Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.
Нижний-верхний отделы (К1-2)
К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.
Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.
По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:
нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);
средняя, ~ пласты ПК7-ПК16, характеризуется низкими значениями КС - чуть более 5 омм (по БКЗ);
верхняя, объединяющая пласты ПК1-ПК6, вновь отличается частым ритмичным строением.
Песчаники от тонкозернистых до среднезернистых, слабосцементированные и уплотненные, на глинисто-известковистом цементе, часто с запахом нефти и нефтенасыщенные. Алевролиты слюдистые, средней крепости, иногда с тонкими нитевидными прослоями аргиллитов. Выше по разрезу значение глинистой составляющей уменьшается, а роль алевролитов увеличивается.
Толщина покурской свиты изменяется от 690 м до 756 м.
Верхний отдел (К2)
Отложения верхнего отдела меловой системы представлены всеми ярусами, в объеме которых выделяются снизу вверх: кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.
Кузнецовская свита (К2t-K2сn) сложена преимущественно плотными глинами, слабослюдистыми, однородными, изредка известковистыми. Толщина свиты колеблется в пределах 17-40 м.
Ипатовская свита представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами с глинистым, известковистым и кремнистым цементом, с прослоями глин. Пески верхней части свиты газонасыщены. Толщина свиты - 62-92 м.
Славгородская свита сложена глинами с прослоями глинистых опок, алевритов. Толщина свиты изменяется от 101 м до 197 м.
Ганькинская свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена плотными глинами с линзами и присыпками алеврита, прослоями кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты колеблется в пределах от 177 м до 214 м. Отложения ганькинской свиты перекрываются комплексом пород кайнозойской группы.
Кайнозойская группа (Кz)
Среди отложений кайнозойской группы в разрезе выделяются палеогеновая и четвертичная системы.
Палеогеновая система (Р)
Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков морского генезиса палеоценового, эоценового отделов и континентальными образованиями олигоценового отдела.
Палеоцен (Р1)
Палеоценовый отдел представлен в объеме талицкой свиты.
Талицкая свита образована толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, а в нижней части - с прослоями кварц-глауконитового песчаника.
Толщина ее не превышает 60 м.
Эоцен (Р2)
В разрезе эоценовых отложений выделены две свиты: люлинворская и тавдинская.
Люлинворская свита сложена глинами с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные. Общая толщина свиты составляет 135 м.
Тавдинская свита завершает разрез морского палеогена, представлена в верхней части глинами с редкими прослоями песков. В нижней части пески с прослоями глин.
Толщина свиты до 140 м.
Олигоцен (Р3)
В строении разреза олигоценового отдела принимают участие континентальные образования, среди которых (снизу вверх) выделены атлымская, новомихайловская и журавская свиты.
Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями: песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчано-алеври-товых глин. Толщина свиты около 30 м.
Новомихайловская и журавская свиты сложены алевритами, песками глауконитово-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми. Толщина свиты около 40 м.
Четвертичная система (Q)
Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по своему генетическому и литологическому составу. В основном, это - аллювиальные, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, а также отложения пойм и террас рек.
Толщина отложений - 50-60 м.
2.2 Тектоника
Рассматриваемый район в тектоническом отношении расположен в пределах восточной части Западно-Сибирской плиты.
Район ВКЕ месторождения расположен в пределах одноименного мегавала, который с запада ограничен Верхнеаганским мегапрогибом, с востока - Сармсабунским мегапрогибом, на юге сочленяется с Александровским мегавалом, на севере - с Харампурско-Часельской зоной поднятий. Мегавал представляет собой вытянутое с юга, юго-запада на север, северо-восток поднятие протяженностью по длинной оси более 130 км, по короткой - 35-50 км.
ВКЕ куполовидное поднятие расположено на восточном борту Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, формирование которого происходило в триасе и сопровождалось тектоническими подвижками сбросового типа в более позднее время вплоть до верхнего мела.
Структурные построения по продуктивным пластам произведены по данным детальной корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин с учетом структурных карт по материалам сейсморазведочных работ 2Д. При этом в качестве сейсмической основы для построения структурных поверхностей использовались структурные карты по отражающим горизонтам Б, М и Г. Для пластов ЮВ8-10 использована структурная основа по пласту ЮВ10 по материалам сейсморазведки 3Д (2006 г.)
Горизонт Б в силу хорошей прослеживаемости отражения от кровли баженовской свиты является базисным горизонтом для структурных построений на всей территории Западно-Сибирской плиты. Поэтому структурная карта по отражающему горизонту Б использовалась в качестве сейсмической основы при структурных построениях по залежам пластов группы АВ, группы БВ, ачимовской толщи и основному продуктивному горизонту ЮВ1. Структурный план горизонта Б носит унаследованный характер от горизонта А.
