Геологическая характеристика месторождения

На Вачимском месторождении продуктивными пластами являются АС4, АС7, АС8, АС9, АС10, ЮС2. Пластово-сводовые залежи нефти и газа (литологически-экранированные пласта АС8) связаны с терригеновыми отложениями средней юры (ЮС2) и нижнего мела (АС10 - АС4). В юрских отложениях выявлены нефтяные, в нижнемеловых - нефтяные и газонефтяные залежи. Сводный разрез сургутского района представлен на рис 2.1.1.

В разрезе юрской системы выделены следующие свиты:

- Тюменская, мощностью 390 метров, представленная переслаиванием песчаника и опоковидного аргиллита. В разрезе выделен продуктивный пласт Ю2;

- Васюганская свита, мощностью 32 метра, представленная переслаиванием аргиллита и песчаника. В разрезе выделен пласт Ю1;

- Георгиевская свита, мощностью 10 метров, представленная опоковидным аргиллитом;

- Баженовская свита, мощностью 30, представленная перслаиванием аргиллита с битуминозным аргиллитом. В разрезе выделен пласт Ю0;

В меловой системе выделены следующие свиты:

- Мегионская, мощностью 450 метров, представленная чередованием песчанников, аргиллитов и алевролитов. В разрезе выделены пласты БС10-БС22;

- Вартовская свита, мощностью 400 метров, представленная чередованием песчаника, местами глинистого, аргиллитов и алевролитов. В разрезе верхней подсвиты выделены пласты АС4-АС12, нижней подсвиты - пласты БС1-БС13.

В тектоническом отношении Вачимское месторождение представляет собой систему локальных поднятий: Куншанского, Карьяунского, Таплорского, Сапоркинского, Мильтонского.

Карьяунское поднятие расположено в северо - западной части месторождения и представляет собой антиклинальную складку субмеридионального направления с размерами по замыкающей изогипсе 2550 3.5x4.5 км с амплитудой 20 метров.

Таплорское поднятие расположено в 4-5 км юго - восточнее Карьяунского поднятия и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо - восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 2550 2х6 км с амплитудой 20 метров.

Куншанское поднятие расположено в 4-5 км к югу от Карьяунского и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо - восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 2550 2х2 км с амплитудой 10 метров.

Вачимское поднятие расположено к юго - востоку от Куншанского и представляет собой антиклинальную складку северо - восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 2525 2х4 км с амплитудой 15 метров.

Сапоркинское поднятие расположено к юго - востоку от Вачимского и представляет собой антиклинальную складку

северо - восточного простирания. Размер по замыкающей изогипсе 2525 9х3 км с амплитудой 15 метров.

Северо - восточнее Сапоркинского поднятия расположено Мильтонское поднятие имеющее вид антиклинальной промежуточной складки с амплитудой 10 метров. Размер по замыкающей изогипсе 2525 2.5x2.0 км.

По изогипсе 2550 Вачимское, Сапоркинское, и Мильтонское поднятия обьединяются в одно изометрическое поднятие с размерами 17х14 км и амплитудой около 10 метров.

По изогипсе 2525 вышеописанное поднятие объединяется с Куншанским, Карьяунским, и Таплорским поднятиями в одну приподнятую зону, осложняющую северную часть Минчимского куполовидного поднятия.

 

Характеристика продуктивных пластов.

Свойства продуктивных пластов Вачимского месторождения даны в табл. № 1. Запасы нефти приведены в табл.№ 2.

Таблица 1

Характеристика продуктивных пластов Вачимского месторождения

 

	ЮС2	АС10	АС9	АС8	АС7	АС4
общая толщина, м	0.8-9.2	4.2-13.6	13.0-29.5	1.0-8.4	12.2-17.6	9.9
эффективная мощность, м	3.3	0.4-12.4	3.2-23.5	3.0	8.2-14.4	5.6
пористость	0.16	0.24	0.27	0.23-0.24	0.25	0.21-0.30
проницаемость, мДарси		3-172
песчанистость	0.531	0.660	0.543	0.518	0.60	0.527
запасы балансовые категории С1, т.т
категории С2, т.т

 

 

Таблица 2

Запасы нефти и газа по пластам АС7 - АС10

 

ВИД ЗАПАСОВ	КАТЕГОРИЯ	ЗАПАСЫ
Балансовые нефти	С1	322765 т. т
	С2	64827 т. т
Извлекаемые нефти	С1	95404 т. т
	С2	15970 т. т
Запасы природного	С1	16216 млн. куб. м
газа	С2	10356 млн. куб. м

 

 

В разрезе среднеюрского горизонта ЮС2 приуроченного к верхам тюменской свиты выделены два продуктивных пласта ЮС2-1 и ЮС2-2, разделенные глинистым разделом толщиной 3.8 м. Пласты представлены переслаиванием песчанников, алевролитов и глин. Песчаные тела, формирующие пласт характеризуются линзовидной и полулинзовидной формой залегания. Неустойчивость пространственного положения проницаемых пропластков по площади и разрезу отрицательно сказывается на их гидродинамической связанности.

