35/6 кВ;

- система внутрипромысловых дорог и подъездов к кустовым площадкам и иным производственно-технологическим объектам.

Использование растворённого газа на 01.01.2015 составляет 99,8%.

Система поддержания пластового давления осуществляется путём нагнетания воды в нефтяные горизонты. В качестве источника водоснабжения используются подземные воды апт-альб-сеноманского горизонта и попутно-добываемая вода с УПСВ при ДНС. В настоящее время головным источником электроснабжения Яунлорского месторождения является трансформаторная подстанция ПС 110/35 кВ «Яунлорская», запитанная от ПС 220/110 кВ «Пачетлор» Фёдоровского месторождения. В г.Сургут имеются квалифицированные трудовые ресурсы. При НГДУ «Сургутнефть» функционирует система ремонтных подразделений и служб. При эксплуатации месторождения снабжение материалами и оборудованием будет производиться из г.Сургут, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты.

Геологическое строение

В геологическом строении месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на породах доюрского основания.

Стратиграфия

Доюрские отложения (Pz+T)

В пределах месторождения породы фундамента не вскрыты. На сопредельных с месторождением территориях породы туринской серии вскрыты в скважине №131Р Фёдоровского месторождения. Породы охарактеризованы керном и представлены базальтами тёмно-зелёного, чёрного и коричневато-кирпичного цвета, миндалевидными, брекчированными. Возраст пород классифицируется как триас. Толщина отложений не установлена, вскрытая скважиной №131Р толщина базальтов составляет 1200 м.

Мезозойская группа (Mz)

Юрская система (J)в пределах изучаемой территории состоит из трёх отделов: нижний, средний, верхний. Нижний отдел (J₁) представлен отложениями горелой свиты, котораязалегает с угловым и стратиграфическим несогласием на породах доюрского основания. Отложения представлены четырьмя пачками пород: песчано-алевритовый пласт ЮС11 (скв. №202Р-Фёдоровская, 203Р-Родниковая), перекрывающийся тогурской пачкой глин и песчано-алевритовый пласт ЮС10с радомской пачкой в кровле отложений свиты. На наиболее приподнятых участках доюрского основания (скв. №61Р, 131Р Фёдоровского месторождения) отложения горелой свиты выклиниваются (толщина изменяется от 180 до 0м). Возраст отложений горелой свиты – плинсбах-тоарский.

Отложения среднего отдела (J₂)согласно залегают на породах горелой свиты (только на наиболее приподнятых выступах фундамента с несогласием лежат на доюрском основании) и представлены нижней, средней и верхней подсвитамитюменской свиты. Нижняя подсвита представляет собой переслаивание песчаников и алевролитов серых с уплотнёнными глинами, реже углями (пласты ЮС7–ЮС9). Характерен растительный детрит, встречаются ядра двустворок; возраст – ааленский. Отложения средней подсвиты (пласты ЮС5–ЮС6) представлены неравномерным чередованием уплотнённых серых глин и в различной степени глинистых, иногда слабокарбонатных песчаников, возраст – байосский. Верхняя подсвита состоит из глин от серых до тёмно-серых, чередующихся с глинистыми песчаниками (пласты ЮС2–ЮС4), алевролитами с обильным включением растительного детрита и пирита. В кровле отложений тюменской свиты залегает пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты), являющийся регионально нефтеносным. Пласт характеризуется резкими фациальными изменениями, литологически представлен переслаиванием песчаников тёмно-серых, плотных, тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Возраст отложений верхней подсвиты – батский-ранне-келловейский.

Верхний отдел(J₃) представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита(возраст – верхне-келловей-оксфордский, толщина – 41–90м) представлена нижней и верхней подсвитами: нижняя, преимущественно глинистая, сложена аргиллитами тёмно-серыми, плотными, тонкослоистыми, известковистыми с включениями глауконита; верхняя – песчаниками и алевролитами тёмно-серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, глинистыми, слабоизвестковистыми. Песчаники свиты регионально нефтеносны – к ним приурочен пласт ЮС1. Георгиевская свита представляет собой почти чёрные, битуминозные аргиллиты, с прослоями серых, кварцево-палевошпатовых и кварцево-глауконитовых песчаников. Толщина изменяется от 2 до 7м, возраст – кимериджский. Отложения баженовскойсвиты представлены в различной степени битуминозными аргиллитоподобными глинами от тёмно-серого до чёрного цветов с прослоями известняков и кремнистых глин (возраст – волжский, толщина – 25–30м). К отложениям свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт «Б». На месторождении вскрыты аномальные разрезы отложений баженовской свиты, представленные в кровле и подошве алевритистыми, трещиноватыми аргиллитами с терригенной примесью, а в средней части – мелкозернистыми, глинистыми и известковистыми песчаниками с сидеритом и линзовидными прослоями алевролитов. Обилие морской фауны, широкое распространение пирита говорит о том, что накопление отложений баженовской свиты происходило в условиях морского бассейна с сероводородным заражением. К отложениям баженовской свиты приурочен пласт ЮС0.

Меловая система (К)

Система представлена двумя отделами – нижним и верхним, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. В составе нижнего отдела (К₁) выделяются сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и нижняя часть покурской свиты.

Сортымская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевритов, которые группируются в крупные пачки и толщи. В нижней части свита представлена глинистой подачимовской пачкой (толщина – 20–30м). Выше залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников и алевритов с аргиллитами. На месторождении с отложениями ачимовской толщи связаны продуктивные пласты БС18, БС19, БС20, БС21, БС21/1 и БС22. Верхняя часть сортымской свиты преимущественно глинистая, с редкими линзообразными пропластками песчаников и алевролитов. К кровле отложений свиты приурочена песчано-глинистая пачка, в составе которой выделяются песчаные пласты БС12, БС11 и БС10, которые перекрываются чеускинской пачкой глин (толщина пачки – более 30м). Время формирования отложений сортымской свиты – берриас-валанжинский, толщина – около 400м.

