Ватьеганское месторождение открыто в 1971 году. Расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 км от города Когалым и в 140 км к северо-востоку от города Сургут (Западная Сибирь) (рис.1).
Получило свое название по реке Ватьеган. Разработка начата в 1983 году. По состоянию на конец 2004 года доказанные запасы составляют 1,5 млрд барр. нефти, накопленная добыча превысила 135 млн т.
Рисунок 1 Местоположение Ватьеганского нефтяного месторождения
(http://kommersant.ru)
Ватьеганское месторождение – одно из крупнейших в группе ЛУКОЙЛ в России. На данный момент месторождение находится на третьей стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин. Довольно большой процент запасов относится к трудноизвлекаемым. Для повышения эффективности разработки применяются новые технологические процессы, направленные на увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов.
В пределах месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста.
Пласт ЮВ1 обладает довольно низкими фильтрационно-емкостными свойствами, от этого очень низкая продуктивность. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью (нерентабельными дебитами нефти).
Актуальность: В настоящее время открытие новых месторождений происходит крайне редко, от этого нефтяники и газовики вынуждены работать с остаточными и трудноизвлекаемыми запасами на разрабатываемых истощенных месторождениях третьей и четвертой стадии. Таким месторождением является Ватьеганское нефтяное месторождение Западной Сибири. Длительная разработка залежей в верхних пластах неокома и уменьшение оставшихся в них запасов углеводородов делают прогноз новых залежей в песчаных отложениях васюганской свиты актуальным. На Ватьеганском месторождении открыты промышленные залежи, связанные с продуктивным горизонтом Ю 1 (васюганская свита).
Не смотря на то, что верхнеюрские отложения в Ханты-Мансийском автономном округе сравнительно хорошо исследованы, на территории Ватьеганского месторождения еще требуют более детального изучения, как литологического, так и фациального, для выявления зон улучшенных пород-коллекторов. Определение фациальной природы песчаных тел имеет главное значение при поисках литологических ловушек нефти и газа и позволяет осуществлять прогноз их пространственного размещения, положения зон выклинивания и изменения коллекторских свойств пород.
Дипломная работа по разработке нефти
... работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... Пеляткинское месторождения). На Ванкорском месторождении выдержанные глинистые прослои отсутствуют, в связи с чем, залежи ... работ нет. Ближайшие: город Игарка в 200 км на юго-восток и город ...
Цель работы: Реконструировать палеогеографическую ситуацию формирования пласта ЮВ1 для выявления особенностей строения и наиболее перспективных участков на площади месторождения, обладающих наилучшими коллекторскими свойствами.
Задачи:
1. На основе описание керна 33 скважин установить структурно-генетические типы
слоев.
2. Выявить закономерности строения трансгрессивно-регрессивных
последовательностей слоев, по этим данным скоррелировать разрезы, установив
изохронные уровни, соответствующие трансгрессивным и регрессивным
максимумам.
3. Для выявления латеральных изменений слоевой структуры построить литолого генетические профили продуктивного пласта.
4. Построить палеогеографические схемы для узких временных интервалов,
соответствующим максимумам трансгрессий и регрессий, и проанализировать
эволюцию палеогеографической обстановки.
5. Построить схемы изопахит для песчаников, схемы эффективной пористости и
проницаемости песчаных тел, выявить зависимость их параметров от мощности
песчаников.
6. Выделить перспективные участки на месторождении с наилучшими
фильтрационно-емкостными свойствами.
Защищаемые положения:
1. Продуктивный пласт ЮВ1 Ватьеганского месторождения образован отложениями
песчаных отмелей, миграция которых в течение 5 трансгрессивно-регрессивных
циклов определила особенности его строения.
2. На юге и юго-западе Ватьеганского месторождения пласт ЮВ11 характеризуется
наилучшими коллекторскими свойствами, что связано с наиболее
продолжительным существованием отмели с крупными песчаными валами.
Автор выражает благодарность научному руководителю, Шишлову Сергею Борисовичу, за чуткое руководство и помощь на всех этапах работы, сотрудникам компании ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» за предоставленные материалы, а также сотрудникам Ресурсного Центра «Геомодель» за изготовление шлифов.
1 КРАТКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
1.1 Экономико-географическая характеристика района месторождения
Ватьёганское нефтяное месторождение расположено в пределах Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30 км восточнее г. Когалыма. Районный центр – г.Сургут.
На востоке к Ватьёганскому месторождению примыкает Усть-Котухтинское, на западе – Кустовое, на северо-западе – Дружное и Свободное, на юго-западе – Восточно-Придорожное месторождения нефти. В настоящее время ведётся промышленная разработка всех вышеназванных месторождений. Обзорная карта месторождений Когалымского региона представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 Обзорная карта месторождений Когалымского региона
(ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»)
Месторождение находится в районе с развитой производственной инфраструктурой, центром которой является г. Когалым.
Когалым приравнен к районам крайнего севера. Климат резко континентальный, с суровой продолжительной зимой и сравнительно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха — -2,5оС. Средняя температура января -9,2оС, средняя температура июля — +18,1оС. Относительная влажность воздуха – 76,5%. Осадков выпадает 400-550 мм в год. Толщина снежного покрова достигает 70-80 см на открытых участках и до 1.5 м в лесу. Максимальная глубина промерзания грунта на площади на отдельных участках достигает 3 м, на открытых озерах и болотах сезонно промерзающие грунты переходят в многолетнепромерзающие породы [1, 2].
