СПБГУАП группа 4736
оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 метров, в пределах которой его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров.
Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка.
Два южных из них Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680
метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15
метров.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
Вцелом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.
Втектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская
СПБГУАП группа 4736
положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие.
Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов - палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1)
Характеристика нефтегазоносных пластов
Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%,
приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9,
АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2)
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты,
характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и AC8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской
иЯнварской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
Вгеоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в
пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
СПБГУАП группа 4736
Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин.
Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм2 и
изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%)
имеет проницаемость 100*10-3 - 500*10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3
мкм2 характеризуется 16% пород.
По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от
10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %,
проницаемости- 432*10-3 мкм2. В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на
СПБГУАП группа 4736
Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом.
Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.
Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти
(57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую,
Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре
- 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.
Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9
глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни-стых и
СПБГУАП группа 4736
алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28%
Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10-3 до
500*10-3 мкм . Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до
26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2. Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые,
с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В
соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт,
весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило,
укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).
Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными