Геологическое строение месторождения и залежей

Стратиграфия

 

Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м (рисунок 1).

В разрезе юрской системы выделяются отложения тюменской (нижний и среднеюрский отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10р, 11p, 1141p, 1142р, 1143р, 1146р, 1147р получены притоки воды с нефтью дебитом от 0.2 до 2.9 м3/сут.

Абалакская свита представлена двумя пачками: нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой (пласт ЮС1). Вскрытая толщина свиты составляет 52 м. Выше залегают битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина которой меняется от 30 до 34 м. При испытании скважин 540р и 1223р из отложений баженовской свиты (пласт ЮСо) получены непромышленные притоки нефти.

Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 -180 м.

Основные продуктивные пласты (БС10-11) приурочены к средней части ахской свиты, надежным репером при выделении которых является аргиллито-глинистая чеускинская пачка.

Рисунок 1 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений

Выше залегают отложения готерив-барремского яруса, включающего верхи ахской и черкашинскую свиты. В разрезе ахской свиты выделяются песчаные пласты бс1 - БС9. Пласты БС6 и БС8 на Мамонтовском месторождении продуктивны. В черкашинской свите выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.

Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты).

Верхнемеловой отдел объединяет следующие ярусы: сеноманский (уватская свита), туронский (кузнецовская свита), коньяк- сантонский и кампанский (березовская свита), маастрихт-датский (ганькинская свита).

Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу.

Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен) и тавдинской (низы олигоцена) свит.

Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты).

Неогеновые отложения на описываемом месторождении не установлены.

Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием.

Тектоника

В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре III порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала -структуре II порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.

Структура по кровле горизонта БС10 (в пределах изогипсы -2400 м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших куполовидных поднятий.

Основное поднятие выделяется по изогипсе - 2370 м. Имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу. Осевая плоскость складки в границах основного поднятия ориентирована на север. В периклинальной северной части свод трансформируется в купол значительно меньшего порядка и линия изгиба складки в плане принимает более выраженное северо, северо-западное направление. Здесь же наблюдается сочленение с микроскладкой, ось которой имеет еще большее склонение на запад и заканчивается третьим локальным поднятием. На западном крыле основной складки выделяется отдельное куполовидное поднятие высотой до 25 м. Погружение складки в южном направлении, через прогиб глубиной 10 - 15 м, сопровождается небольшим купольным образованием в крайней южной части Мамонтовской структуры.

Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и изменяются от 40' до 1° 20'. Западное крыло более пологое и наклонено под углом от 30' до 40'. Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 91 м (наивысшая отметка кровли -2309 м, оконтуривающая изогипса -2400 м).

Анализ структурных построений по верхним продуктивным горизонтам свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития, сопровождающегося постепенным выполаживанием рельефа к дневной поверхности.

Пласты группы АС.

Залежи пластов группы АС (баррем) приурочены к черкашинской свите. Глубина залегания пластов группы АС от 1885 до 2000 м. Пласты сформированы песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Строение пластов группы АС связано с накоплением терригенного материала в шельфовой зоне морского бассейна, характеризующейся неустойчивыми условиями седиментации осадков, резко меняющимися при формировании верхнего пласта АС4 и более спокойными в период формирования пласта АС5-6.

Кровля верхнего пласта АС4 выделяется по подошве уплотненных глинистых пород алымской свиты толщиной до 120 м. Наличие четко выраженного непроницаемого раздела между пластами АС4 и АС5-6 послужило основанием для выделения пласта АС 5-6 в отдельный объект разработки. Подошва пласта АС5-6 не всегда четко отбивается из-за чередования маломощных песчаников и глин между горизонтом AC5-6 и нижезалегающим горизонтом АС7

Пласты группы АС залегают на пимской пачке глинистых пород ахской свиты, служащей разделом между пластами группы АС и БС.

Пласт AC5-6

 

Глубина залегания пласта 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5-6 развит по всей площади месторождения так же, как и вышележащий пласт АС4, в пределах всей структуры, простирающейся с северо-запада на юго-восток.

Общая толщина пласта АС5-6 выдержана по площади месторождения и меняется в пределах от 34.8 м в юго-восточной части до 68.2 м в северо-западной части месторождения, составляя в среднем 50.4 м.

Пласт сложен песчаниками с неравномерно развитыми по площади месторождения прослоями алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые с включением растительного детрита. Породообразующие минералы - полевой шпат и кварц. В цементе содержится каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования в приблизительно равных соотношениях.

Пласт AC5-6 отделен от АС4 непроницаемым разделом, толщина которого изменяется от 0.8 м в северо-западной части структуры до 50.2 м на юге структуры.

Верхняя часть пласта АС5-6 неоднородна и представлена в основном чередованием песчаников, алевролитов и глин в различной степени. Прослои песчаников имеют линзовидную и полулинзовидную форму. Нижняя часть горизонта более однородна, имеет на значительной площади "монолитное" строение.

В пределах месторождения зон полного отсутствия прослоев-коллекторов пласта АС5-6 не выявлено. Значительные эффективные толщины коллекторов пласта АС5-6 (в среднем 27.6 м) и отсутствие зон замещения связаны с условиями более устойчивого режима осад ко накопления по сравнению с резко меняющимися условиями накопления осадков при формировании пласта АС4 в шельфовой зоне морского бассейна.

По разрезу нижняя'• водонасыщенная часть пласта отличается более высокими коллекторскими свойствами, чем верхняя нефтенасыщенная, что связано с более "монолитным" строением нижней части пласта.

Залежи нефти пласта АС5-6 расположены в основном в центральной сводовой части структуры, в куполовидных поднятиях, отделенных небольшими прогибами. При автоматизированной площадной корреляции разрезов скважин граница между пластами АС4 и АС5-6 пересматривалась, в связи с чем некоторые нефтенасыщенные пропластки верхней кровельной части пласта АС5-6 перешли в АС4.

Всего в пределах пласта АС5-6 выявлено семь залежей нефти. Размеры залежей определены согласно положению ВНК, принятого в результате статистической обработки данных интерпретации ГИС, испытания и опробования разведочных и эксплуатационных скважин, с минимальным удлинением и с учетом структурного плана. Карта распространенности бесконтактных зон по пластуАС5-6 приведена на рисунке 1.

Залежь 1 расположена к северу от основной второй залежи и отделяется от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 249 скважинами. Общая толщина пласта достигает 68.2 м. По данным осреднения ВПК в 187 скважинах залежь оконтуривается на абс. отм. -1905 м.

Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.8 м на юго-западе до 19.4 м в купольной части, в среднем составляя 7.1 м.

Расчлененность нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1 в скв.6067 на юго-западе залежи до 6 прослоев в скв.7627 в центре при среднем значении 2.3. Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части составляет 0.51, что значительно выше чем по основной второй залежи.

Бесконтактные зоны занимают 47,8 % площади залежи в основном в северной части.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 8.0х 5.5км, высота23м.

Запасы нефти отнесены к категории В.

Залежь 2 - основная залежь пласта АС5-6, приурочена к центральной сводовой части структуры. Залежь вскрыта 1345 скважинами. Общая толщина пласта по залежи достигает 63.2 м. Уровень ВНК на востоке залежи выше, чем на других участках. Средняя отметка ВНК, полученная по данным осреднения ВНК в 1055 скважинах, составила -1904.3 м.

Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи увеличиваются от 0.6 м в приконтурной зоне до 30м в центральной сводовой части, что в среднем составляет 9,1 м,

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части залежи в среднем составляет 0.33.

Расчлененность увеличивается с увеличением нефтенасыщенной толщины от одного прослоя в скв.722на юге залежи до 14 в скв. 956 в центре залежи, составляя в среднем 3.9.

Бесконтактные зоны прослеживаются в основном вдоль границ залежи, в приконтурной зоне. Площадь их составила 53,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 12,5х 19,5км, высота 38 м. Запасы нефти отнесены к категориям В и C1.

Залежь 3 расположена западнее основной залежи, отделена от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 91 скважиной. По данным геофизических исследований в 75 скважинах осредненное значение ВНК составляет –1905,8 м при средней отметке по подошве нефти –1905,2 м и кровле воды –1906,4 м.

Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0.8 м в центральной части залежи до 20,8 м в приподнятой южной части, среднее значение составляет 7,5 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи изменяется от одного прослоя в средней части, где Нефтенасыщенные толщины уменьшены, до 6 прослоев в южной приподнятой части, составляя в среднем 2.2.

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части пласта достигает 0,95 при среднем значении 0,57.

Бесконтактные зоны представлены небольшими участками вдоль западной и восточной границ залежи, что составило 21,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 5,5х 2,5 км, высота 21 м.

Запасы нефти отнесены к категориям В, C1 и С2.

Между основной, второй, и третьей залежами в приподнятых участках находятся три небольшие залежи: 4, 5 и 7.

Залежь 4 приурочена к локальному поднятию восточнее 3 залежи, вскрыта 2 скважинами - 6159 и 6160. Среднее значение нефтенасыщенной толщины по залежи составляет 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент пвсчанистости составляет в среднем 0,24. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категорииС2.

Залежь 5 расположена к востоку от залежи 4 и также приурочена к небольшому локальному поднятию в районе скв.534. Залежь вскрыта 4 скважинами. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 4.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи меняется от одного (скв 30217) до четырех прослоев (скв.534), коэффициент песчанистости в среднем составляет 0.35. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2

Залежь 6 находится в южной части основной залежи, вскрыта 2 скважинами - 792 и 7567. Нефтенасыщенная толщина равна в обеих скважинах 1.6 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.52. Залежь относится к бесконтактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 7 располагается севернее залежи 5, вскрыта 3 скважинами: 1732, 6112 и 7250, Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.35.

Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Все залежи горизонта AC5-6 пластово-сводовые, водоплавающие.

Тип коллекторов поровый.