Дипломная работа месторождения лукойл пермь
... месторождения: Уньвинское, Сибирское, Шершневское, Гагаринское, Москудьинское, Шагиртско-Гожанское, Павловское, Ножовское, Красноярско-Куединское, Осинское. В структуру Группы предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ... УППН «Куеда». Месторождения: Краснояро-Куединское, Степановское, Гондыревское. Краткая характеристика ЦДНГ–2: ... работы, а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений. ...
В орогидрографическом плане территория относится к центральной части ЗападноСибирской низменности и представляет собой слаборасчлененную, сильно заболоченную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа. Абсолютные отметки местности изменяются от +65 до +78 м, увеличиваясь к северу. Долины рек и ручьев слабо выражены в рельефе, склоны их пологие, русла извилистые. Медленное течение и слабый сток речной сети обусловили сильную заболоченность пойменных участков в этом районе [1, 2, 3].
Город расположен в районе тайги. Лесистость — 52%. Основу древесной растительности составляют хвойные виды (сосна, кедр, ель, лиственница, пихта).
Встречаются мелколиственные породы деревьев и кустарников: береза, осина, ива, рябина) [1, 2, 3].
Фауна по своему составу достаточно разнообразна.
Основное нефтегазодобывающее предприятие ООО «Лукойл-Западная Сибирь» входит в состав нефтяной компании «Лукойл».
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Ватьеганского месторождения типичен для Широтного Приобья и включает два основных структурных комплекса: доюрский (отвечающий геосинклинальному этапу развития территории) и мезокайнозойский (отвечающий платформенному этапу развития территории).
Отложения доюрского основания вскрыты скважинами 182 и 1190 в интервале глубин 3430-3649 м и представлены известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, средней крепости, трещиноватыми. По трещинам наблюдаются зеркала скольжения. Возраст предположительно пермский. Выше залегает толща, представленная чередованием песчаников и аргиллитов. Песчаники темно- и зеленовато-серые, разнозернистые, полимиктовые, плотные, с трещинами, заполненными кальцитом и хлоритом. Аргиллиты темно-серые, розовато- и зеленовато-серые, средней крепости, местами опесчаненые, участками перемятые и трещиноватые. Толщина до 100 м, возраст ориентировочно триасовый. Признаков нефти и газа в доюрских образованиях не обнаружено. Стратиграфия осадочного чехла Ватьеганского месторождения дана в соответствии с Региональными стратиграфическими схемами мезозойских отложений Западной Сибири, утвержденными МСК в 1991 году. В осадочном чехле, залегающем со стратиграфическим и угловым несогласием на породах фундамента, выделяются отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (таблица 1) [4, 5, 6].
Таблица 1
Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Ватьеганского
месторождения (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть») Стратиграфические
Толщина,
подразделения Литологическая характеристика
м Название индекс Четвертичные QДо 30 м Пойменный аллювий, покровные отложения, отложения торф, суглинки, пески, супеси, глины.
Перерыв в осадконакоплении Палеогеновая Р система: Туртасская свита Р15-30 Алевролиты и пески глауконит-кварцевые, с
3
редкими прослоями диатомитов и глин.
Встречаются остатки древесины. Генезис –
Месторождение кирпично-черепичных глин в Татарстане
... В мировой практике месторождение кирпично-черепичных глин довольно широко распространены и приурочены к геологическим образованиям и отложениям различного генезиса, охватывая интервал ... месторождениями являются Бавлинское, Первомайское, Бондюжское, Елабужское, Собачинское. Вместе с нефтью добывается попутный газ -- около 40 мі на 1 тонну нефти. Известны несколько незначительных месторождений ...
озерно-аллювиальный. Новомихайловс- Р28-115 Неравномерное чередование глин коричневатокая свита 3
серых, серых и зеленых, песков и алевролитов
полевошпатово-кварцевых. Много включений
углистого детрита и растительных остатков.
Генезис – озерно-аллювиальный. Атлымская свита Р16-51 Неравномерное переслаивание песков и глин,
1
сходных с вышеописанными. Тавдинская свита РДо 225 Пески серовато-зеленые, серые, изредка
1
гравелитовые, с прослоями зеленых и бурых
глин, бурых углей – в нижней части и глины
зеленые, тонкослоистые, с редкими прослоями
песков, включениями пирита, сидерита и
марказита – в верхней части. Генезис – морской. Люлинворская Р100-230 Глины в нижней части опоковидные, свита 3
переходящие в опоки. Выше глины светло зеленые, зеленовато-серые, жирные, листовые,
алевритистые. Генезис – морской. Талицкая свита Р80-115 Глины темно-серые, плотные, алевритовые, с
1 прослоями алевролитов и песчаников кварцево глауконитовых. Генезис – морской. Меловая система К Ганькинская К125-160 Нижняя часть – опоки серые и голубоватосвита 2
m-d
серые, глины темно-серые и черные, (маастрихт-дат) монтмориллонитовые. Встречаются прослои
песчаников и алевролитов. Верхняя часть –
толща глин темно-серых и зеленовато-серых Стратиграфические
Толщина,
подразделения Литологическая характеристика
м Название индекс
слабоалевритистых, с конкрециями пирита и
сидерита, редкими зернами глауконита. Генезис
- морской. Березовская К125-160 Нижняя часть – опоки серые и голубоватосвита (коньяк- 2
k-km
серые, глины темно-серые и черные, сантон-кампан) монтмориллонитовые. Встречаются прослои
песчаников и алевролитов. Верхняя часть –
толща глин темно-серых и зеленовато-серых,
слабоалевритистых, с конкрециями пирита и
сидерита, редкими зернами глауконита. Генезис
- морской. Кузнецовская К15-36 Глины серые, зеленовато-серые, темно-серые до свита (турон) 2
t
черных, иногда слабоизвестковистые, сильно
уплотненные, массивные. Генезис –
предположительно прибрежно-морской. Покурская свита К730-780 Нижняя часть (K1a-al) – переслаивание (апт-альб- 2
s
- песчаников, алевролитов и аргиллитов. сеноман) K Песчаники и алевролиты серые и светло-серые,
a-al
глинистые, полимиктовые, реже –
полевошпатово-кварцевые, с растительным
детритом. Аргиллиты серые и темно-серые,
местами зеленовато-серые, плотные,
алевритистые. Верхняя часть (К2 ) – песчаники
s
и алевролиты с подчиненными прослоями
уплотненных глин. Песчаники и алевролиты
серые и светло-серые, иногда с зеленоватым
оттенком, нередко известковистые, от мелко- до
крупнозернистых, с растительным детритом.
Глины темно-серые, аргиллитоподобные,
плотные, нередко углистые, слюдистые.
Генезис – континентальный. Алымская свита К60-100 Верхняя часть («кошайские глины») – глины (апт) 1
ap
аргиллитоподобные темно-серые, почти
черные, тонкоотмученные, с прослоями
битуминозных аргиллитов. Нижняя часть –
Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ
... И. М. Губкиным. В своей работе «О генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» И. М. Губкин в качестве ... своей работе «Некоторые закономерности нефте-газонакопления на платформах» приводит такое определение: «Нефтегазоносной провинцией называется ... органических веществ. Каждый седиментационный прогиб обычно является составной частью более крупной области погружения земной коры. Очертания ...
песчаники темно-серые, глинистые,
полимиктовые, слюдистые (пласты АВ-0, АВ1 2).
Генезис – прибрежно-морской. Ванденская свита К610-700 Чередование песчаников мелко- и (валанжин- 1
v-Bm
среднезернистых от светло- до темно-серых, готерив-баррем) слюдистых, с аргиллитами и алевролитами.
Аргиллиты с тонкими прослоями песчаников и
алевролитов с включениями каменного угля и
сидерита. Алевролиты крепкие, линзовидные и
послоистые с остатками растительного детрита.
С песчаниками свиты связаны продуктивные
пласты АВ3, АВ6, АВ7, АВ8, БВ1, БВ2, БВ6,
БВ7. Генезис – прибрежно-морской.
Стратиграфические
Толщина,
подразделения Литологическая характеристика
м
Название индекс Мегионская К200-330 Мощная толща преимущественно глинистых свита (берриас- 1 B-v
пород. Песчаные пласты, имеющие наиболее валанжин) широкое площадное распространение,
встречаются в нижней части (ачимовская пачка,
пласты Ach3-3, Ach3-2) и в средней части свиты
- пласт БВ10. Песчаники ачимовской толщи
серые и темно-серые, мелкозернистые, реже
среднезернистые, глинистые, не выдержанные
по простиранию. Песчаники в средней части
свиты серые, мелкозернистые, аркозовые,
массивные. Генезис – морской. Юрская система: J Баженовская J 18-38 Аргиллиты черные, плотные, массивные, свита (титон) 3
tt
плитчатые или листовые, битуминозные.
Региональный маркирующий горизонт. К свите
приурочен продуктивный пласт ЮВ10. Генезис
- морской. Георгиевская J 2-10 Аргиллиты темно-серые, крепкие. Местами свита (ким- 3
km
встречаются прослои песчаника желтоватого меридж) оттенка. Генезис – морской.
Васюганская J 60-100 Нижняя часть сложена аргиллитами темно свита (ким- 3
k-0
серыми с редкими прослоями песчаников и меридж) алевролитов. Верхняя часть представлена
песчаными породами, к которым приурочены
пласты ЮВ11 и ЮВ12. Песчаники и алевролиты
серые, мелкозернистые, глинистые, слюдистые,
плотные, с растительными остатками. Генезис –
морской и прибрежно-морской. Тюменская свита J 310-340 Песчаники и алевролиты мелко- и (нижняя + 1-2 тонкозернистые, кварцевые, слюдистые, средняя юра) плотные, сильно глинистые, с растительным
детритом и углистыми включениями.
Аргиллиты плотные, с прослоями алевролитов.
Генезис – континентальный. Отложения свиты
на породах доюрского основания залегают
несогласно.
1.3 Тектоника
Ватьёганское месторождение находится в центральной тектонической области Западно-Сибирской плиты, где выделяется доюрское «основание» и осадочный чехол, состоящий из отложений мезозойско-кайнозойского возраста [7, 9, 12].
В тектоническом плане месторождение приурочено к Северо-Вартовской мегатерассе (I порядок), осложнённой Ватьёганским валом (II порядок) (Шпильман В.И., 1998 г.).
Ватьёганский вал, в свою очередь, осложняется рядом структур III порядка, наиболее крупные из которых – Южно-Айкаеганская, Западно-Ватьёганская и Михлорская. Тектоническое строение осадочного чехла приводится в соответствии тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты, составленной в 1998 году под редакцией В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, выкопировка из которой приведена на рисунке 3 [4, 7, 8].
Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения
... восточное. Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения 2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти Технологическая схема разработки, составленная в ... отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, ...
Рисунок 3 Выкопировка из тектонической карты центральной части ЗападноСибирской плиты (под редакцией В.И.Шпильмана, Н.И.Змановского, Л.Л.Подсосовой, 1998г.) 1 – граница Ватьёганского лицензионного участка, 2 – границы структур первого порядка
На сейсмоструктурных построениях по доюрскому фундаменту (кровля палеозойских отложений) Ватьёганское поднятие имеет неправильные очертания. Четко прослеживается его центральная часть, которая вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток. Вершина данной части структуры смещена к северо-западному участку. Её размеры по простиранию достигают 26 км, ширина — 8 км. В виде структурных осложнений происходит развитие поднятия в западном, юго-западном, а также в северо-восточном направлениях. Морфологически указанные элементы представляют собой приподнятые зоны различных очертаний и изрезанной формы, которые с основной частью складки соединяются через небольшие пережимы и образуют с ней единое целое. Их размеры колеблются в пределах от 6х8 км до 8х14 км. Кроме того, в периферийных участках площади выделяются небольшие локальные приподнятые зоны, по строению близкие к куполам. Их размеры от 1.2х1.6 до 3х4 км. Подобные тектонические элементы обнаружены на востоке, юге и юго-востоке поднятия. Нередко они объединяются в структурные зоны широтного либо меридионального простирания [4, 5, 7, 8, 9, 12].
По вышележащим горизонтам происходит некоторое перестроение структурного плана. Отдельные купола смещаются в плане. Часть из них объединяется в единое целое, более четкими становятся пережимы между основными поднятиями. Вверх по разрезу дифференциация структуры уменьшается, ее унаследованный характер развития сохраняется [4, 5, 7, 8, 9, 12].
В целом, по основным сейсмическим горизонтам можно констатировать четкую унаследованность всех структур с постепенным выполаживанием вверх по разрезу [4, 5, 12].
1.4 Нефтегазоносность
Ватьеганское месторождение открыто в 1971 году скважиной 5Р, в которой при испытании интервала пласта АВ12 получен приток безводной нефти дебитом 17 м3/сут на 4 мм штуцере. Месторождение введено в разработку в 1984 году [4, 5, 8, 10, 11].
Нефтесодержащими являются терригенные отложения мелового и юрского возраста. В пределах месторождения было выделено 28 продуктивных пластов: АВ01, АВ02, АВ12, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ71, АВ71а, АВ71б, АВ72, АВ73, АВ74, АВ76, АВ81, АВ82а, АВ82б, БВ1, БВ2, БВ61, БВ62, БВ71, БВ10, АЧ32, АЧ33, ЮВ10, ЮВ11, ЮВ12 (рис.4) [4, 5, 8, 10, 11, 12].
Основными продуктивными отложениями являются меловые горизонты АВ12 и БВ1, а также залежи верхнеюрского горизонта ЮВ1. Подчиненную роль имеют залежи нижнемеловых горизонтов АВ3-8, БВ2-10 и ачимовской толщи (рис.4) [4, 5, 8, 10, 11].
Ватьеганское нефтяное месторождение расположено в северной части Нижневартовского нефтегазоносного района, в котором в настоящее время уже выявлено более 100 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Район является одним из основных как по запасам, так и добыче нефти в Среднеобской нефтегазоносной области. В этом районе продуктивность установлена в широком стратиграфическом диапазоне, выделяется пять нефтегазоносных комплексов: нижне-среднеюрский, васюганский, баженовский, ачимовский и неокомский. На Ватьёганском месторождении промышленная нефтеносность установлена в васюганском, ачимовском и неокомском комплексах [4, 5, 8, 10, 11, 12]. Рисунок 4 Стратиграфическая схема Вартовского свода (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»)
Выпускной квалификационной работы Оценка эффективности методов ...
... в 100 км к западу от г.Нефтеюганска (рисунок 1). В непосредственной близости к Приобскому расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 ... приурочены группа пластов БС1-БС12. Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же ...
На месторождении скважинами разрез вскрыт до глубины 3620 м (скв. 1190).
Промышленная нефтеносность в изученной части разреза установлена в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервалах глубин 1922–2864 м.
Основными продуктивными отложениями являются меловые горизонты АВ 12 и БВ1, а также залежи верхнеюрского горизонта ЮВ1. Подчиненную роль имеют залежи нижнемеловых горизонтов АВ3-8, БВ2-10 и ачимовской толщи [4, 5, 8, 10, 11, 12].
1.5 Литолого-стратиграфическая и палеогеографическая характеристика пласта ЮВ1
Отложения васюганской свиты оксфордского возраста, вмещающие пласты ЮВ1, являются одним из главных продуктивных объектов Западной Сибири.
Изучением геологического строения и нефтеносности юрских отложений занимались многие научно-исследовательские организации, а также ученые, среди которых В.Б. Белозеров, В.С. Бочкарев, Л.Г. Вакуленко, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, А.Н. Лесной, А.Б. Сметанин, А.В.Шпильман, С.И. Харченко и др. [4, 6, 7, 8, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21]. Но, несмотря на огромный объем исследований многие вопросы геологического строения, остаются не до конца определенными.
Пласт Ю1 сложен отложениями верхней васюганской подсвиты, которая сложена песчано-глинистыми породами, среди которых преобладают песчаники.
Песчаники светло-серые, серые, разнозернистые, преимущественно мелкосреднезернистые, средней крепости, с горизонтальной, пологоволнистой слоистостью, очень часто монолитные, с глинистым и карбонатным цементом. Кроме того, наблюдаются включения обуглившихся растительных остатков, а также редкие включения углистого детрита [4, 5, 6, 8, 12, 13, 14, 15, 17].
