* в залежах с сильно заглинизированными коллекторами и др


с. 1 с. 2 с. 3
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ
ЧАСТЬ

ВВЕДЕНИЕ
Перспективы развития нефтяной промышленности как надежной сырьевой базы экономики страны определяются эффективностью проведения геологоразведочных работ, совершенствованием технологий разработки нефтяных месторождений , созданием и применением новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий взаимодействия на систему скважин - пластов .

Основная добыча нефти в настоящее время осуществляется за счёт трудноизвлекаемых запасов , которые сосредоточены, в основном, в следующих залежах :

* сильно заводнённых,

* подгазованных,

* в залежах с низкой начальной нефтенасыщенностью коллекторов,

* в залежах с сильно заглинизированными коллекторами и др .

При этом ожидаемые средние коэффициенты нефтеизвлечения состовляют менее 40 % . Решение проблем повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связанны с созданием новых технологий , которые должны способствовать более полному извлечению нефти и , следовательно , стабилизации темпов ее добычи .

Первостепенное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений со сложным геологическим строением, вступающих в позднюю её стадию, характеризующуюся высокой обводнённостью продукции скважин. При этом необходимо создавать принципиально новые подходы к процессу разработки, учитывающие особенности извлечения остаточных запасов нефти. Надо активизировать работы по созданию и испытанию новых технологий воздействия на пласт, адаптации апробированных технологий к физико-геологическим условиям конкретных залежей и обеспечить внедрение наиболее эффективных из них.

По месторождениям Когалымского региона среднегодовая обводнённость составила 54,9% при выработанности извлекаемых запасов нефти на 32,9%, что характеризует низкую технологическую эффективность применяемых систем разработки. В последние годы наблюдается снижение темпа падения добычи нефти по переходящему фонду: в 1994 г. - 13.25%, 1995 г. - 11,1%, 1996 г. - 4,9%, 1997 г. - 1,4%, вызванного начавшимся широким применением различных методов воздействия на пласт.

Таким образом, в условиях прогрессирующего увеличения обводнённости добываемой продукции скважин и низкой выработки извлекаемых запасов нефти всё большее значение приобретают методы повышения нефтеотдачи пластов.

В представленном мною дипломном проекте рассматриваются вопросы применения на Вать-Еганском нефтяном месторождении методов комплексного физико-химического воздействия на пластовую систему с целью повышения нефтеоотдачи. Помимо технологической оценки заказчики в нагнетательные скважины растворов сшитых полимерных систем и эмульсионных систем даётся экономическое и экологическое обоснование возможности эффективного их применение на примере опытного участка.

КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ И РАЗВИТИИ ПОИСКОВО- РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.

1.1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ

В административном отношении Вать-Еганское месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до ближайшего населённого пункта - пос. Новоюганск составляет 30 км, а до г. Нижневартовска - 150 км ( рис.1 ).

В 30 км. к западу от месторождения находится ст. Когалым Сургут-Уренгойской железной дороги. В 30 км. на северо-восток расположено Повховское разрабатываемое месторождение.

В орогидрографическом отношении площадь Вать-Еганского месторождения представляет собой слабопересеченную , сильно заболоченную равнину . Абсолютные отметки рельефа изменяются от + 69 м. до + 92,6 м., увеличиваясь к северу .

Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган , Орт -Ягун , Айка-Еган , Тлокты-Еган , Котухта , Аган , а также множеством озер , мелких рек и ручьев .

Реки спокойные , равнинные , со скоростью 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах . Характерна извилистость русла , наличие большого числа притоков , рккавов и песчаных кос . Реки мелководные , глубина летом не превышает 0,5 м , а во время паводка (весна , осень) уровень воды поднимается до 2,5-5 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до с. Варьеган . Наиболее крупными из озер являются оз.Кильвэн-Ягун-Лор , оз. Энтль-Нарма , оз.Ай-Нарма, оз. Когу-Нерым-Лор.

Климат района резкоконтинентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким летом. Среднегодовая температура минус 3(С. Самый холодный месяц - январь (до -55(С), самый тёплый -(до +34(С).

Среднегодовое количество осадков достигает 500 мм, большая их часть выпадает в начале и в конце лета. Зимой выпадает 30-40 % от общегодового количества осадков. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Мощность снежного покрова достигает 1 м, в лесу 1,5 м. Толщина льда на озёрах от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта по площади на отдельных участках достигает 3 м. На открытых озёрах и болотах сезонно промерзающие грунты переходят в многолетне промерзающие породы.

Зимой скорость ветра достигает 10-15 м/сек при средней скорости 2-3 м/сек. Нередки снежные бури. Зимой преобладают южные ветра, а летом - северные. Ледостав начинается в октябре, ледоход в мае. Весенняя распутица - в апреле.

Растительный мир района представлен сосной. Кедром. На заболоченных участках развиты угнетённой формы сосны, мохово-кустарниковая растительность, а в долинах и поймах рек встречается берёза.

Коренное население - русские, ханты, манси - занимаются охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством.

В экономическом отношении район довольно быстро стал развиваться с началом геолого-разведочных работ и нефтедобычи.
1.2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основными предпосылками для постановки в пределах Вать-Еганской площади поисково-разведочного бурения на нефть и газ явились её близость к промышленно нефтеносным Аганскому и Варьеганскому месторождениям, а также благоприятные фациальные и структурнотектонические условия района.

Планомерное изучение геологического строения среднего Приобья началось в 1947 году. На стадии региональных работ помимо геофизических съёмок проведена геолого-поисковая съёмка в масштабе 1(1000000.

В период с 1947 по 1957 гг. геолого-геофизические исследования на рассматриваемой территории носили региональный характер: поиски крупных структурно-тектонических элементов и выявления общих закономерностей в геологическом строении района. В этот период были выполнены: гравиметрическая и аэромагнитная съёмки в масштабе 1:1000000; а также аэросейсмическое зондирование в масштабе 1:500000.

В результате проведённых работ были выявлены крупные структуры I порядка, в том числе Сургутский и Нижневартовский своды. На территории Вать-Еганского месторождения сейсмические работы впервые проводились в 1966 г. методом площадной съемки СЗ МОВ в масштабе 1:200000. В результате был выделен Вать-Ёганский приподнятый участок и построены структурные карты по отражающим горизонтам "Б" и "М".

В 1966-1967 гг. проводились рекогносцировочные и детализационные работы в масштабе 1:100000, которые позволили построить структурные карты по опорным отражающим горизонтам "Б", "Д 20", "М" и "С" и в общих чертах оконтурить Вать-Ёганское локальное поднятие. В1967-68 гг. Вать-Ёганская структура была детализирована и подготовлена к поисковому бурению.

В 1977-78 гг. Изучен рельеф консолидированного фундамента. Вать-Ёганскому куполовидному поднятию по фундаменту соответствует локальный пологий выступ. Ширина Вать-Ёганского выступа - 36 км, высота 700 м, глубина до фундамента в сводовой части 4250-4500 м. В центральной части Вать-Ёганский выступ раздроблен с видимой амплитудой около 180 м.

В 1978-79 гг. детализирован структурный план Вать-Ёганского месторождения в меловых и юрских отложениях.

В 1968 г. был составлен " Геологический проект поисково-разведочного бурения на Вать-Ёганской площади ", в основу которого легли результаты детальных сейсмических работ, проведенных в 1967-68 гг.

Исходя из значительных размеров структуры и возможной литологической невыдержанности коллекторов в рассматриваемом районе, проектом предусматривалось бурение 13 поисково-разведочных скважин. Бурение поисково-разведочных скважин намечалось двумя профилями. I профиль ( скв. 7,4,1,5,9,10 ) ориентировался с севера на юг по длинной оси структуры, II профиль ( скв. 8,3,1,2,13 ) - поперечный, проходит с запада на восток. Бурение на площади началось в августе 1970 г. Первоочерёдными намечались скважины №№ 1, 2 и 3, которые проектировались в контуре сейсмоизогипсы - 2800 м, оконтуривающей Ваать-Ёганскую структуру.

В своде заложить скважину в летнее время не представлялось возможным и первой была пробурена скважина № 6 на юго-восточном крыле структуры в контуре сейсмоизогипсы минус 2750 м. Глубина скважины 3116 м, ею было вскрыто 117 м. нижне-средне-юрских отложений. Из-за аварии надолго было отложено опробование интервалов. В 1973 г. при испытании верхней части пластов АВ1-2 получен приток нефти 1,9 м3/сут.

При проводке скважины № 2, заложенной в восточной присводовой части структуры на сейсмоизогипсе - 2750 м, установлены явные признаки нефтеносности пластов АВ1-2. При опробовании верхней части получили не переливающий приток пластовой воды с нефтью ( 6% ). Юрские отложения скважин не вскрыло.

В 1971 г., третий по счету в присводовой части структуры была пробурена скважина № 5 - первооткрывательница Вать-Ёганского месторождения . Из пластов АВ1-2 ( интервал 1923 - 1947 м. ) был получен фонтан нефти с дебитом 17 м3/сут на 4 мм. штуцере.

С целью быстрого решения вопроса о промышленной нефтеносности этих пластов бурение скважин ограничили глубиной 2100 м.

На 01.01.72 г. на площади было пробурено пять поисково-разведочных скважин ( № 6,5,2,4,3 ).

Скважины пробуренные двумя профилями 3-5-6 и 4-2. С бурением этих скважин закончился первый период геологоразведочных работ на Вать-Ёганской площади. В результате проведенных работ была выявлена залежь нефти в пластах АВ1-2.

В 1972 г. с открытием на соседней Средне-Вать-Ёганской структуре крупного нефтяного месторождения бурение на Вать-Ёганской площади приостанавливается на весь объем буровых работ переносится на Повховское месторождение.

Бурение на Вать-Ёганском месторождении возобновилось в 1976 г.

В 1976-77 гг. в южной части площади в переделах небольшого поднятия, оконтуренного изогибсой - 2750 м., были пробурены скважины № 87 - 85, которые открыли небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю1 и АВ1-2.

До 1971 г. разведка велась медленными темпами. В период с 1976 по 1981 годах. На месторождении пробурено 15 скважин в разных частях структуры.

В этот период были получены следующие результаты :

а) открыты две залежи нефти в пласте Ю11 на севере, в районе скважины №7 и юго-восточной части, в районе скважин №8, 9, 15, 18. В сводовой скв.№14 из пласта Ю11 согласно отчёту получена вода. Однако, следует учесть, что результаты испытания данного пласта, по-видимому, не соответствуют действительности, так как не дают однозначного ответа;

б) скважинами №14, 11, 18 вскрыта ачимовская толща в песчаной фации. В скважине №14 получен небольшой приток нефти дебитом 0,9 м3 /сут. Н дин.=1242 м., что подтвердило предположение о наличии литологических залежей нефти в ачимовской толще;

в) скважиной № 17 открыта залежь нефти в пласте БВ10. При испытании пласта получен приток нефти дебитом 19,8 м3/сут.;

г) сводовой скважиной № 14 открыта залежь в пласте БВ62. В обоих случаях получены не переливающие притоки нефти;

д) все скважины ( кроме скв. № 19 ) вскрыли залежь пластов АВ1-2 - основную на месторождении по размерам. В большинстве скважин по этому объекту получены фонтанирующие притоки нефти.

В конце 1981 г. в " Проекте промышленной разведки Вать-Ёганского месторождения " предусматривалось заложить две поисковые и девять разведочных при шести резервных скважин.

Задачи разведки включали: уточнение ВНК по всем открытым скважинам, детальное изучение литологических и коллекторских свойств пород продуктивных горизонтах, гидродинамики пластов, физико-химических свойств нефти.

К результатам проведенных работ можно отнести следующее:

1. Скважинами 25 и 13 выявлены новые залежи нефти в пластах БВ71 и АВ8 которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

2. Более детальное изучено строение горизонта Ю1, залежи нефти в этих отложениях обычно приурочены к верхнему зональному интервалу Ю11а. Границы зоны глинизации, учитывая сложный характер распространении нефтеносности пласта Ю11а по площади гипсометрии, определены с долей условности

3. Основная на месторождении залежь пластов АВ1-2 имеет наибольшую площадь нефтеносности, значительно перекрывающую в плане площадь нефтеносности нижележащих пластов.

Всего на Вать-Ёганском месторождении на 01.05.83 г. пробурено 46 глубоких поисково-разведочных скважин. Большинство скважин находятся в контуре залежи пластов АВ1-2.

Задачи разведочных работ, в том числе подготовка основной части месторождения к подсчёту запасов нефти продуктивных пластов группы " А " и " Б " по промышленным категориям были выполнены.

С 1985 года на территории Вать-Ёганского месторождения началось эксплутационное бурение. Основными объектами эксплуатации являются пласты АВ1-2 и БВ1. В результате эксплуатационного бурения в ряде скважин по геофизическим данным выявлены новые нефтенасыщенные пласты АВ6, АВ71, АВ72, АВ80, АВ81, АВ82. В скважинах 4699 и 4700 при испытании пластов АВ81 и АВ82 получены притоки нефти до 70 м3/сут.
2.КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вать-Ёганское, как уже отмечено, открыто в 1971 году Аганской нефтеразведочной экспедицией Главтюменьгеологии. Разведочные работы завершены с утверждением запасом нефти и газа в 1983 г. В 1980 г. СибНИИНП была составлена технологическая схема разработки горизонта АВ1-2.


2.1. СТРАТИГРАФИЯ

Платформенный чехол Вать-Ёганского месторождения представлен мезо-кайнозойскими отложениями. Бурением изучались толщи, начиная с верхней части тюменской свиты и кончая четвертичными осадками. Породы доюрского складчатого фундамента на месторождении не вскрыты. Наибольшая толщина осадочного чехла вскрыта скважиной № 6 и составляет 1316 м.

Стратиграфическая расчленение разреза проводилось в соответствии с региональной стратиграфической схемой мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Схема утверждена Межведомственным стратиграфическим комитетом СССР 30 января 1978 года.

Сводный разрез Вать-Ёганского месторождения, в котором приведены геофизическая и фаунистическая характеристики, стратиграфическое расчленение и продуктивность отложений, проводится на рис.2.

ДОЮРСКИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

Наиболее близкое к Вать-Ёганскому месторождению доюрские породы вскрыты на Покачёвской площади, где скважиной №41 с глубиной 3209 м. поднято кварцевые порфиры верхнепалеозойского возраста.

Промежуточный комплекс, представлены аргиллитами тампейской серии триаса, вскрыт на Ягунской площиди ( скв. 52 ).

ЮРСКАЯ СИСТЕМА

Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний отделы выделены в объеме тюменской свиты, а верхний - объеме васюганской, георгиевской и баженовской свиты.

НИЖНИЙ + СРЕДНИЙ ОТДЕЛ

Тюменская свита

Отложения этой свиты развиты повсеместно в Широтном Приобье и на породах фундамента залегают несогласно. На Вать-Ёганском месторождении отложения Тюменской свиты бурением полностью не пройдено. Наибольшая вскрытая толщина в скважине №6 составила 217 м. Представлен разрез неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и реже алевролитов. Аргиллиты тёмно-серые до чёрных, слабоалевритистые, легко раскалываются на плитке параллельно слоистости с полураковистой поверхностью излома. Песчаники серые кварцевые, слюдистые, плотные, с горизонтальными прослойками глинисто-слюдистого материала. Алевролиты серые, крепко сцементированные, слюдистые. В породах встречаются кристаллы пирита и характерно обилие обугленного растительного детрита. На электрокаротажных диаграммах разрез свиты отличается частым чередованием высоко- и низкоомных прослоев. Пласт песчаника в кровельной части Тюменской свиты индексируется как Ю2, который нефтенасыщен на соседних месторождениях.


ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Кемовый + оксфордский ярус. Васюганская свита.

Васюганская свита делится на 2 части. Нижняя часть сложена аргиллитами тёмно-серыми, до чёрных, с редкими тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя часть представлена песчаными породами, к которым в кровле свиты приурочены продуктивные пласты Ю11 и Ю12.

Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, глинистые, реже с карбонатно-глинистым цементом, слюдистые, плотные, с растительными остатками. Толщина свиты 60-100 м.

Отложения мегионской свиты представляют собой мощную толщу преимущественно глинистых пород. Песчаные пласты, имеющие наиболее широкое площадное распространение, встречаются в нижней части (ачимовская пачка) и в кровле свиты-пласты БВ8-10.

Аргиллиты от светло-серых до чёрных, многие с зеленоватым оттенком, крепкие, слюдистые, с угловатыми и раковистым, реже с ровным изломом, с горизонтальными прослойками и линзами алевролитов и песчаников светло-серых. Породы содержат включение углистослюдистого материала, ходы илоедов, следы оползания осадка.

Песчаники ачимовской толщи светло-серые, серые до темно-серых, мелкозернистые, реже среднезернистые, слюдистые, глинистые, иногда с глинисто-карбонатнм цветом с горизонтальными прослойками глинистого материала.

Для ачимовской толщи характерна резкая изменчивость в пределах рассматриваемой территории. В юго-восточной части площади (скв. №9, 21, 22, 27, 31) она полностью глинизируется.

Песчаники ачимовской толщи в разрезе месторождения нефтенасыщены. В верхней части мегионской свиты песчаники серые с глинистым цементом, мелкозернистые, аркозовые, массивные.

Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой ( чеускинской ) сложенной аргиллитами темно-серыми, почти черными, полосчатыми с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников. Толщина свиты 200-330 м.


Валанжинский-готерив-барремский ярус. Вартовская свита

Эта свита представлена чередованием песчаных и глинистых пород.

Аргиллиты серые до чёрных с зеленоватым, реже с голубоватым оттенком, иногда коричневые, слюдистые, хорошо отмученные, различной крепкости от рыхлых до очень крепких, с редкими зеркалами скольжения, с горизонтально-волнистой и косой слоистостью за счет тонких пропластков светлых песчаников или алевролитов, излом неровный, реже раковистый, на плоскостях напластования встречаются кристаллы перита, часты включения растительного детрита. Редко встречаются тонкие проплстки зелёной плотной глины и каменного угля, сидерита.

Алевролиты от светло - до тёмно-серых, иногда с зеленоватым, голубоватым или коричневым оттенком, слюдистые, от тонкозернистых до среднезернистых с глинистым и глинисто-корбанатным цементом, крепкие, излом неровный, раковистый, редко ровные, линзовидно и косослоистые, за счет прослоев песчаника и аргиллита, встречаются наслоения слюдистого материала, включение обугленного растительного детрита.

Песчаники от светло - до темно-серых, иногда с жёлтым или коричневым оттенком, от мелко- до среднезернистых, слюдистые, кварцевые, крепко сцементированные, цемент глинистый, реже карбонатный, массивные, волнисто- и косослоистые за счет тонких пропластков аргиллитов или углисто-слюдистого материала. В карбонатных разностях отмечается слабая трещиноватость. Отмечаются редкие включения растительного детрита.

К песчаникам вартовской свиты приурочены продуктивные пласты БВ7, БВ6, БВ1, АВ8, АВ7, АВ6, АВ3, АВ2.Толщина свиты 610 - 700 м.


Аптский ярус. Алымская свита.

Отложение алымской свиты представлены, в основном, глинистыми породами с незначительным содержанием песчано-алевролитовых разностей, только в подошве свиты залегает пласт песчаников темно-серых, глинистых, полимиктовых, слюдистых, которые выделяется как продуктивный пласт АВ13.

Прикрывает его кошайская пачка глин, являющаяся региональным репером. Глины аргиллитоподобные, тёмно-серые, почти чёрные, тонко отмученные, с прослоями битоминозных аргиллитов. Выше по разрезу глины алевритистые, темно-серые, слюдистые, часто переходящие в глинистый алевролит, реже песчаник, иногда встречаются известковистые прослои. Толщина алымской свиты 60 - 100 м.

Покурская свита.

Отложения покурской свиты можно разделить на две части: нижнею, в которой преобладают глинистые породы, и верхнею - более песчанистою. Нижняя часть ( К1ap+al ), завершающая отложения нижнего мела, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием последних.

Песчаники и алевролиты серые, светло-серые, глинистые, полиминтовые, реже полевошпатово-кварцевые.

Аргиллиты серые и темно-серые, местами зеленовато-серые, плотные, алевритистые.

Присутствует обильный растительный детрит.

