Материал: Геология пласта

ВНК в скважине 33 принят по данным ГИС внутри однородного проницаемого прослоя на а.о. -842 м.

Залежь в районе скважины 33 по типу газонефтяная.

Ее размеры в границах тектонических экранов составляют 19 км х 4 км. Высота газовой шапки 44 м, а нефтяной оторочки 38 м.

Залежь в районе скважины 10 вскрыта бурением скважины 10 на а.о. -820,4 м. Согласно представленной тектонической модели залежь характеризуется сложной конфигурацией тектонических нарушений, при том, что вскрыта только одной скважиной. Залежь испытанием не изучена. По данным ГИС в пласте выделяются 4,8 м эффективных нефтенасыщенных толщин и ВНК довольно уверенно устанавливается внутри проницаемого пропластка на а.о. -828 м. Согласно структурным построениям, наиболее приподнятая часть тектонического блока бурением не вскрыта. Здесь прогнозируется газовая шапка.

Положение ГНК на а.о. -809 м принято по аналогии с соседним тектоническим блоком скважины 41.

Тип залежи - нефтегазовая, тектонически экранированная.

Ее максимальные размеры, принимая во внимание неправильную форму, составляет 12 ,5км х 1,5 км. Высота 68 м.

Залежь в районе скважины 35 вскрыта бурением скважин 35 и 18 на а.о. -767,1 м и -829,4 м. Нефтегазоносность залежи установлена при испытании скважины 35, где из интервала а.о. -795,7-798,7 м приток газа составил 142,65 тыс.м3/сут. (∆Р=1,067 МПа), а из интервала а.о.-798,7-802,7 м получен приток нефти дебитом 25,5 м3/сут. (∆Р=2,372 МПа). По ГИС в пласте выделяется 25,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 10,6 м эффективных нефтенасыщенных толщин.

Комплексный анализ данных испытания и ГИС позволил принять ГНК на а.о. -796 м, а ВНК на а.о. -808 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора).

Нефтегазовая залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 16 км х 4 км, высоту газовой шапки - 66 м, а нефтяной оторочки - 12 м.

1.6 Гидрогеология

Территория Мессояхского лицензионного участка приурочена к северо-восточной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, в разрезе которого выделено два гидрогеологических этажа, разделенных мощной толщей регионально-выдержанных глинистых водоупорных отложений туронского возраста.

Нижний гидрогеологический этаж охватывает разрез от коры выветривания палеозойского возраста до отложений туронского возраста и находится в зоне преимущественно затрудненного, местами застойного водообмена. В пределах этого этажа на территории Западной Сибири обнаружены основные запасы углеводородов. Нижний гидрогеологический этаж характеризуется большой глубиной залегания и изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. Для этого этажа характерны высокие пластовые давления и температуры.

Верхний гидрогеологический этаж, объединяющий осадки турон-четвертичного возраста, находится в зоне преимущественно свободного водообмена и представляет интерес для обеспечения хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения.

На формирование вод основное влияние оказывали гидродинамические условия, литологический состав пород и тектонический фактор.

Влияние ярко выраженной дизъюнктивной тектоники Западно- и Восточно-Мессояхских поднятий могло повлиять на разобщенность или сообщаемость различных гидрогеологических комплексов или отдельно взятых пластов.

В составе нижнего гидрогеологического этажа, где сконцентрированы основные запасы углеводородов района, выделяются три гидрогеологических комплекса: юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский, каждый из которых отличается водопроницаемостью, составом вод, величиной минерализации, условиями питания и циркуляции.

Юрский гидрогеологический комплекс охватывает песчано-алевролитовые разности пород нижне- и среднеюрского возраста, представленные осадками тюменской свиты или ее аналогом - малышевской свиты. Покрышкой для этого комплекса служит глинистая толща верхней юры (точинская свита). В разрезе юрского гидрогеологического комплекса фиксируются хорошо коррелируемые глинистые пачки, которые разделяют свиты на ряд локальных проницаемых толщ. Однако, в целом юрский комплекс представляет собой единый, сложнопостроенный региональный природный резервуар, сравнительно низкопроницаемый как в вертикальном, так и в латеральном направлении.