Алевролиты от светло-серых до темно-серых, обогащены углисто-растительным детритом. Разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые, встречаются глинистые, слабоизвестковистые разности. Текстура пологоволнистая, линзовиднополосчатая, реже косослоистая с многочисленными намывами растительного детрита [4, 5, 8, 12, 14, 17, 18].
Аргиллиты от темно-серых до буровато-черных, алевритистые, слюдистые, крепкие. Слойчатость горизонтальная, реже пологоволнистая за счет тонких прослоев песчаника, на поверхности излома отмечается растительный детрит и остатки обугленных стеблей растений. Встречаются линзы и вкрапления мелкозернистого пирита [4, 5, 6, 8, 12, 13, 14, 15, 17, 18].
В оксфордский век в различных частях Западно-Сибирского бассейна происходило различное осадконакопление. В это время обособляются следующие палеогеографические области: относительно глубоководная часть шельфа, мелкая часть шельфа; прибрежная зона; заливы; лагуны с пониженной соленостью и прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем; денудационно-аккумулятивная; возвышенная денудационная равнины; плато и нагорья (рис.5) [4, 5, 12, 17, 19, 22].
Климат в оксфордское время был жарким и сухим на юге и более влажным и относительно прохладным на севере [22].
Типы профилей скважин и рекомендации по их выбору
... продольному перемещению бурильной колонны. Такой тип профиля скважин наиболее подходит для морских месторождений, когда требуется обеспечить добычу из пласта, находящегося на большом расстоянии от ... устранения. Оперативный контроль следует проводить при: пересечении буровым снарядом перемежающихся слоев пород различной твердости, сопровождающемся изменением зенитного и азимутального углов; ...
Основными источниками сноса на северо-востоке являлись Средне-Сибирская возвышенность, на юго-востоке – Енисейский кряж и Алтай, на западе – Северо-Сосьвинская гряда, Туринский выступ и Пайхой, второстепенными источниками выступали Таймыр, Саяны, Северный Казахстан, Тургай [22].
Пласт ЮВ1 Ватьеганского месторождения формировался в условиях мелководно-
морского бассейна в оксфордское время (рис.6).
Наибольшую территорию занимали глинистопесчаные отложения. Осадки содержат редкие тонкостенные раковины двустворок. Участки с повышенным содержанием песчаного и алевритового материала (60 – 80% и выше) приурочены к локальным поднятиям и валам. Эти породы отнесены к баровым аккумулятивным образованиям. В это время большого разнообразия достигают литуолиды и трохаминиды, присутствуют грубозернистые плоские аммоднекусы и масса прикрепленного донного бентоса – толипамин [22].
На территории Ватьеганского месторождения пласт ЮВ1 подразделяется на 2 самостоятельных пласта – ЮВ11 и ЮВ12, из которых наиболее перспективным является пласт ЮВ11 [23].
Кровля верхнего пласта ЮВ11 совпадает с резкой литологической границей: серые песчано-алевритовые породы сменяются вверх по разрезу зеленовато-серыми глауконитовыми глинисто-алевритовыми породами георгиевской свиты [5, 12]. Рисунок 5 Литолого-палеогеографическая карта Западно-Сибирской равнины, юрский
период, оксфордский век [22].
Ватьёганское
месторождение
Рисунок 6 Вырезка из литолого-палеогеографической карты Западно-Сибирской равнины с обозначением площади Ватьеганского месторождения, юрский период, оксфордский век [22]
Условные обозначения к рисункам 4 и 5 [22]
1.5.1 Пласт ЮВ11
Залегает непосредственно под пачкой глин георгиевской свиты (рис.7).
Коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с повышенной слюдистостью, пиритизацией и карбонатизацией. Наличие указанного материала дополнительно увеличивает неоднородность пласта, что в конечном итоге привело к неравномерному заполнению ловушек углеводородами на стадии формирования залежей. Отмеченное обстоятельство явилось одной из причин возникновения негоризонтального ВНК. Его наклон обычно возрастает с увеличением размеров залежей. В значительной степени на положение границы нефть-вода влияют довольно обширные зоны замещения коллекторов, создающие многочисленные экранные явления и препятствующие равномерному заполнению ловушек. Сочетание перечисленных факторов, характерных для рассматриваемого пласта, привело в ряде случаев к формированию залежей нефти с аномальным наклоном ВНК, достигающим 20 м и более. Кроме того, по залежам пласта истинные границы ВНК искажаются за счет неточностей при измерении инклинометрии. Всего в пласте ЮВ11 выделено 10 залежей нефти [4, 5, 6, 8, 12, 13, 17].
1.5.2 Пласт ЮВ12
Залегает непосредственно под пластом ЮВ12. Перемычкой для них служит небольшой прослой глинистых отложений толщиной 1–4 м (рис.7).
В ее центральной части встречаются прослои алевролитов до 1 м толщиной, по своим характеристикам приближающиеся к коллекторам с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Сам пласт ЮВ12 характеризуется повышенной неоднородностью. Установлены значительные зоны замещения коллекторов глинистыми породами. Всего в пласте выявлено 13 залежей нефти. В своем распространении они тяготеют к южной половине поднятия [4, 5, 6, 8, 12, 13, 17]. Рисунок 7 Литологическая колонка по пластам ЮВ11 и ЮВ12, а также выше и ниже
Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций ...
... и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, встречаются прослои углей. Разрез свиты характеризуется неравномерным частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов и ... позднедевонский - раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше ...
залегающих пластов
1 – аргиллиты, 2 – алевролиты, 3 – песчаники, 4 – углистые включения
1.6 Нефтегазоносность пласта ЮВ1
Пласт ЮВ1 представлен коллекторами преимущественно порового типа, по составу буровато-серыми и светло-серыми песчаниками мелкозернистыми и среднемелкозернистыми, реже алевролитами, часто с запахом нефти [18].