Усть-балыкская свита (возраст – валанжин-готеривский, толщина – около 200м) представлена комплексом пород прибрежно-морского генезиса. В составе отложений свиты выделяются песчаные пласты группы БС1–БС9, которые представлены песчаниками серыми, часто с прослоями аргиллитов и алевритов; пласт БС2 Яунлорского месторождения нефтенасыщен. В средней части отложений свиты выделяется сармановская пачка глин, перекрывающая песчаный пласт БС8. В верхней части свиты залегает пимская пачка, которая представлена тёмно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами.

Сангопайская свитаподразделяется на две подсвиты – верхнюю и нижнюю, отложения которых формировалась в условиях мелководья или в замкнутых континентальных бассейнах. Литологически свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серого глинистого сидерита. К отложениям свиты относят песчаные пласты АС4–АС12,возраст – готерив-барремский, толщина – 136–154м. Пласты АС4, АС7-8, АС9 и АС10 на Яунлорском месторождении промышленно нефтегазоносны. Отложения алымской свиты представлены чередованием пачек глин тёмно-серых, почти чёрных с прослоями серых алевритов и мелкозернистых песчаников. В верхней части свиты выделяется кошайскаяпачка глин, представленная аргиллитами тёмно-серыми. Возраст свиты – аптский, толщина достигает 105–111м. Покурская свита(нижняя и средняя подсвиты) завершает разрез нижнего мела, в основном представлена алевролитами с прослоями песчаников. Характерно присутствие углистого детрита и включений сидерита.

Верхний отдел (К₂).Верхняя часть покурской свиты сложена переслаиванием слабо-уплотнённых песков, светло-серых песчаников, серых до тёмно-серых глин и алевролитов с редкими прослоями глинистых известняков; возраст – апт-сеноманский, толщина – до 804м.Кузнецовская свитасложена толщей морских глин от серых до тёмно-серых, однородных с небольшим содержанием алевритового материала, обогащённых фауной фораминифер. Возраст – туронский, толщина – 22м. Отложения берёзовскойсвиты подразделяются на две подсвиты: нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Опоки местами переходят в глины опоковидные, светло-серые и серые с аморфной структурой. Глины серые, с голубоватым оттенком, однородные с мелкораковистым изломом. На поверхностях напластования нитевидные остатки водорослей. Толщина свиты – 136–153м, возраст – коньяк-сантонский. Отложенияганькинской свиты толщиной 55 м завершают разрез меловой системы, состоят из глин тёмно-серых, чёрных, переходящих в мергели.

Кайнозойская группа (Кz)

Палеогеновая система (Р) подразделяется на три отдела: палеоценовый, эоценовый и олигоценовый. Талицкая свита представлена глинами тёмно-серыми, местами алевритистыми, возраст – датский, толщина – до 100м. Люлинворская свита(возраст – нижнесредний эоцен, толщина – до 200 м) сложена глинами серыми и тёмно-серыми, мелкозернистыми. Тавдинская свита(до 170м)представлена глинами серыми, тонкослоистыми до листоватых, иногда алевритистыми, с линзовидными включениями алевролита. Атлымская свита(толщина до 100м) сложена преимущественно песками светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с включениями обугленных растительных остатков. Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, с прослоями песков и бурых углей. Новомихайловская свита (100м) представляет собой чередование глин (коричневато-серых, песчанистых и алевритистых) и песков (серых, мелкозернистых, с включениями растительных остатков); встречаются прослои углей. Туртасская свита представлена алевролитами серыми, сильно глинистыми, слабослюдистыми; толщина свиты – до 40м.

Четвертичная система (Q)

Отложения системы (толщина – до 40 м) несогласно залегают на породах верхнего олигоцена. Литологически представлены аллювиальными и озёрно-аллювиальными песками серыми, зеленовато-серыми, коричневато-серыми, полосчатыми с растительным детритом, глинами, суглинками, супесями.

Тектоника

Планомерные геолого-геофизические исследования на территории Широтного Приобья, проводившиеся в период с 1947 по 1957 годы, носили региональный характер; в результате работ были выявлены крупные тектонические элементы I–II порядка: Нижневартовский и Сургутский своды, Юганская мегавпадина и ряд других структур. За период 1958–1965 годы на территории Сургутского свода были выявлены структуры II порядка, в том числе Минчимкинский, Пимский и Федоровский малые валы, и осложняющие их Быстринское, Яунлорское, Солкинское, Западно-Сургутское и Вершинное локальные поднятия, а так же ряд структурных элементов более низкого порядка.

Поисковое бурение в пределах Яунлорского месторождения начато в 1966 году, месторождение открыто в 1967 году поисковой скважиной №52, в которой из отложений пласта БС10 был получен приток нефти. Основные сведения о сейсморазведочных работах МОВ и МОГТ в исследуемом районе и на прилегающих территориях приведены в таблице 2.1.1 и иллюстрируются схемой изученности сейсморазведкой и поисково-разведочным бурением. Район месторождения детально изучен, сейсморазведочными работами перекрыта вся площадь лицензионного участка – плотность наблюдений методом ОГТ 2Д составляет 3км/км². Объёмной сейсморазведкой МОВ ОГТ 3Д охвачены северная и южная части месторождения размером 299,7км², что составляет 65,5 % от площади всего лицензионного участка. По состоянию на 01.01.2015 по месторождению числится 1456 скважин различных категорий, в том числе 42поисковых и разведочных.

Месторождение расположено в центральной части структуры I порядка – Сургутского свода, который на западе граничит с Верхнеляминской зоной прогибов, на юге – с Юганской мегавпадиной, на востоке – с Ярсомовским крупным прогибом, северная граница свода контролируется Северо-Сургутской моноклиналью. По подошве мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Сургутский свод имеет субмеридиональное простирание, его размеры составляют 255х110км, амплитуда – 275–300м в восточной и 375–400м в западной части.Непосредственно Яунлорское месторождение находится в погруженной зоне, между осложняющими Сургутский свод структурами II порядка – Фёдоровским малым валом и Минчимкинским малым валом, приурочено к следующим куполовидным поднятиям III порядка: Минчимкинскому, Яунлорскому, Тальянскому, Вынгинскому, Пильтанскому.