Воды комплекса тесно связаны с водами трещиновато-пористых коллектоpов доюрских пород.

В пределах Мессояхского лицензионного участка юрский гидрогеологический комплекс вскрыт четырьмя скважинами (№ 2, 4, 36, 41) на глубину до 3204 м. Вскрытая мощность пород составляет 792 м.

Неокомский гидрогеологический комплекс является самым крупным по мощности в разрезе (около 2000 м) и представлен песчано-алеврито-глинистыми породами валанжин - барремского возраста.

Учитывая тот факт, что неокомский гидрогеологический комплекс имеет мощные глинистые разделы, а также различную природу накопления нижней и верхней частей разреза, их характеристика приведена раздельно.

Внутри нижней части комплекса, относящегося к заполярной свите, предполагается существование водоупоров локального развития, о чем свидетельствует наличие газоконденсатных залежей в пластах валанжин-готеривского возраста (пласты группы БУ) в пределах района работ. Общая мощность осадков в пределах лицензионного участка изменяется от 415 до 521 м.

Песчаные разности пластов заполярной свиты обладают лучшими коллекторскими свойствами в сравнении с отложениями юрского возраста. Отложения заполярной свиты испытаны в достаточно большом количестве скважин Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, в пределах которых получены притоки вод от 4,7 м3/сут до 27,0 м3/сут при различных динамических уровнях. Среди опробованных объектов встречаются и слабопроницаемые пласты, характеризующиеся незначительными дебитами.

С подошвой комплекса связаны песчано-алевритовые породы заполярной свиты, к которой приурочены пласты группы БУ, имеющие ограниченное распространение и характеризующиеся линзовидным строением с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (Кп = 0,16-0,20, Кпр = 30-90 х10-15м2).

Верхняя часть неокомского гидрогеологического комплекса представлена чередованием алевролитов, глин и песчаников, к которым приурочены продуктивные пласты группы МХ ереямской свиты. Общая мощность этой свиты в пределах лицензионного участка изменяется от 277 до 384 м.

Проницаемые пласты комплекса характеризуются более высокими коллекторскими свойствами, чем пласты нижележащих отложений: пористость 16-20%, проницаемость 90-150*10-15м2.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Завершает разрез первого гидрогеологического этажа комплекс, связанный с апт-альб-сеноманскими отложениями, объединенными в покурскую свиту (пласты группы ПК). Для всей толщи характерно отсутствие регионально выдержанных мощных глинистых пластов, вследствие чего отложения свиты представляют собой единую геогидродинамическую систему.

Однако, факт обнаружения на отдельных площадях залежей нефти и газа в пластах свиты, свидетельствует о наличии покрышек в залежах, являющихся надежным водоупором, препятствующим перетоку углеводородов в вышележащие пласты. Толщина водовмещающих пород комплекса в пределах лицензионного участка изменяется от 679 до 763м.

Вышележащие осадки туронского возраста толщиной 90-110 м представлены глинами и опоками, надежно изолирующими апт-альб-сеноманский комплекс от зоны свободного водообмена.

Верхний гидрогеологический этаж турон-четвертичного возраста, представлен преимущественно переслаиванием мелко- и разнозернистых песков, глин, алевролитов, супесей и суглинков, причем пески в разрезе преобладают.

Отложения палеогеновой и четвертичной систем характеризуются преимущественно свободным водообменом, низкой минерализацией и, в основном, локальным распространением водоносных горизонтов. Важным фактором, влияющим на гидрогеологические условия, также является зона многолетнемерзлых пород.

Толщина этажа по рассматриваемой территории изменяется в пределах 650-840 м.

В пределах лицензионного участка воды верхнего гидрогеологического этажа не изучены. По данным соседних площадей (Тазовская площадь и др.), минерализация вод достигает 0,15-1,0 г/л, воды по типу относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, являются опресненными и используются как для технических, так и для хозяйственных целей. Пресные воды олигоценовых отложений применяются для водоснабжения населенных пунктов.

Таким образом, на основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по разрезу рекомендуется принять следующие значения:

покурская свита (сеноман) - 16,0 г/л;

покурская свита (апт-альб) - 12,0 г/л;

ереямская свита (готерив-баррем) пласты группы МХ - 8,0 г/л;

заполярная свита (валанжин) пласты группы БУ - 7,0 г/л;

тюменская свита - 7,4 г/л.