Текстура пологоволнистая, горизонтально-слоистая за счет намывов углистого растительного детрита. Участками отмечаются конкреции пирита, ходы илоедов [18].
По вещественному составу коллекторы пласта преимущественно граувакковоаркозовые (по классификации В.Д. Шутова).
Содержание кварца в породах изменяется в пределах 26-49%, полевых шпатов 30-52%, обломков горных пород от 9 до 24%, слюды от 1 до 3%. Цемент пленочно-поровый, участками кварцево-регенерационно-конформный. Поровый цемент по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый [18].
Коллекторы сложены гидрофильными породами с низкими коллекторскими свойствами (IV-V класс коллекторов по А.А. Ханину) и высокой остаточной водонасыщенностью (до 61,37%) [18].
Также они характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (таблица 2).
Таблица 2
Объем определений и изменчивость коллекторских свойств пласта ЮВ1 [18]
Объемная Остаточная
Пористость, Проницаемость
плотность, водонасыщенность,
% *10-3мк м2
г/см3 %
минимальное − максимальное
среднее значение параметра (количество определений) Вся 2,0 − 18,4 0,01 − 28,00 2,17 − 2,71 26,9 − 99,1 совокупность определений 11,8 (238) 1,98 (233) 2,36 (238) 64,8 (228) Только 13,6 − 18,4 0,60 − 28,00 2,17 − 2,40 26,9 − 61,37 коллекторы 15,7 (67) 6,17 (67) 2,25 (67) 41,34 (67)
Залежи Ватьеганского месторождения преимущественно структурного, структурнолитологического и тектонически-экранированного типа [9].
Если ранее залежь пласта ЮВ1 представлялась в пределах участка как единая структура второго порядка, то по результатам бурения скважин она представляется в настоящее время разбитой на отдельные локальные куполовидные поднятия. В результате опытно-промышленных работ были установлены малые нерентабельные притоки нефти из скважин и запасы нефти по ЮВ1 были практически полностью выведены за баланс [5]
Запасы углеводородного сырья по Ватьеганскому месторождению в ГКЗ СССР и РФ представлялись дважды: в 1986 г. и 2001 г. (протокол ГКЗ № 669 от 01.08.2001 г.).
В оперативном порядке после 2001 г. запасы уточнялись практически ежегодно (таблица 3) [12].
Таблица 3
Оценка запасов и увеличение запасов по объекту ЮВ1 [12] Пласт Категория Площадь Нефтенасыщ. Кп Кн Нач.запасы нефти
запасов тыс.м2 толщина д.е д.е тыс.т
м ЮВ1 ГКЗ 2001 2001 Тыс.м2 2001 М 2001 2001 2001 тыс.т
Отчет 2014 2014 % 2014 % 2014 2014 2014 % ЮВ11 ВС1+С2 362829 402512 3,2 3,9 0,17-0,18 0,49-0,58 74396 238228 ЮВ12 ВС1+С2 765341 110,9 7,1 121,9 0,17 0,49 312624 320,2
2 ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
В основу работы положены материалы, полученные во время производственной практики:
- карта фактов (Рисунок 8)
- фотографии керна 32 скважин, на основе которых составлено описание керна (суммарная мощность керна 254,7 м)
- фотографии керна в ультрафиолете 3 скважин
- результаты ФЕС пород по 33 скважинам
- результаты ГИС 33 скважин в формате las
- образцы пород пласта ЮВ1 для шлифов 33 скважин
- описание шлифов по 33 скважинам
Для того чтобы достроить интервалы колонок, не выраженных керном, необходимо было воспользоваться данными ГИС каротажей. Известный интервал керна был сопоставлен с соответствующим ему промежутком по глубине интервалом ГИС каротажа, в нашем случае ГК и ПС каротажами. На основе этих сопоставлений достраивались недостающие участки колонок, зная, что максимальные значения радиоактивности по ГК имеют глины, а минимальные – песчаники. Максимумам ПС каротажа соответствуют песчаники, минимумам – глины.
Для обработки материалов применена методика структурно-генетического анализа осадочных формаций, [24].
Для этого выполнены следующие действия:
1. По данным ПС каротажа установлены типы слоев пласта ЮВ1, реконструированы
обстановки их формирования и сделаны выводы о трансгрессивном,
трансгрессивно-регрессивном или регрессивном ходе процесса их накопления.
Для этого в качестве основы использована структурно-генетическая типизация
слоев эпиконтинентальных терригенных сероцветных формаций [24].
2. В разрезах выделены трансгрессивно-регрессивные последовательности слоев –
циклотемы, которые являются случайными вертикальными сечениями
трехмерных геологических тел – парагенераций, формирующихся в течение
одного цикла подъема и падения относительного уровня моря. Разрезы
скоррелированны, по кривым колебания уровня моря, построенным для каждой
скважины (приложение 1-2).
Рисунок 8 Карта фактов Ватьеганского месторождения
( ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть») 1 – граница лицензионного участка, 2 – граница месторождения, 3 — скважины
3. Анализ слоевой структуры установленных циклотем позволил составить идеальную (содержащую все слои) циклотему, затем, разработать седиментологическую модель ее формирования и создать обобщенные структурно-генетические профили парагенераций, образующих пласт ЮВ1 верхней части васюганской свиты Ватьеганского месторождения для выявления особенностей изменения морфологии и мощности песчаных тел. 4. Построение схем изопахит для песчаных тел продуктивного пласта ЮВ1, позволило оценить особенности их формы и ориентировку в пространстве. 5. Составлена серия палеогеографических схем для узких временных интервалов, соответствующих 5 регрессивным максимумам времени формирования пласта ЮВ1 и 5 трансгрессивных максимумов. 6. Составлена серия схем эффективной пористости и проницаемости песчаных тел, соответствующие 5 трансгрессивным и 5 регрессивным максимумам времени формирования пласта ЮВ11 Ватьеганского месторождения.