Все поднятия имеют изометричные очертания, по отражающему горизонту Б являются брахиантиклинальными складками субмеридионального простирания. Пильтанская структура имеет форму структурного носа (размеры 7х2,5км, амплитуда 15м), раскрывается в сторону Яунлорской структуры, оконтуривается изогипсой 2630м; Минчимкинская (9х4,1км, амплитуда 40м) – изогипсой 2560м, Южно-Яунлорская (2,7х1,8км, амплитуда 15м) – изогипсой 2630м, Яунлорская (6,9х5,1км, амплитуда порядка 80м) – изогипсой 2570м. Кроме того, Яунлорская и Южно-Яунлорская структуры осложнены системой разломов преимущественно северо-восточного и северного простирания. Дизъюнктивные нарушения выделяются на временных разрезах по связанным с ними локальными амплитудным аномалиям сейсмического волнового поля, имеющим вертикальное направление развития; смещения осей синфазности отражающих горизонтов по линиям разломов изменяются от 5 до 15м.

Нефтегазоносность

Яунлорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным. Нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской (пласты АС4, АС7-8, АС9, АС10), усть-балыкской (пласт БС2) и сортымской (пласты БС10/0, БС10, БС18, БС19, БС20, БС21, БС21/1, БС22) свит нижнемелового возраста, васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС1) и продуктивные отложения тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС2). На месторождении выявлена 41 залежь углеводородов в 15 продуктивных пластах, в том числе: пласт АС4 – газонасыщен, АС7-8 – нефтегазонасыщен, остальные – нефтенасыщены. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 941 м: изменяется от 1795,8 м (кровля газонасыщенного коллектора пласта АС4) до 2736,8 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2).

На рисунке 2.1.5 представлена схема совмещения контуров нефтеносности продуктивных пластов, на которой видно, что залежи, в основном, располагаются в центральной части лицензионного участка и в различной степени совпадают друг с другом в плане. Наибольшее количество залежей сконцентрированы в центральной и северо-западной частях месторождения, а также в северо-восточной части – на Пильтанской площади. Краткие сведения о залежах сведены в таблице 2.1.3.

Пласт АС4

Газовая залежь пласта АС4 выявлена в центральной части месторождения (рис. 2.1.6). Газонасыщенные песчаники пласта выделены по повторным замерам радиоактивного каротажа в сводовой части Яунлорского поднятия. Кровля газонасыщенных коллекторов вскрыта на абсолютных отметках (а.о.) от 1768,5 (скв. №958) до 1815,7 м (скв. №970). Структурная карта по кровле коллектора и карта газонасыщенных толщин представлены на графическом приложении П.2.2.

Залежь небольшая, по типу классифицируется как пластовая сводовая с размерами 3,5х2,0 км и высотой 18,4 м. Газоводяной контакт принят на абсолютной отметке 1800 м.

В таблице2.1.4 приведена характеристика толщин и неоднородности строения пласта по материалам ГИС. Общая толщина пласта в среднем составляет 8 м, эффективная газонасыщенная – 2,5 м. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта следующие: проницаемость – 52,4·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,24, коэффициент газонасыщенности – 0,57.

Пласт АС7-8

Крупная нефтегазоконденсатная залежь пласта АС7-8 приурочена к Северо-Минчимкинскому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности, имеет четыре газовые шапки, распространяется за пределы Яунлорского месторождения и объединяется без разрыва контура нефтеносности на западе с Быстринским, на востоке – с Дунаевским месторождениями (рис. 2.1.7). Структурная карта по кровле коллектора, карты газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин иллюстрированы графическим приложением П.2.3.

По типу залежь является пластовой сводовой, её размеры составляют 23х14,7 км, высота – 60 м. Средняя отметка ВНК принята на абсолютной отметке 1903 м, ГНК – 1873 м. Характеристика толщин и неоднородности пласта АС7-8 представлена в таблице 2.1.5. В среднем общая толщина пласта по залежи составляет 18,9 м, газонасыщенная – 5 м, нефтенасыщенная – 5,9 м. ФЕС пласта по данным ГИС невысокие и составляют для газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи: проницаемость – 17,4 и 18,9·10^-3 мкм², коэффициенты пористости – 0,22 и 0,23, коэффициент газонасыщенности – 0,61, коэффициент нефтенасыщенности – 0,51. Изменчивость коллекторских свойств в районе залежи иллюстрируется картами геологических параметров (рис. 2.1.8 – 2.1.13), анализируя которые, можно сказать о том, что худшими коллекторскими свойствами характеризуются коллектора Пильтанской площади. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 14,2 м, в среднем составляя 2,1 м(рис. 2.1.14). На рисунке 2.1.15 представлен геолого-статистический разрез (ГСР), из которого видно, что песчаные пропластки с лучшими ФЕС залегают в верхней части разреза.

Геологические разрезы на рисунке 2.1.16 иллюстрируют строение пласта: на одних участках месторождения в кровле пласта АС7присутствует монолитное песчаное тело, подошвенная часть представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов, на других песчаное тело развито в подошве толщи (пласт АС8), а верхняя часть разреза состоит из переслаиванияаргиллито-алевролитовых пород. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются зоны, где присутствуют оба монолитных тела.