Верхне-Колик-Еганское локальное поднятие по отражающему горизонту Б представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания.
Для структурных построений по продуктивной части ипатовской свиты в качестве сейсмической основы принята структурная карта по отражающему горизонту Г, соответствующему кровле сеномана; среднеквадратическая ошибка определения глубин по горизонту Г +12,6 м. По отражающему горизонту Г поднятие представляет собой замкнутую положительную структуру, вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается изолинией - а.о. 880 м, размеры составляют 22х39 км с амплитудой 75 м. При этом следует отметить, что свод поднятия по верхнему горизонту смещен относительно глубоких горизонтов в северо-западном направлении.
Таким образом, ВКЕ поднятие имеет преимущественно пликативное
строение, разделено седловиной на западный и восточный купола северо-восточного
простирания, которые контролируют в структурном плане распространение залежей
нефти и газа.
2.3 Нефтегазоносность
Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов, имеющихся в их составе коллекторов и залежей нефти, среди которых выделяются нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи.
В разрезе месторождения выделено 62 продуктивных пласта, в пределах которых выявлена и разведана 131 залежь, в том числе: 31 - газовая, 23 - газонефтяных и 77 - нефтяных.
Продуктивный пласт ЮВ10 приурочен к верхней подсвите худосейской свиты и перекрывается залегающими в ее кровле глинистыми породами радомской пачки, толщина которой изменяется от 7.3 м. до 12.2 м. Общая толщина пласта в стратиграфических границах колеблется от 94.3 м до 121.4 м. Большинство скважин подошву пласта не вскрыли.
В пределах залежи пласт ЮВ10 вскрыт 3 поисково-разведочными и 17 эксплуатационными скважинами. ВНК отбивается по данным ГИС на абсолютных отметках -2776.9 м-2789.7 м. Контур залежи проведен как след пересечения поверхности кровли коллекторов и наклонной с востока на запад на величину до 13 м поверхности ВНК. Таким образом, высота залежи достигает 50 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 6.8 м до 23.6 м. Среднее значение hэ.н по залежи составляет 11.9 м.
Естественный режим залежи упруго-водонапорный.
Пласт ЮВ10 испытан в 8 скважинах, в т.ч. в 3 скважинах - испытателем пластов в процессе бурения и в 5 скважинах - в эксплуатационной колонне. В пределах залежи пласт испытан в 3 скважинах. В каждой из этих скважин получены промышленные безводные притоки нефти дебитом от 4.2 м3/сут на уровне при депрессии 12.8 МПа в скв. 233, до 24.0 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм в скв. 70.
Продуктивный пласт ЮВ92 залегает в подошве тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется в центральной части месторождения от 14.5 м до 29,1 м.
От залегающего ниже по разрезу продуктивного пласта ЮВ10 рассматриваемый пласт отделен глинистой радомской пачкой, толщина которой в центральной части месторождения, под залежами пласта ЮВ92 изменяется от 5.4. м до 11.7 м.
Пласт ЮВ92 перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 5.6 м до 14.8 м, отделяющей его от продуктивного пласта ЮВ91.
В пласте ЮВ92 выявлены 2 нефтяные залежи - пластовая литологически экранированная залежь размеры ее 5.1 км х 3.4 км, высота 29 м и пластовая литологически экранированная залежь размеры 6.5 км х 2.8 км, высота около 30 м.
Пласт ЮВ92 испытан раздельно в скв. 70 (2 объекта) и в скв. 235 (2 объекта). В обеих скважинах получены непереливающие безводные притоки нефти дебитом, соответственно, 15.3 м3/сут на среднем динамическом уровне 1300 м и 7.2 м3/сут на уровне 1100 м.
Продуктивный пласт ЮВ91 также приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 10.9 м до 21.8 м.
Пласт ЮВ91 перекрывается глинистой пачкой, толщина которой изменяется от 2.9 м до 7.4 м.
В продуктивном пласте ЮВ91 выявлена единственная пластовая литологически экранированная залежь в районе скв. 233 (рис. 2.9). Размеры залежи 4.9 км х 5.3 км, высота 36 м. В пределах залежи пласт вскрыт 2 разведочными и 12 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 15.0 м, среднее значение hэ.н по залежи равно 2.5 м.
