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.