3 РЕЗУЛЬТАТЫ
3.1 Структурно-генетические типы слоев
3.1.1 Слои открытого глубоководного шельфа (Х)
Тип ХА (Рис. 9).
Слои образованы темно-серым аргиллитом с довольно отчетливой горизонтальной слойчатостью, которая может намечаться тонкими слойками алевролита серого. Подошва и кровля слоя могут быть осложнены текстурами биотурбации. По всему слою часто встречается тонкая вкрапленность сульфидов.
Формирование слоя происходило на участках открытого шельфа расположенных глубже базы воздействия волн (зона X –в пределах нее седиментация происходит ниже базы волнений. Здесь доминируют процессы осаждения из взвеси тонких частиц, а более крупные фрагменты перемещаются либо мутьевыми потоками, либо придонными течениями) в результате трансгрессивно-регрессивных процессов осадконакопления. Вначале, при постепенном снижении динамики среды увеличивалась доля пелитового материала, что соответствует началу трансгрессии моря, в момент времени, соответствующего максиму трансгрессии, образовался наибольший интервал, полностью состоящий из глинистого алевролита, далее, при повышении динамики среды, доля пелитового материала уменьшается, что соответствует регрессии моря.
Рисунок 9 Слои типа ХА темно-серые глинистые аргиллиты с отчетливой горизонтальной
слойчатостью (скважина 4150)
3.1.2 Слои открытого мелководного шельфа (Y)
Тип YB-I (Рис. 11).
Тонкое линзовидно-полосчатое чередование алевролитов от мелко до крупнозернистых глинистых темно серых (их доля уменьшается к кровле) и песчаников светло-серых тонко-мелко-зернистых (доминируют) с волнистой слойчатостью, намечаемой тонкими глинистыми намывами. Преобладающий размер зерен 0,01 – 0,10 мм. Зерна изометричные, реже угловатые (рис. 10).
Сортировка средняя. Цемент карбонатный поровый. Встречаются крупные удлиненные формы растительного детрита.
Здесь может присутствовать мелкая единичная галька глинисто-алевритовых пород. В пределах слоя снизу вверх наблюдается постепенное увеличение мощности песчаников. Часто слои осложнены текстурами биотурбации осадка, содержат ходы илоедов, обугленные остатки растительности и включения пирита. Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 0,16 – 5,5%, коэффициент проницаемости от 0,01*10-3мкм2 до 0,95*10-3мкм2. Кп.эф.ср=1,6%., Кпр.ср=0,14*10-3мкм2.
Накопление слоя происходило в пределах открытого шельфа в зоне воздействия волнений (зона Y).
Под действием волнений происходила сортировка вещества. При этом возникала серия небольших подводных песчаных валов, между которыми располагались заиливающиеся впадины (зона «лоскутных песков»).
Увеличение динамики среды приводило к общему увеличению доли песчаной составляющей к верху слоя что соответствует развитию регрессии.
Рисунок 10 Алевролиты слоя типа YB-I. Слева шлиф без анализатора, справа — с
анализатором (скважина 5729)
Рисунок 11 Слой типа YB-I. Отчетливое линзовидно-полосчатое чередование алевролитов темно-серых (доминируют внизу) и песчаников тонко-мелкозернистых светло серых (их количество увеличивается к кровле слоя).
В нижней части слоя видны ходы
илоедов (Скважина 5968)
Тип YB-II (Рис. 12).
Тонкое линзовидно-полосчатое чередование песчаников светлосерых тонко-мелко зернистых (доминируют) и алевролитов глинистых темно-серых (их доля увеличивается кверху), преобладающий размер частиц 0,01 – 0,09 мм. Зерна изометричные. Сортировка хорошая. Цемент поровый, слюдисто-карбонатный. Встречаются крупные удлиненные формы растительного детрита (рис.13).
Прослеживается общее увеличение размера частиц от подошвы к кровле. Снизу вверх наблюдается постепенное увеличение мощности псаммитовой части. Присутствуют ходы илоедов и обугленные растительные остатки. Подошва слоя пологоволнистая. Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 0,20 – 4,9%, коэффициент проницаемости от 0,01*10-3мкм2 до 0,96*10-3мкм2. Кп.эф.ср=1,6%., Кпр.ср=0,18*10-3мкм2.
Очевидно, формирование слоя происходило в пределах открытого шельфа в зоне воздействия волнений (зона Y).
Уменьшение доли псаммитовой составляющей к верху слоя указывает на увеличение глубины акватории при развитии трансгрессии.
Рисунок 12 Слои типа YB-II. Тонкое линзовидно-полосчатое чередование алевролитов глиинистых темно-серых и песчаников тонко-мелко-зернистых светло-серых (их доля уменьшается кверху).
В алевролитах отчетливо видны ходы илоедов. (скважина
5749)
Рисунок 13 Алевролиты слоя типа YB-II. Слева шлиф без анализатора, справа – с
анализатором (скважина 2072)
Тип YB-III (Рис.14).