В пределах залежи пласта АС7-8 выявлены четыре газовые шапки: две из них – южная и северная (относительно крупные по размерам и запасам) – обладают чисто газовыми зонами (рис. 2.1.7), а так же две небольшие – западная (район скв. №139Р) и восточная (район скв. №272) с единым ГНК (-1873 м). Геологические разрезы, характеризующие строение пласта в пределах газовых шапок, представлены на рисунке 2.1.17, в таблице 2.1.6 приведена характеристика толщин и неоднородности пласта в пределах шапок (по зонам и в целом). Южная газовая шапка – самая большая по размерам (6,4х5,4 км, высота ~15 м), кроме газонефтяной зоны представлена так же ЧГЗ, которая занимает 31 % площади шапки. В ЧГЗ газонасыщенная толщина составляет 9,1 м, в ГНЗ – 3,7 м, нефтенасыщенная толщина – 4,1 м. Северная газовая шапка (3,5х5,2 км, высота ~13 м) характеризуется обширной газонефтяной зоной (89 %), фильтрационно-ёмкостные свойства которой немного выше, чем в чисто газовой, несмотря на то, что газонасыщенная толщина в ЧГЗ больше и равна 6,7 м (в ГНЗ – 4 м). Западная (размер – 3х0,9 км, высота – 16,7 м) и Восточная(размер – 1,3х1,6 км, высота – 13,5 м)газовые шапки представлены только газонефтяными зонами, газонасыщенные толщины которых составляют 2,6 и 2,2 м, нефтенасыщенные – 4,5 и 5 м. По всем газовым шапкам фильтрационно-ёмкостные свойства в газонасыщенной части характеризуются более высокими значениями, чем в нефтенасыщенной.

Группа пластов АС9-10

Отложения пластов АС9 и АС10 имеют площадное распространение, замещаясь неколлекторами лишь на отдельных участках, в плане залежи совпадают друг с другом (рис. 2.1.18). Породы пластов по условиям образования довольно близки, что позволяет провести аналогию между их литолого-петрофизическими характеристиками отложений (табл. 2.1.7). Залежи углеводородов данной группы пластов (совместно с пластами АС7-8) представляют единую гидродинамическую систему: ВНК отбит на отметке 1903 м. Геологический разрез приведён на рисунке 2.1.19, из которого видно, что глинистый раздел между пластами не выдержан по толщине, в среднем составляет 4,6 м (над залежами пласта АС10 – 2,4 м). Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 21,6 м (рис. 2.1.20).

Карты геологических параметров представлены на рисунках 2.1.21 – 2.1.26, из которых видно, лучшие коллекторы пласта находятся в центральной части залежи. Геолого-статистические разрезы отдельно по пластам и в целом по объекту приведены на рисунке 2.1.15.

Пласт АС9

Пласт АС9 представлен одной залежью, которая расположена в центральной части лицензионного участка (рис. 2.1.27, граф. прил. П.2.4). Песчаники пласта развиты на всей площади залежи, за исключением скважины №150, где пласт представлен неколлектором. Наблюдается наличие пяти водонасыщенных участков, вскрытых скважинами в пределах контура залежи. По периметру залежь оконтуривается скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке.

По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая, размеры составляют 13,5х7,2 км, высота – 36 м. Залежь характеризуется обширной водонефтяной зоной (ВНЗ), занимающей около 70 % её площади; ВНК принят на абсолютной отметке 1903 м.

В таблице2.1.8 приведена характеристика толщин и неоднородности строения пласта по скважинам, на рисунке 2.1.15 – геолого-статистический разрез. Общая толщина пласта АС9 в среднем составляет 22,2 м, нефтенасыщенная – 4,8 м (рис. 2.1.28), расчленённость разреза в среднем – 3, коэффициент песчанистости – 0,30. ФЕС по данным ГИС выше средних: проницаемость – 105,8·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,63.

Пласт АС10

В песчаной фации пласт АС10 развит почти по всей площади месторождения, замещаясь неколлекторами лишь на отдельных участках. Нефтенасыщенные коллекторы были выявлены только в сводовых частях поднятий, к которым приурочены три залежи нефти (рис. 2.1.29, граф. прил. П.2.5). По периметру залежи оконтуриваются скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Коллекторы пласта АС10 насыщены преимущественно водой (рис. 2.1.30).

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.9, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.10. Общая толщина по скважинам составляет 11,1 м, нефтенасыщенная – 2,5 м. Пласт в среднем представлен двумя пропластками, коэффициент песчанистости равен 0,29. ФЕС пласта средние: проницаемость – 92,6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61. Геолого-статистический разрез представлен на рисунке 2.1.15.

Залежь 1 расположена на северо-западе месторождения, по типу – пластовая сводовая, размеры – 3,3х1,8 км, высота – 13 м. По данным ГИС коллектор представлен в среднем одним пропластком, фильтрационно-емкостные свойства – средние (проницаемость – 85,8·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61).

Залежь 2+3 находится в центральной части месторождения, по типу классифицируется как пластовая сводовая. Песчаники пласта развиты на всей площади залежи, за исключением скважин №1148, 1157, 1165, 152, 771, 118, где пласт представлен несколькими зонами неколлектора. Размеры залежи составляют 4,9х2,8 км, высота – 14,2 м. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина равна 2,5 м, ФЕС – средние (проницаемость – 96,9·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61).

Залежь 4 расположена в центральной части месторождения, по типу – пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры – 0,8х0,7 км, высота – 12,3 м. По данным ГИС коллектор представлен двумя пропластками, коэффициент песчанистости – 0,1, ФЕС низкие (проницаемость – 4,2·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,37).

Пласт БС2

В пределах пласта БС2 выявлена одна небольшая залежь в северо-западной части месторождения (рис. 2.1.31). Скважинами в интервале пласта вскрыты нефтенасыщенные толщины от 1,5 (скв. №1348) до 7,5 м (скв. №1509) (рис. 2.1.32, граф. прил. П.2.6). По типу залежь пластовая сводовая, размеры залежи составляют 4х2,3 км, высота – 10,6 м. ВНК принят на а.о. 2032 м. В среднем по залежи общая толщина составляет 7,7 м, нефтенасыщенная – 4,1 м. ФЕС в проницаемой части пласта по материалам ГИС средние: проницаемость – 112,6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,26, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61; коэффициент песчанистости – 0,75, расчленённость – 2 (табл. 2.1.11).