Верхняя часть покурской свиты ( К2cm ) сложено преимущественно песчаниками и алевролитами с подчинёнными прослоями уплотненных глин. Песчаники алевролиты серые и светло-серые, иногда с зелёным оттенком, нередко известковистые, от мелко - до крупнозернистых, содержат обильный растительный детрит.

Глины темно-серые, аргиллитоподобные, плотные, нередко углистые, слюдистые.

Общая толщина покурской свиты 730 - 780 м.

Туронский ярус. Кузнецовская свита ( К2t ).

Кузнецовская свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми до чёрных, иногда слабо известковистыми, сильно уплотненными, массивными. Эти отложения являются региональным стратиграфическим и литологическим репером. Толщина свиты 15-36 м.

Коньяк + сантон + кампанский ярус. Берёзовская свита.

Эта свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита сложена опоками серыми и голубовато-серыми и глинами тёмно-серыми и чёрными монтмориллонитового состава. Встречаются прослои песчаников и алевролитов.

Верхняя подсвита представляет собой толщину глин тёмно-серых и зеленовато-серых слабоалевритистых, с конкрециями пирита и сидерита, редкими зёрнами глауконита.

Общая толщина свиты 125 - 160 м.

Ганькинская свита ( К2m+d ).

Отложения ганькинской свиты завершают разрез верхнемеловых отложений. Представлена она глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями известковых алевролитов, мергелей, с редкими зёрнами глауконита, конкрециями сидерита. Встречаются растительные остатки. Толщина отложений свиты 110 - 154 м.

ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА

В описываемом районе палеогеновая система представлена морскими осадками палеоцена и эоцена и континентальной толщей олигоцена.

Талицкая свита.

Сложена глинами темно-серыми, плотными с присыпками и линзами алевролита, песчанистым, кремнистым и иногда с прослоями кварца - глауконитового песчаника. Толщина свиты 80 - 115 м.

ЭОЦЕНОВЫЙ ОТДЕЛ

Люлинворская свита.

Распространена, практически, на всей территории Западно-Сибирской плиты, за исключением ее крайних северо-восточных и восточных районов. Сложена она глинами. В нижней части - глинами опоковидными, переходящими в опоки. В верхней части светло-зелеными, зеленовато-серыми, жирными, листоватыми, с признаками глинистых алевритов. Толщина свиты 100-230 м.

ОЛИГОЦЕНОВЫЙ ОТДЕЛ

НИЖНИЙ ПОДОТДЕЛ. Тавдинская свита.

Представлена песками серовато-зелеными, серыми, изредка главелитовыми, с прослоями зеленых и бурых глин, бурых углей - в нижней части и глинами зелеными, тонкослоистыми, с редкими прослоями песков, включениями пирита, сидерита и марказита - в верхней части. Толщина свиты достигает 225 м.

Атлымская свита.

Пески кварцевые, разнозернистые, с прослоями песчано-алевролитовых глин. Встречаются магнитизированные обломки древесины. Толщина 16-51 м.

СРЕДНИЙ ПОДОТДЕЛ. Новомихайловская свита.

Отложения этой свиты представляют собой неровномерное чередование глин коричневато-серых, серых и зеленых песков, алевритов полевошпатово-кварцевых. Много включений углистого детрита и магнитизированной древесины. Толщина 28-115 м.

ВЕРХНИЙ ПОДОТДЕЛ. Журавская свита.

Сложена алевритами и песками глауконито-кварцевыми, с редкими прослоями диатомитов и глин. Встречаются остатки древесины. Толщина свиты 15-30 м.

На отложениях журавской свиты несогласно залегают четвертичные породы.


ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА

Эти отложения представлены супесями, суглинками, глинами, торфом, песками. Толщина четвертичных отложений до 30 м.

2.2ТЕКТОНИКА

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие три структурно-тектонических этажа. Нижний из них сформировался в палеозое и представлен эффузивными,. изверженными, сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты. Промежуточный этаж соответствует отложениям пермо-триаса и отвечает парагеосинклинальному этапу в истории формирования плиты. Верхний этаж сложен мощной толщей спокойно залегающих мезозойских и кайнозойских осадочных образований. Этот этаж или собственно осадочный чехол изучен наиболее плотно.

Согласно тектонической карте платформенного чехла Западно-Сибирской плиты под редакцией Нестерова И.И., 1975 г. (черт. №2) Вать-Еганское месторождение приурочено к Вать-Еганскому куполовидному поднятию - тектоническому элементу (( порядка, осложняющему северную часть Ярсомовского мегопрогиба.

Вать-Еганскому куполовидному поднятию в осадочном чехле соответствует крупный выступ фундамента амплитудой порядка 500 м, который разделен серией разломов на блоки.

Наивысшая гипсометрическая отметка кровли фундамента (-4100 м.) фиксируется в районе скв.№4, наиболее глубокое залегание этой границы отмечается в осевой части Яросомовского прогиба (более 7000 м).

Методами сейсморазведки в осадочном разрезе площади прослеживается целый ряд отражающих поверхностей (снизу вверх - "А", "Т", "Б", "d", "М", "С", "Э"), связанных с различными по возрасту и литологии толщами осадков. Вать-Еганская структура видна по всему разрезу. При этом она наиболее рельефно отражается в низах среднеюрских отложений ( горизонты "А", "Т"), а наиболее пологими формами представлена в верхней части разреза (горизонт "С", верхний мел).

По отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) Вать-Еганскому куполовидному поднятию соответствует обширная приподнятая зона, западная переклиналь которой осложнена валообразным структурным выступом, центральная часть - Вать-Еганской, южная - Южно-Вать-Еганской, восточная - Усть-Котухинской локальными положительными поднятиями ((( порядка.

Наиболее крупным элементом этой зоны является Вать-Еганское локальное поднятие, состоящее из 3-х самостоятельных структур, заключенных в пределах сейсмоизогипсы минус 2725 м. Амплитуда всех структур порядка 25 м, а размеры следующие:

1) в районе разведочной скважины № 14 составляет 11х5,5 км,

2) скважины №13 - 7,5х3 км,

3) скважины №34 - 7,5х5,5 км.

Структуры представляют собой брахиантикальную складку, в основном субмеридионального простирания, за исключением структуры в районе скв.№34. Эта структура имеет субширотное простирание. Углы наклона варьируют от 10( до 1(.

В южной части площади (район скв.№87) отмечается небольшое по размерам (8,25х2,7 км.) и амплитуде самостоятельное Южно-Вать-Еганское поднятие, оконтуривающееся сейсмоизогипсой - 2725 м.

К востоку от Вать-Еганского поднятия через неглубокий прогиб расположено Усть-Катухтинское поднятие, имеющее в пределах сейсмоизогипсы - 2750 м. сложное очертание. Размеры его 8,5х3 км.

2.3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Залежи нефти выявлены в четырех группах резервуаров: "АВ", "БВ", ачимовская толща и пласт Ю1 . Каждая из этих групп делится на ряд пластов. На месторождении выделяются несколько типов залежей. Это - пластово-сводовые, массивные, структурно-литологические.

Краткие сведения о залежах нефти даны в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Краткие сведения о залежах нефти

Пласт,


Гипсо-

Размеры залежей

Предель-

Тип
залежь

метрич.

Полож.


ВНК, м

(абс.отм)

Длина,

км.


Ширина,

км.


Высота,

м.

ные значения



нефтенасы-

щенной


мощности,м

залежи
АВ1-2

(основ.)

1879,8 -


1896,5

39,5


30

около


50,1

1,5-22,8


пласт.

сводов.
АВ1-2 (р-н

скв.87)

1885,5


6

3,5


10

8,8


мас-

сивная
АВ3

1884

14,5


8

15,5
мас-

сивная
АВ8

2203,2


5

3

10,8



9,2

мас-


сивная
БВ1(ос-

новная)


2245-2256

27,5


12

около 35


3,2-11

пласт.


сводов.
БВ1( р-н

скв.23)


2269,3

3

2,2



5

3,8


пласт.

сводов
БВ62

2377,2

6,5


2,2

5

3,4



пласт.

сводов
БВ71

2417-2424,4

9,7


5,5

10

5,4-5,6



пласт.

сводов
БВ10

2641,3

19

9



60

4,4-14,6


структ.ли

тол.
Ачим.

Толща,

пачка 2


основная
2667(1,5
19
11
15
1,6-11,8
структ.

литол.


Р-н скв.42705,2842210,2структ.

литол.Ю11а(Се-

верная)2763,9168262-3,6пласт.

сводов.


литол.

огран.Ю11а

(Южная)2793,91413463,4-7,8структ.

литол..


Основные запасы нефти сосредоточены в пластах АВ1-2.

2.3.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ АВ1-2

В пределах Вать-Еганского месторождения в пластах АВ1-2 выявлено в процессе бурения две залежи. Основная залежь приурочена к собственно Вать-Еганской структуре, является основной по запасам и максимальной по площади нефтеносности. Другая залежь выявлена в районе скв.№87 и контролируется небольшим Южно-Вать-Еганским поднятием.

ОСНОВНАЯ ЗАЛЕЖЬ охватывает значительную площадь месторождения. В пределах залежи пробурено 33 скважины. Нефтенасыщенные песчаники вскрыты на глубинах 1922 - 1987 м ( абс. отм. 1844 - 1898 м). Всего по залежи испытано 30 объектов, в том числе в пределах внутреннего контура нефтеносности 18 объектов в 17 скважинах ( получена безводная нефть в 15 скважинах, нефть с водой в 2-х скважинах), в номенклатурной зоне 12 объектов в 11 скважинах ( безводная нефть получена в 8-и скважинах, нефть с водой в 2-х скважинах, вода - в одной скважине). Данными испытаниями залежь изучена достаточно полно и равномерно как по площади, так и по разрезу. Опробованиями в нефтеносной части разреза охарактеризован интервал по всей высоте залежи ( интервал отметок 1844 - 1897 м). Из 28 испытанных скважин в 13 получены фонтанирующие притоки нефти от 9,6 м3/сут. ( скв.№20) до 129 м3/сут. (скв.№15) на штуцерах 4 - 8 мм.

В остальных скважина получены не переливающие притоки от 1,9 м3/сут. (скв.№6) до 7 м3/сут. (скв.№12).

Залежь характеризуется достаточно высокой продуктивностью. Средняя плотность нефти по пласту 870 кг/ м3 , изменяется от 849 кг/ м3 (скв.№9) до 893 кг/ м3 (скв.№23).