Пласт АС10 представлен в основном чистыми однородными песчанниками. Пласт АС9 в морфологическом отношении характеризуется двумя типами разреза. Впервом случае пласт представляет собой монолит внутри которого выделяются 2 -3 мощных интервала песчанника, разделенных между собой глинистыми и карбонатными прослоями толщиной 0.4- 1.0 м. Чаще преобладает разрез представленный переслаиванием тонких прослоев песчанников, алевролитов и глин. В этом случае пласт сильно расчленен и максимальное число пропластков в нем около десяти. Монолитное строение присутствует в основном на Карьяунском и в северной части Мильтонского поднятия. Коллекторские свойства пласта АС9 исследовались по разрезу 15 скважин. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне - 0.24; в нефтегазовой - 0.25; в нефтяной - 0.26; в водоносной зоне 0.27. Покрышка пласта АС9 сложена глинистыми породами, толщина которых колеблется от 1.0 м до 2.2 м. По пласту в пределах Вачимского месторождения выделяются 5 обособленных залежей: Южная, залежь в районе скв № 30, залежь в районе скв № 58, залежь Вачимского поднятия, Северная залежь. Основная часть запасов по залежам приурочена к водонефтяной зоне. Характеристика неоднородности АС9 дана в табл.№ 3. Характеристика залежей приведена в таблице № 4.

Таблица 3

Характеристики неоднородности пласта АС9 Вачимского месторождения

 

Характеристики	АС9-1	АС9-2	по пласту в целом
1 КОЭФФИЦИЕНТ ПЕСЧАНИСТОСТИ
1.1 минимальный	0.104	0.038	0.038
1.2 максимальный	1.000	1.000	1.000
1.3 средний	0.637	0.481	0.543
1.4 коэффициент вариаций	0.356	0.497	0.453
2 ПОКАЗАТЕЛЬ НЕОДНОРОДНОСТИ
2.1 общей	0.813	0.836	0,876
2.2 послойной	0.408	0.435	0.450
2.3 зональной	0.358	0.451	0.435
3 КОЭФФИЦИЕНТ РАСЧЛЕНЕННОСТИ
3.1 минимальный	1.000	1.000	1.000
3.2 максимальный	7.000	10.000	10.000
3.3 средний	2.520	3.185	2.969
3.4 коэффициент вариаций	0.521	0.498	0.523

 

АС9-1 для разреза 1-го типа;

АС9-2 для разреза 2-го типа.

 

Таблица 4

Характеристика залежей пласта АС9

	Южная	в р-не скв№58	в р-не скв№30	Вачимского поднятия	Северная
тип залежи	пластово сводовая	пластовая водоплавающая	пластовосводовая	пластово сводовая	пластово сводовая
размер, км х км	12.7x17	3.1x2.1	4.0x2.0	3.8x1.2	12.1x11.5
общая толщина,м	31.0	7.4	7.0
эффекти-вная нефтена-сыщенная толщина,м	3.2 - 23.5	7.2	3.0	8.2	2.4 - 16.4
извлекаемые запасы, тыс. тонн
примеча-ния	выявле-ны три газовые шапки				запасы нефти приуроче- ны к ВНЗ (58 %) и к НГЗ (42 %)

 

 

Пласт АС8 имеет линзовидное строение. Литологически пласт представлен песчанниками, более мелкозернистыми, чем в пласте АС9, алевролитами, часто глинистыми и глинами. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне - 0.245; в нефтегазовой - 0.238; в нефтяной - 0.238; в водоносной зоне 0.237. Толщина глинистого раздела между пластами АС8 и АС7 изменяется от 0.4 м до 6.0 м составляя в среднем 2.7 м. Пласт АС7 литологически представлен песчанниками и преобладающими в нем алевролитами. Пористость не изменяется по зонам составляя в среднем 0.254. Низкие коллекторские свойства пласта обуславливают его невысокие добывные возможности. Пласт АС4 представлен чередованием тонких песчано - алевритовых прослоев, средняя толщина которых внефтенасыщенной части составляет 1.56 м и глинистых непроницаемых прослоев

толщиной 1- 2 м. Коллекторы пласта выявлены на всей площади месторождения, но залежи выявлены только на Мильтонском и Сапоркинском локальных поднятиях при эксплуатационном бурении.