Пласт БС10/0

В отложениях пласта БС10/0 выявлено две залежи, представленные небольшими песчаными линзами (рис. 2.1.33, граф. прил. П.2.7). Характеристика коллекторских свойств и неоднородности по материалам ГИС представлена в таблице 2.1.12, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.13. Общая толщина в среднем составляет 16,1 м, нефтенасыщенная – 1,2 м (рис. 2.1.34), коэффициент песчанистости (в продуктивной части) – 0,10, расчленённость – 2. Средние ФЕС пласта (по ГИС) крайне низкие: проницаемость – 2,0·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,20, коэффициент нефтенасыщенности – 0,38.

Залежь 1 (залежь углеводородного сырья с утверждённым показателем проницаемости не более 2·10^-3 мкм² и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров) расположена в северо-западной части месторождения, вскрыта одной скважиной №17Р (размеры – 2,3х2,6 км, высота – 7,5 м). Классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная. ВНК принят на а.о. 2247 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 2,2 м, проницаемость – 2·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,36.

Залежь 2 (залежь углеводородного сырья с утверждённым показателем проницаемости не более 2·10^-3 мкм² и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров) – пластовая сводовая, литологически экранированная, размерами 4х2,3 км и высотой 10,4 м – открыта в центральной части месторождения. В среднем продуктивная часть залежи представлена двумя пропластками, проницаемость составляет 1,9·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,20, коэффициент нефтенасыщенности – 0,39.

Пласт БС10

В пределах Яунлорского месторождения в пласте БС10 выделяются семь залежей нефти (рис. 2.1.35), продуктивность которых подтверждена результатами испытаний скважин. На графическом приложении П.2.8 представлена структурная карта по кровле пласта, карта нефтенасыщенных толщин – на рисунке 2.1.36.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.14, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.15. Общая толщина пласта в среднем составляет 26,3 м, нефтенасыщенная – 4,9 м; расчленённость разрезав среднем равна 4, коэффициент песчанистости – 0,23. ФЕС по данным ГИС средние: проницаемость – 76,7·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,58.

Изменчивость коллекторских свойств в районе залежей иллюстрируется картами геологических параметров (рис. 2.1.37 – 2.1.41), анализируя которые, можно сказать о том, что самыми низкими значениями ФЕС по пласту обладают коллекторы, расположенные в центральной части месторождения и на Пильтанской площади. Геологические разрезы, характеризующие строение пласта в пределах залежей, показаны на рисунке 2.1.42. На рисунке 2.1.43 приведены геолого-статистические разрезы по залежам и в целом по пласту, из которых видно, что наиболее неоднородным разрезом продуктивной части характеризуются залежь 2 и залежь в районе Пильтанской площади.

Залежь 1 вскрыта скважиной №18Р на абсолютной отметке кровли коллектора 2240 м, размеры составляют 1,9х2,5 км, высота – 2,8 м, классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная. ВНК принят на абсолютной отметке 2243 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине равна 1,2 м, ФЕС крайне низкие (проницаемость – 5,5·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,50).

Залежь 2 расположена в центральной части месторождения. В 2009 году по результатам бурения и опробования двух скважин уточнилось геологическое строение залежи – зона отсутствия коллекторов в данном районе не подтвердилась. В результате залежи 2 и 6 объединились в одну (залежь 2) с единым ВНК на отметке 2241,9 м. По типу залежь является пластовой сводовой, литологически экранированной с размерами 6,2х5,8 км и высотой 70,7 м. По данным ГИС фильтрационно-ёмкостные свойства невысокие: проницаемость – 47,3·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54. Разрез характеризуется высокой расчленённостью – максимальное число пропластков достигает 16 при среднем значении 6.

Залежь 3 находится в южной части месторождения, классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи составляют 8,6х9,2 км, высота – 50,2 м. ВНК принят на а.о. 2297.6 м. ФЕС продуктивной части пласта средние (проницаемость – 72,4·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61).

Залежь 4 расположена в юго-восточной части месторождения, по типу – пластовая сводовая, литологически экранированная (ограничена зоной неколлектора с востока), ВНК принят на а.о. 2296.7 м. Размеры залежи составляют 3,5х2,8 км, высота – 21,2 м. По данным ГИС ФЕС залежи выше средних и составляют: проницаемость – 172,7·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,67.

Залежь 5 находится в северо-западной части месторождения (размеры – 6,9х3,6 км, высота – 31,2 м). Классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная. ВНК является наклонным с юго-запада (а.о. 2242,5 м) на северо-восток (а.о. 2250,1 м). ФЕС залежи характеризуются как средние: проницаемость – 110,4·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,58.

Залежь Пильтанская площадь находится в пределах одноимённой площади в северо-восточной части месторождения. По типу классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная (размеры – 6,1х2,3 км, высота – 20,5 м). ВНК принят на отметке 2241 м. Средние ФЕС залежи по материалам ГИС невысокие: проницаемость равна 17,7·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,53.

Залежь в районе скважины №4412Р открыта в 2014 году в северной части месторождения по результатам бурения одноимённой скважины, при испытании которой получен приток с дебитом нефти – 5,1 т/сут при Н_дин=623,7 м. Классифицируется как водоплавающая, её размеры составляют 1х1 м, высота – 3,6 м. Разрез представлен двумя продуктивными пропластками (коэффициент песчанистости – 0,42) с лучшими по пласту фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость – 160,8·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,26, коэффициент нефтенасыщенности – 0,72.

Пласты ачимовской толщи

Отложения ачимовской толщи являются одним из наиболее сложно построенных комплексов нефтегазоносных отложений Западной Сибири, представлены линзами песчано-алевритовых пород. На Яунлорском месторождении ачимовская толща представлена чередованием песчано-алевритовых, карбонатных и глинистых прослоев, которые разделяют отложения на сериюпродуктивных пластов: БС18, БС19, БС20, БС21, БС21/1 и БС22. Залежи пластов БС18, БС19 и БС20, расположенные в пределах Пильтанской площади, вытянуты в субмеридиональном направлении и в плане практически совпадают, как и мелкие залежи пластов БС21_, БС21/1_,БС22, выявленные позднее в 2009 году. Кроме того, небольшие залежи пластов БС18_, БС19_,БС20, БС22 установлены на Северо-Минчимкинском и Яунлорском поднятиях (рис. 2.1.44). Карта суммарных нефтенасыщенных толщин пластов ачимовской толщи представлена на рисунке 2.1.45.