2. Технико-методическая часть

.1 Литолого-петрофизические характеристики объектов исследования

.1.1 Состояние освещенности объектов исследования керном и состояние его изученности

Данные раздела подготовлены по материалам подсчета запасов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений был использован керновый материал и результаты лабораторных исследований по 12 скважинам Западно-Мессояхского месторождения и 10 скважинам Восточно-Мессояхского месторождения. Сведения накопленной петрофизической информации по месторождениям приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Сведения об объемах петрофизической информации по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям

Из таблицы следует, что объем вынесенного керна несколько выше по Восточно-Мессояхскому месторождению. Такое же соотношение и по выносу керна - 60,4% по отношению к проходке с отбором керна по Западно-Мессояхскому месторождению и 67,7% - по Восточно-Мессояхскому. Вынос керна по отношению к продуктивной толщине разреза составляет 51,7% и 24,3% по Западно-Мессояхскому и Восточно-Мессояхскому месторождениям соответственно. Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов показано в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Соотношение освещенности керновыми исследованиями групп продуктивных пластов Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений

Из таблицы видно, что освещенность продуктивного разреза керновыми исследованиями неравномерная, как по пластам, так и по месторождениям. На Западно-Мессояхском месторождении наибольшее количество исследованных образцов приходится на пласты ПК1-3 (114 образцов) и ПК5-22 (22 образца), и совершенно не охарактеризованы керном пласты МХ и БУ (4 образца). На Восточно-Мессояхском месторождении лучше всего охарактеризованы керновыми исследованиями пласты группы БУ (147 образцов), несколько хуже пласты ПК1-3 (42 образца). Практически не охарактеризованы керном пласты МХ1-10 (10 образцов), не было исследований керна в пластах ПК5-22. В целом по двум месторождениям исследовано 360 образцов.

Вынос керна из эффективной части разреза значительно меньше, чем из пород-неколлекторов. Это объясняется тем, что проницаемые, слабосцементированные породы, особенно породы-коллекторы сеноманских отложений, в процессе отбора керна разрушаются, размываются буровым раствором и выносятся на поверхность в виде песка и шлама. В целом изученность керновым материалом продуктивной части разреза невысока. Эффективная толщина пласта ПК1-3 в процентном соотношение на Западно-Мессояхском месторождении 52.3%, в Восточно-Мессояхском месторождении 16%. Эффективной нефтегазоносной толщиной Западно-Мессояхском месторождении 27%, в Восточно-Мессояхском месторождении 28%.

Фильтрационно-емкостные и литологические исследования образцов пород Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений проводились в ЦЛ Главтюменьгеологии. Статистические параметры по определению ФЕС пластов приведены в таблице 2.3.

Для определения петрофизических и литологических параметров применялись следующие методики.

Коэффициент открытой пористости (Кп) определялся методом насыщения образцов моделью пластовой воды и керосином, а также газоволюметрическим методом по гелию.

Объемная (δп) и минералогическая (δм) плотности определялись расчетным путем.

Абсолютная проницаемость (Кпр) определялась методом фильтрации газа на установке.

Коэффициент остаточной водонасыщенности (Кво), вернее водоудерживающей способности (Квс), определялся методом центрифугирования.

Таблице 2.3

.1.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пород и критериев выделения коллекторов

Пласты группы ПК

По пластам группы ПК вынос керна в целом по двум месторождениям составляет 66,2% от проходки с керном. Освещенность общей эффективной и эффективной нефтегазонасыщенной толщины вынесенным керном составляет 28,7% и 27% соответственно. Освещенность керном эффективной толщины выше на Западно-Мессояхском месторождении (52,3%) по сравнению с Восточно-Мессояхским месторождением (16%), но освещенность эффективной нефтегазонасыщенной толщины керном одинакова на обоих месторождениях (27-28%).

Из всех продуктивных пластов в пределах Западно-Мессояхского месторождения керном охарактеризованы только пласт ПК1-3 (сеноманская залежь) и пласт ПК12 (отложения покурской свиты). На Восточно-Мессояхском месторождении керном охарактеризован только пласт ПК1-3.