ВНК проводится на а.о-2728.8 м, соответствующей а.о подошвы нижнего проницаемого прослоя в скв. 233, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтеносность до подошвы подтверждается получением безводного притока нефти дебитом 7.1 м3/сут на уровне при депрессии 13.5 МПа в этой скважине, единственной скважине, испытанной в пласте ЮВ91.
Продуктивный пласт ЮВ82 приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 14.0 м до 23.4 м.
Естественный режим залежи упруго-водонапорный.
Продуктивный пласт ЮВ81 приурочен к средней части разреза нижней подсвиты тюменской свиты. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 13.7 м до 28.8 м.
Пласт ЮВ81 перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 4.8 м в скв. 210 до 12.4 м в скв. 235, отделяющей его от полностью водоносного по данным ГИС пласта ЮВ80.
Длина залежи составляет 8.0 км, ширина достигает 3.4 км, высота достигает 26 м. По типу залежь пластовая сводовая.
Среднее значение hэ.н по залежи составляет 8.8 м.
В пределах залежи пласт ЮВ81 вскрыт 3 разведочными и 15 эксплуатационными скважинами. Пласт испытан в 3 скважинах, в т.ч. в 2 скважинах в пределах залежи. В скв. 233 испытано 2 объекта, в обоих случаях получены непереливающие безводные притоки нефти с максимальным дебитом 47.2 м3/сут на среднем динамическом уровне 1106 м. В скв. 234 также получен безводный приток нефти дебитом 10.5 м3/сут на уровне 1052 м.
Пласт ЮВ3 расположен в верхней подсвите тюменской свиты. Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты не повсеместно, а в виде отдельных линз и более или менее обширных полей, прорезанных зонами отсутствия коллекторов.
По типу залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная. Размеры ее в плане составляют 3,9 х 2,4 км, высота 30,5 м.
ВНК в северной и западной частях залежи принимается горизонтальным усредненно на а.о -2410 м при колебаниях от 2,8 м вниз в скв. 576 до 2,6 м вверх в скв. 75. ВНК подтвержден получением безводного притока нефти при испытании скв. 205 до а.о -2408,6 м. В восточной части залежи ВНК проводится на а.о -2405,7 м в соответствии с его отбивкой в коллекторе по данным ГИС в скв. 585. В южной части залежи ВНК принят горизонтальным на усредненной а.о -2407,5 м при отклонениях от 2,7 м вниз в скв. 618 до 2,1 м вверх в скв. 3098. Такое положение ВНК подтверждается длительной безводной эксплуатацией скв. 640.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0,8 м в скв. 557 и 558 до 15,8 м в скв. 649. Среднее значение hэ.н, принятое при подсчете, составляет 6,6 м.
Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет 53% от общей площади залежи, площадь ВНЗ, соответственно, 47%.
Всего пласт испытан в эксплуатационной колонне в 5 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. в пределах залежи - в 4 скважинах (испытано 5 объектов). Промышленные безводные притоки нефти получены в скв. 70 из двух объектов, в верхнем из которых дебит составил 66,0 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм, и в скв. 205, в которой получен непереливающий приток дебитом 27,3 м3/сут при среднем динамическом уровне 478 м. В скв. 58 и 75 получены смешанные притоки нефти с пластовой водой.
Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ12-3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки.
Продуктивный пласт ЮВ12-3 развит на всей площади месторождения. Средняя толщина пласта составляет 50 м.
От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ11 пласт ЮВ12-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в скважинах меняется от 0,5 м, до 3,1 м, составляя в большинстве скважин 1,0 - 1,5 м.
Протяженность залежи продуктивного пласта ЮВ12-3 составляет с севера на юг 14,5 км, с запада на восток 17,0 км. Высота залежи достигает 83 м. Больший по площади восточный блок приурочен к вытянутой с севера на юг брахиантиклинальной складке с амплитудой 58 м по замыкающей изогипсе -2370 м кровли коллекторов пласта ЮВ12-3. Западный блок контролируется другим брахиантиклинальным поднятием, также вытянутым с севера на юг и имеющим амплитуду 18 м по замыкающей изогипсе -2380 м. Указанные положительные структуры разделены прогибом в районе скв. 92-55-71-208-231.
ВНК в восточном блоке имеет сложную волнистую поверхность, его абсолютные отметки в скважинах изменяются от -2368 м, до -2381 м. В западном направлении ВНК постепенно погружается. Положение ВНК достаточно надежно подтверждено результатами испытаний. По типу залежь является пластовой сводовой. Чисто НЗ приурочена к сводовой части восточной брахиантиклинали в районе поисково-разведочных скв. 58-70-75. В северной части восточной складки, в районе скв. 382-1035-1036-1039 имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.