Характеристика толщин и неоднородности пластов БС18-22 по данным ГИС приведена в таблице 2.1.16. Общая толщина в среднем по скважинам составляет 86 м, коэффициент песчанистости – 0,36. В нефтенасыщенной части пласты представлены в среднем 10 пропластками с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость – 32,3·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,58.

Для залежей Пильтанской площади пластов БС18, БС19, БС20 построены карты основных геологических параметров (рис. 2.1.46), геолого-статистические разрезы представлены на рисунке 2.1.47, геологический разрез – на рисунке 2.1.48, характеристика коллекторских свойств – в таблице 2.1.17.

Пласт БС18

В пределах пласта БС18выделяются шесть залежей нефти (рис. 2.1.49, граф. прил. П.2.9). Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.18, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.19. Общая толщина пласта в среднем составляет 16,7 м, нефтенасыщенная – 4,1 м (рис. 2.1.50); расчленённость разреза в среднем – 3, коэффициент песчанистости – 0,28. ФЕС по данным ГИС невысокие и составляют: проницаемость – 33,6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,62.

Залежь 1 находится в пределах Пильтанской площади в северо-восточной части месторождения. По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная (ограничена зоной неколлектора с севера), размеры – 3,9х3,3 км, высота – 27,1 м. ВНК принят по кровле водонасыщенного коллектора в скважине №220ПЛ на а.о. 2442 м. ФЕС продуктивной части залежи – невысокие (проницаемость – 37,6·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,65).

Залежь 2 располагается в центральной части месторождения, по типу – водоплавающая, размеры залежи – 3,2х2,1 км, высота – 16,5 м. ВНК принят на а.о. 2439 м. По данным ГИС ФЕС составляют: проницаемость – 36,1·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,58.

Залежь 3 – пластовая сводовая (размеры – 3,5х1,7 км, высота – 21 м), выявлена северо-западной части месторождения. ВНК принят на а.о. 2428,4 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 м (скв. №1458) до 8,9 м (скв. №193-I), ФЕС низкие (проницаемость – 23,8·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54).

Пластовая сводоваязалежь 4 выявлена двумя скважинами (№947, 1164), вскрывшими водонефтяную зону в центральной части месторождения (размеры – 1,7х1,1 км, высота – 17 м). ВНК принят условно на а.о. 2375,4 м. ФЕС по продуктивной части залежи – низкие (проницаемость – 14,9·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,55).

Залежь 5 вскрыта одной скважиной №109В на севере Пильтанской площади. По типу классифицируется как пластовая сводовая, литологически экранированная, небольшая по размерам – 1,1х0,7 км. Нефтенасыщеннаятолщина по скважине равна 0,8 м, ФЕС составляют: проницаемость – 14,5·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54.

Залежь 6 открыта в 2014 году по результатам бурения разведочной скважины №4412Р в северной части месторождения; северная и восточная части залежи распространяются на территорию Тончинского ЛУ. При испытании скважины в интервале 2572–2580 м получен приток безводной нефти дебитом 29,2 м³/сут на 4 мм штуцере. ВНК принят условно на отметке 2506,3 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине №4412Р. Залежь по типу водоплавающая, размеры залежи составляют 3,2х3,1 км, высота – около 35 м. Нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 20,3 м, расчленённость разреза высокая – 18. ФЕС схожи со свойствами ранее открытых залежей пласта: проницаемость – 27·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,56.

Пласт БС19

В отложениях пласта БС19 в северо-восточной и центральной частях месторождения выявлено две залежи нефти (рис. 2.1.51, граф. прил. П.2.10). Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.20, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.21. Общая толщина пласта в среднем составляет 22,7 м, нефтенасыщенная – 8,1 м (рис. 2.1.52), коэффициент песчанистости в продуктивной части – 0,49, расчленённость – 4. Средние ФЕС пласта (по материалам ГИС) невысокие: коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,60, проницаемость – 40,7·10^-3 мкм².

Залежь 1 находится в северо-восточной части Яунлорского месторождения в пределах Пильтанской площади. По типу классифицируется как пластовая сводовая, размеры составляют 9,5х3,9 км, высота – 34,4 м. ВНК принят на а.о. 2465 м. ФЕС по данным ГИС невысокие (проницаемость – 41,6·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,60).

Залежь 2 открыта в 2010 году по результатам испытания скважины №947, углублённой боковым стволом. По типу залежь – пластовая сводовая, размеры – 2,4 х 1,3 км, высота – 26,2 м. ВНК принят условно на а.о. 2406,2 м. ФЕС продуктивной части залежи низкие (проницаемость – 11,4·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,50).

Пласт БС20

В отложениях пласта БС20 выявлено две залежи нефти (рис. 2.1.53, граф. прил. П.2.11).Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.22, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.23. Общая толщина в среднем составляет 35,2 м, нефтенасыщенная – 7,3 м (рис. 2.1.54), коэффициент песчанистости (в продуктивной части) – 0,46, расчленённость – 4. Средние ФЕС пласта (по ГИС) невысокие: проницаемость – 26,7·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54.

Залежь 1 расположена в пределах Пильтанской площади в северо-восточной части месторождения. По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая (размеры – 9,3х3 км, высота – 32,6 м). ВНК принят на абсолютной отметке 2485 м. Средние ФЕС по продуктивной части залежи невысокие: проницаемость – 27,3·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,54.