При прослеживании уровня ВНК отмечается его неоднозначность. Наиболее высокое положение ВНК на отметке минус 1879,8м (скв.№10) фиксируется в юго-западной части, а наиболее низкая на отметке минус 1896,4м. (скв.№23) и минус 1898,5 (скв.№11) в южной части. Наклон контакта составляет около 19м, угол наклона до 6(. Такое изменение положения контакта характерно для залежей с литологической изменчивостью коллекторов. В Нижневартовском районе наклонные положения ВНК для залежей пластов АВ1-2 установлены на многих месторождениях (Ермаковском, Урьевском, Поточном, Южно-Покачевском и др.).

Пласты АВ1-2 характеризуются невыдержанностью мощностей по площади и разрезу. Четко выраженной закономерности в распределении эффективных мощностей по площади не наблюдается. Общая толщина пластов изменяется от 4,4м. до 27,5м. . Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,2м. (скв.№36) до 24,2м. (скв.№15). Причем, в соседних скважинах мощности могут отличаться друг от друга в 2 - 3 раза. Например: в скважине №25 суммарная эффективная толщина составляет 6,2м, а в соседних скважинах №15, 26, 34 и 22 она составляет соответственно 23,2м., 17,0м., 8,6м. и 27,5м.

Песчанистость пластов изменяется от 23% до 92%. Количество проницаемых прослоев в разрезе пластов по скважинам различна и изменяется от 2 до 12, мощность их от 0,4м. до 18,8 - 19,8м. Преобладают прослои мощностью 0,4 - 0,6м. и 1,0 - 2,0м.

Для изучения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов пластов АВ1-2 было выполнено 578 измерений пористости, 160 - проницаемости, 164 - остаточной воды и 95 остаточной нефти.

Средневзвешенная пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет 23,5%, проницаемость - 243,8х10-15 м2 , остаточная водонасыщенность - 33,1%. Наилучшие коллекторы имеют пористость 25 - 26,2%, проницаемость более 400х10-15 м2 (скв.№15,19,20).

По классификации Ханина А.К. породы-коллекторы пластов АВ1-2 относятся к (((-(V классам.

Размеры залежи 30х39,5 км, высота около 50 м. Залежь пластово-сводовая.

ЗАЛЕЖЬ в районе скв.№87 находится на юге Вать-Еганского месторождения. Залежь вскрыта одной скважиной №87 на глубинах 1963,6-1973,4 м.(абс. отм. - 1875,7-1885,5 м).

Согласно принятому ВНК размеры залежи 3,5х6 км, высота 10 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая.

На основании анализов поверхностных проб нефть пласта АВ1-2 является средне-серистой (от 0,64 до 1,04 %, среднее значение - 0,84%). По содержанию парафинов нефть малопарафинистая (от 1,62% до 3,99%, в среднем 2,76%). Содержание светлых фракций, выкипающих до 300(С - 43,3%, асфальтено - смолистых веществ изменяется от 8,83% до 13,03%, в среднем 10,05%.

2.3.2.ХАРАКТЕРИСТИКА ВОДОНОСНОГО БАССЕЙНА

Вать-Еганское месторождение, расположенное в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района , в гидродинамическом отношении относится к центральной части крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Областями питания подземных вод, насыщающих водоносные комплексы, предположительно являются горноскладчатые сооружения на юге и юго-востоке Западно-Сибирской плиты, областью разгрузки - район Карского моря.

Статические уровни в пределах Нижневартовского свода изменяются от +60 на Мегионской площади до +54,6 м на Самотлорской площади. В целом для Западно-Сибирского артезианского бассейна наклон пьезометрической поверхности фиксируется в направлении на север, к зоне разгрузки подземных вод.

Основные продуктивные пласты АВ1-2, БВ, приуроченные, в основном, к вартовской свите, прослеживаются на всей территории с небольшим изменением эффективной мощности коллекторов. Это говорит о том, что водонапорная система не является замкнутой, имеет большие размеры и огромный запас пластовой энергии, обуславливающий напорный характер подземных вод. Подтверждением является получение переливающих притоков при опробовании нижнемеловых песчаных пластов как на Вать-Еганской, так и на соседних площадях.

Приведенные данные и хорошие коллекторские свойства позволяют предполагать, что в большинстве залежей на Вать-Еганской площади режим водонапорный, как и на близких по геолого-гидрогеологическим условиям месторождениях Нижневартовского нефтегазоносного района.


2.3.3. СВОЙСТВА И СОСТАВ ПЛАСТОЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

Свойства нефтей и растворенных газов Вать-Еганского месторождения были изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 2.2-2.4 охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ1-2 , Ю1. Пласты БВ1, БВ62 , БВ71, БВ10 и ачимовская толща (пачка (() глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.

Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах посвоим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для пластов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1.

Дегазированные нефти всех пластов маловязкие, малосмолистые (4,57-7,59%), малопарафинистые (1,6-2,9%), среднесернистые (от 0,5 до 0,94%). По углеводородному составу нефть Вать-Еганского месторождения относится к смешанному типу.

Основные параметры, характеризующие свойства нефти, представлены в таблицах 2.2., 2.3. и 2.4.

Таблица 2.2.

Свойства пластовой нефти Вать-Еганского месторождения (однократное разгазирование)

Пласт АВ1-2

Наименование

Количество

исследованных скважин

Диапазон

измерения

Среднее

значение
Пластовое давление, МПа



7

18,9-19,5

19,2
Пластовая температура, (С

7

62-66



65
Давление насыщения, МПа

7

4,2-10,9



6,9
Газосодержание, м3/т

7

23,56-52,10



37,17
Газовый фактор при условии сепарации, м3/т

Объемный коэффициент

7

1,046-1,1287



1,1016
Плотность нефти, кг/м3

7

796,3-848,2



815
Объемный коэффициент при

условии сепарации

Вязкость нефти, мПас

7

2,16-3,78



2,78
Коэффициент объемной упругости, (1/Мпа)х10-4

6

7,59-12,4



10,1

Таблица 2.3.

Свойства пластовой нефти Вать-Еганского месторождения (ступенчатая сепарация)
Пласт АВ1-2

Наименование

Количество

исследованных скважин

Диапазон

измерения

Среднее

значение
Пластовое давление, МПа



5

18,9-19,4

19,2
Пластовая температура, (С

5

64-66



65,3
Давление насыщения, МПа

4

4,7-9,6



7,8
Газосодержание, м3/т

10

23,3-44,92



33,6
Газовый фактор при условии сепарации, м3/т

5

20,99-44,92



33,08
Объемный коэффициент

5


Плотность нефти, кг/м3

5

802,0-827,0



813,5
Объемный коэффициент при

условии сепарации

5

20,99-44,92



33,08
Вязкость нефти, мПас

Коэффициент объемной упругости, (1/Мпа)х10-4

2

9,67-10,0



9,835

Физико-химические свойства пластовой воды

На Вать-Еганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ1-2, БВ1 и Ю1, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Всего по Вать-Еганскому месторождению проанализированы 24 пробы пластовой воды, в т.ч. 8 проб из пластов АВ1-2.

Химический состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболее представительных проб минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л, плотность 1014-1017 кг/ м3 . Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1011-1010 кг/ м3).

Таблица 2.4.

Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти Вать-Еганского месторождения


Пласт АВ1-2

Наименование

Количество

исследованных скважин

Диапазон

измерения

Среднее

значение
Плотность, кг/м3



21

852-898


870,0
Вязкость, мПас при 20(С

при 50(С


21

21

6,45-43,66



3,48-12,52

17,9


6,9
Молярный вес

21

182-316



233,9
Температура застывания, (С

--

--



--
Температура насыщения нефти парафином, (С

Массовое содержание, %

серы

смол селикагелевых



асфальтенов

парафинов


21

21

21



21
0,64-1,04

4,81-11,5

1,07-5,54

1,21-3,99


0,84

7,55


2,5

2,76
Начало кипения нефти, (С

--

--

--


Фракционный состав до 100(С

--

--



--
Массовое содержание фракций, %

до 150 (С

до 200 (С

до 250 (С

до 300 (С
21

21

21



21

11,1


20,9

30,7


43,3

2.4. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

Запасы нефти и растворенного в ней газа по всем продуктивным пластам Вать-Еганского месторождения подсчитаны Главтюменьгеологией по состоянию изученности на 01.01.1983 г. и утверждены ГКЗ СССР 21 декабря 1983 года ( протокол №9388 ).

Суммарные начальные запасы нефти по всем пластам оцениваются в количестве 880738 тыс. т. балансовых и 347974 тыс. т. извлекаемых по повышенной категории С1 и соответственно 191829 тыс. т. и 58100 тыс.т. по категории С2.Утвержденные начальные запасы нефти и растворенного в ней газа, по продуктивным пластам Вать-Еганского месторождения приведены в таблице 2.5.

Основной по запасам залежью нефти на месторождении является залежь пластов АВ1-2. К этому объекту приурочено 65,9% запасов месторождения, и почти все они ( 686717 тыс.т. ) отнесены к категории С1, это 78% этой категории в целом по месторождению. К категории С2 отнесены 19947 тыс.т., что составляет 2,8% запасов пласта, которые сосредоточены в водонефтяной зоне.

Таблица 2.5.

Запасы нефти и растворенного газа Вать-Еганского месторождения пласт АВ1-2

п/п


Наименование

показателя


ЗОНЫ

Всего


по

пласту

нефтяная

водонефтяная


С1

С2

С1



С2

С1

С2


1.

Начальные балансовые

запасы нефти, тыс.т.

405281


--

281436


19947

686717


19947
2.

Начальные извлекаемые

запасы нефти, тыс.т.

166165


--

115389


5785

281554


5785
3.

Добыча нефти на дату подсчета запасов, тыс.т.

0,05

--

--



--

0,05


--
4.

Остаточные балансовые

запасы нефти на дату

подсчета запасов, тыс.т.

405281

--

281436



19947

686717


19947
5.

Остаточные извлекаемые

запасы нефти на дату

подсчета запасов, тыс.т.


166165

--

115389



5785

281554


5785
6.

Начальные балансовые

запасы газа, растворен-

ного в нефти,млн.нм3

13374

--

9288



658

22662


658
7.

Начальные извлекаемые

запасы газа, растворен-


с. 1 с. 2 с. 3

скачать файл