Залежь 2 выявлена в 2010 году по результатам испытания скважины №1168, углубленной боковым стволом. По типу залежь является пластовой сводовой, размеры составляют 2,3х1,7 км, высота около 30 м. ВНК принят условно на а.о. 2434,4 м. По данным ГИС фильтрационно-емкостные свойства залежи низкие: проницаемость – 7,2·10^-3мкм², коэффициент пористости – 0,20, коэффициент нефтенасыщенности – 0,48.

Пласт БС21

Залежь пласта БС21 открыта в 2009 году в северо-восточной части месторождения (рис. 2.1.55, граф. прил. П.2.12). Классифицируется как пластовая сводовая, размеры – 1,9х1,2 км, высота – 12,6 м. ВНК принят на а.о. 2496 м, что соответствует подошве нижнего нефтенасыщенногопропластка в скважине №203ПЛ. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,8 до 7,8 м (рис. 2.1.56). Фильтрационно-емкостные свойства по залежи пласта низкие: проницаемость – 3,9·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,20, коэффициент нефтенасыщенности – 0,51 (табл. 2.1.24).

Пласт БС21/1

Небольшая по размерам залежь пласта БС21/1 выявлена скважинами №203ПЛ и 204ПЛ на северо-востоке Яунлорского месторождения в 2009 году (рис. 2.1.57). Кровля нефтенасыщенных коллекторов вскрыта на абсолютной отметке 2497 м(граф. прил. П.2.13). По типу залежь является пластовой сводовой (размеры – 1,1 х 1,1 км, высота – 13,8 м). ВНК условно принят на а.о. 2511 м. По пласту общая толщина составляет 19,2 м, нефтенасыщенная – 7,9 м (рис. 2.1.58). ФЕС в продуктивной части пласта по материалам ГИС крайне низкие: проницаемость – 3,5·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,50 (табл. 2.1.25).

Пласт БС22

В 2009 году в пределах Пильтанской площади на северо-востоке Яунлорского месторождения выделены несколько песчаных линзовидных тел, промышленная нефтеносность доказана только в двух (рис. 2.1.59, граф. прил. П.2.14). Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.26, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.27. Общая толщина пласта в среднем составляет 27,1 м, нефтенасыщенная – 8,3 м (рис. 2.1.60). Средние ФЕС пласта низкие: проницаемость – 21,7·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,63.

Залежь в районе скважины №235ПЛ представляет собой песчаную линзу, ограниченную с севера, востока и юга зоной неколлектора. По типу залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры – 0,9х1,3 км, высота – 15 м. ВНК принят на а.о. 2601,8 м (подошва нижнего пропластка в скважине №235ПЛ). По данным ГИС ФЕС залежи низкие: проницаемость – 9,1·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,62.

Залежь в районе скважины №1198 приурочена к песчаной линзе, границы которой выделены условно. По типу является литологически экранированной, размеры – 1,9х1,4 км, высота – 8 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2576,3 м, что соответствует подошве нефтенасыщенных песчаников, вскрытых скважиной №1198. Средние ФЕС в продуктивной части: проницаемость – 35,2·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,64.

Пласт ЮС1

Пласт представлен двумя залежами, которые находятся в сопредельных тектонических блоках (рис. 2.1.61, граф. прил. П.2.15). Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.28, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.29. Общая толщина пласта в среднем составляет 17,7 м, нефтенасыщенная – 2,3 м (рис. 2.1.62). Средние ФЕС пласта низкие: проницаемость – 6,2·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61.

Залежь в районе скважины №4405П (залежь углеводородного сырья с утверждённым показателем проницаемости не более 2·10^-3 мкм² и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров) выявлена в 2011 году в центральной части месторождения, связана с тектоническим блоком, ограниченным с севера, запада и востока разломами. На юге и частично на западе залежь ограничена условной линией ВНК, принятой на западе по подошве нефтенасыщенногопропластка в скважине №1322 Iств на а.о. 2646,2 , на юге по кровле водоносного коллектора в скважине №481 – на а.о. 2639,7 м. По типу является пластовой сводовой, тектонически экранированной, размеры составляют 9,8х2,4 км, высота – около 41 м. Залежь характеризуется обширной чистонефтяной зоной, занимающей около 94 % её площади (рис. 2.1.62). ФЕС продуктивной части пласта ЮС1 крайне низкие: проницаемость – 1,9·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,16, коэффициент нефтенасыщенности – 0,47.

Залежь в районе скважины №1713 открыта в 2015 году по результатам бурения скважин №1711, 1713, 1714, которые вскрыли нефтенасыщенный коллектор пласта ЮС1 толщиной от 1,7 до 4 м. При испытании пласта в скважине №1713 в интервале 3006–3018 м (а.о. 2610,8-2622,3 м) получен приток нефти с водой дебитами 78 и 52 м³/сут при Н_дин – 486 м после ГРП. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. ВНК принят на отметке 2632,2 м по кровле водоносного коллектора в скважине №1708. ФЕС немного выше, чем по залежи в районе скважины №4405П: проницаемость – 9,1·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,69 (табл. 2.1.29).

Пласт ЮС2 (продуктивные отложения тюменской свиты)

В региональном плане площадь нефтеносности горизонта ЮС2 занимает значительную часть Сургутского свода. На Яунлорском месторождении в отложениях пласта ЮС2 выявлено девять залежей нефти (рис. 2.1.63). На момент составления предыдущего проектного документа в пределах пласта ЮС2 было выявлено четыре залежи нефти. По результатам бурения разведочной скважины и доразведки боковыми стволами скважин других объектов, по результатам сейсморазведочных работ 3Д была уточнена разломная модель, выполнена переинтерпретация разрывных нарушений в северной и центральной части Яунлорского месторождения, и пласт ЮС2 был разделён на девять самостоятельных залежей, приуроченных к отдельным тектоническим блокам.

Отложения пласта представлены переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащённых углистым материалом, имеют сложный литологический состав, изменчивы, не выдержаны по площади и по разрезу, что наглядно подтверждается картами основных геологических параметров (рис. 2.1.64 – 2.1.69), геолого-статистическим разрезом (рис. 2.1.70) и геологическими разрезами, иллюстрирующими строение пласта на рисунке 2.1.71.

Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта в интервале абсолютных отметок от 2532,6 до 2651,9 м (граф. прил. П.2.16).Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта по данным ГИС представлена в таблице 2.1.30, с дифференциацией по залежам – в таблице 2.1.31. Общая толщина пласта в среднем составляет 14,5 м, нефтенасыщенная – 4,8 м. В продуктивной части пласт представлен в среднем четырьмя пропластками, коэффициент песчанистости равен 0,34. Средние ФЕС пласта (по данным ГИС) невысокие: проницаемость – 5,4·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,69.

Залежь в районе скважины №4406П выявлена в северо-западной части месторождения. В пределах залежи выделяются два купола: собственно район скважины №4406П и район скважины №4410П. Залежь по типу – пластовая сводовая, литологически экранированная (ограничена зоной неколлектора на юго-востоке), размеры – 9,1х7,1 км, высота – 74,9 м. ВНК условно проведён на а.о. 2640 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 2,6 м, ФЕС продуктивной части крайне низкие и составляют: проницаемость – 3·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,17, коэффициент нефтенасыщенности – 0,56.

Залежь в районе скважины №1602 открыта в центральной части месторождения в 2012 году, западная часть залежи ограничена тектоническим нарушением. По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 2,9х2,7 км, высота достигает 49 м. ВНК условно принят на а.о. 2581,6 м. По данным ГИС ФЕС в пределах залежи низкие: проницаемость – 7,7·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,50.

Залежь в районе скважины №1730 открыта в 2014 году в южной части месторождения по результатам бурения трёх скважин, при испытании которых получены притоки нефти с водой: дебиты нефти – от 3,5 до 11,6 т/сут, дебиты воды – от 0,7 до 20,5 т/сут. Залежь по типу является пластовой сводовой, ВНК принят на отметке 2724,8 м. Размеры залежи составляют 2,7х1,8 км, высота – 32,3 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи составляет 5 м, ФЕС низкие: проницаемость – 5,5·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,78.

Залежь в районе скважины №82ПЛ (Пильтанская площадь) расположена в северо-восточной части месторождения, на востоке ограничена тектоническим нарушением, на юге сливается с одноименной залежью Дунаевского месторождения. По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная, размеры залежи составляют 8,5х5,7 км, высота – 60,5 м. ВНК принят на отметке 2710 м, что соответствует кровле водонасыщенного коллектора пласта в скважине №112ПЛ. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 5,4 м в среднем по залежи, ФЕС низкие: проницаемость – 5,3·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,70.

Залежь в районе скважины №1630 расположена в центральной части месторождения. На юге, западе и с востока ограничена разломами, на северо-западе и юго-востоке границей залежи является зона глинизации пласта ЮС2. Залежь представлена одной скважиной, вскрывшей нефть до подошвы толщиной 5 м. При испытании скважины из пласта ЮС2 получен приток нефти дебитом 8,5 м³/сут (после ГРП). Залежь классифицируется как тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи составляют 5,6х2 км, высота – 11,2 м. ФЕС по данным ГИС низкие: проницаемость – 3,7·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,17, коэффициент нефтенасыщенности – 0,58.

Границы залежи в районе скважины №114 на севере и западе проходят по тектоническим нарушениям, на востоке и юге залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов. В трёх скважинах пласт опробован, дебиты нефти по ним после ГРП составили от 8,8 (скв. №1405) до 61 м³/сут (скв. №114). Залежь по типу является тектонически и литологически экранированной. Размеры залежи составляют 11,6х3,4 км, высота – 14,7 м. ФЕС по данным ГИС низкие: проницаемость – 6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,67.

Залежь в районе скважины №4405Ппредставлена тремя скважинами, вскрывшими нефтенасыщенный до подошвы пласт. С юго-запада залежь ограничена зоной отсутствия коллектора, со всех остальных сторон границами залежи являются тектонические нарушения. По результатам испытания скважин получены притоки нефти дебитами от 5 до 25,5 м³/сут. Размеры залежи составляют 6,9х2,3 км, высота – 10,4 м. ФЕС по данным ГИС низкие: проницаемость – 3,1·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,17, коэффициент нефтенасыщенности – 0,56.

Залежь в районе скважины №4412Р вскрыта одноименной скважиной, нефтенасыщенные толщины пласта по ГИС составляют 5,8 м. В скважине из пласта был отобран керн, представленный песчаником бурого цвета, мелкозернистым, нефтенасыщенным с прослоем аргиллита буровато-серого цвета. Пласт ЮС2 испытан, из интервала перфорации 2757–2767,4 м (а.о. 2655,6–2666 м) получен приток нефти с дебитом 0,53 м³/сут; ГРП не проводился. На юге и западе контур залежи проходит по тектоническим нарушениям, на севере и востоке залежь сливается с пластом ЮС2 Тончинского месторождения, там границей залежи является проведённая условная линия разделения месторождений, приуроченная к ранее выделенному тектоническому нарушению. Залежь по типу является тектонически и литологически экранированной с размерами 6,9х6,3 км и высотой – 10,6 м. Нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 5,8 м, ФЕС по данным ГИС низкие: проницаемость – 1,6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,16, коэффициент нефтенасыщенности – 0,85.

Залежь в районе скважин №1195, 913 практически со всех сторон ограничена тектоническими нарушениями, северо-восточная части залежи распространяется на территорию Тончинского ЛУ. Вскрыта семью скважинами, при испытании которых получены притоки нефти с водой: дебиты нефти – от 1,6 до 42,7 т/сут, дебиты воды – от 3,3 до 51 т/сут. Залежь по типу является тектонически и литологически экранированной, размеры составляют 11,2х4,2 км, высота – 23,1 м. ФЕС по данным ГИС низкие: проницаемость – 6,4·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0,18, коэффициент нефтенасыщенности – 0,75.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 5124; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!