Тонкое линзовидно-полосчатое чередование песчаников мелкозернистых светло-серых (несколько преобладают) и алевролитов глинистых темносерых (их доля сокращается к верху).
Встречаются ходы илоедов. Отчетливый пологоволнистый контакт. У подошвы и у кровли часто проявлены текстуры оползания и подворота слойков (Рис.15).
Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 1,20 – 1,6%, коэффициент проницаемости от 0,05*10-3мкм2 до 0,09*10-3мкм2. Кп.эф.ср=1,4%., Кпр.ср=0,07*10-3мкм2.
Формирование слоя происходило в пределах открытого шельфа в зоне ослабленного воздействия волнений (зона Y).
Высокая динамика среды с увеличением доли песчаного материала приводили к регрессии.
Рисунок 14 Слои типа YB-III. Тонкое линзовидно-полосчатое чередование алевролитов темно-серых и песачников тонко-мелко-зернистых светло-серых. Нижний и верхний контакты отчетливые, пологоволнистые. По слою текстура взмучивания и
подворота слойков. Многочисленные ходы илоедов. (Скважина 2554)
Рисунок 15 Слои типа YB-III (текстура подворота слойков) (Скважина 3331)
Тип YC-II (рис.17).
Песчаник тонко-мелко-зернистый светло серый, кварцевый, в основании взмученная текстура, возможны единичные гальки глинисто-алевритовых пород (рис.18).
В средней части песчаник мелкозернистый, с волнистой слойчатостью. Сортировка хорошая. Зерна изометричные. Цемент базальный, карбонатно-слюдистый, реже поровый (рис.16).
Здесь встречаются разнонаправленные ходы илоедов, остатки разнообразной фауны. Мелкобугристая кровля, часто нарушенная биотурбациями. Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 2,7 – 5,9%, коэффициент проницаемости от 0,01*10 мкм2 до 0,40*10-3мкм2. Кп.эф.ср=2,9%., Кпр.ср=0,17*10-3мкм2.
Накопление слоя происходило на фоне повышения относительного уровня моря (трансгрессия) в зоне воздействия волнений (зона Y).
На начальных этапах, в умеренно и высокодинамичной среде, быстро накапливался материал, переносимый из зон заселенных морским бентосом. Затем, по мере увеличения глубины скорость седиментации снижалась, так же снижалась и динамика среды, что приводило к трансгрессии.
Рисунок 16 Кварцевый песчаник слоя типа YC-II. Слева шлиф без анализатора, справа – с
анализатором (скважина 5729)
Рисунок 17 Слои типа YC-II песчаник тонко-мелко-зернистый с отчетливой волнистой слойчатостью, по слою единичные гальки глинисто-алевритовых пород. В кровле
разнонаправленные ходы илоедов. (скважина 3569)
Рисунок 18 Слои типа YC-II (гальки глинисто-алевритовых пород) (скважина 3119)
Тип YC-III (рис.19).
Песчаник тонко-мелко-зернистый, кварцевый, светло-серый с гранулометрическим максимумом в средине. Зерна угловатые, реже изометричные (рис.20а).
Сортировка хорошая. Цемент слюдисто-карбонатный, поровый, реже базальный. В нижней части полого- и мелковолнистая слойчатость, намечаемая углисто-глинистыми намывами. Выше слойчатость становится косой разнонаправленной, намечаемой незначительным изменением гранулометрии. Часто присутствуют остатки наземной растительности (рис.20б) и разнообразная фауна (брахиоподы, пелециподы…) Нижний контакт пологоволнистый, верхний – бугристый. Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 0,2 – 12,5%, коэффициент проницаемости от 0,01*10-3мкм2 до 46,53*10-3мкм2. Кп.эф.ср=5,3%., Кпр.ср=1,9*10-3мкм2.
Формирование слоя происходило в мелководной части зоны Y. Материал, переносимый с побережья, перемещался и сортировался под действием волнений, образуя довольно крупные перемещающиеся аккумулятивные формы рельефа (подводные валы, косы).
Повышение динамики среды приводило к развитию регрессии.
Рисунок 19 Слой типа YC-III песчаники тонко-мелко-зернистые с гранулометрическим максимумом в центре слоя. По слою не отчетливая волнистая слойчатость. Нижний контакт волнистый, верхний – бугристый (скважина 5380)
Рисунок 20а Кварцевый песчаник слоя типа YC-III. Слева шлиф без анализатора, справа –
с анализатором (скважина 9033)
Рисунок 20б Кварцевый песчаник слоя типа YC-III. Наблюдается крупный вытянутый
растительный остаток. Слева шлиф без анализатора, справа – с анализатором (скважина
5393)
Тип YC-IV (рис.21).
Песчаник тонко- мелко-зернистый светло серый, в основании взмученная текстура или неотчетливая косая слойчатость, возможны единичные гальки глинисто-алевритовых пород. В прикровельной части песчаник тонко-мелкозернистый, с волнистой слойчатостью. Здесь встречаются разнонаправленные ходы илоедов, углистоглинистые намывы, остатки стеблей и листьев растений. Коэффициент эффективной пористости находится в интервале от 0,4 – 2,5%, коэффициент проницаемости от 0,01*10 мкм2 до 0,11*10-3мкм2. Кп.эф.ср=1,6%., Кпр.ср=0,04*10-3мкм2.
Накопление слоя происходило на фоне понижения относительного уровня моря (регрессия) в зоне воздействия волнений (зона Y).
По мере уменьшения глубины скорость седиментации увеличивалась, так же повышалась и динамика среды, что приводило к регрессии.
Рисунок 21 Слой типа YC-IV песчаник тонко-мелко-зернистый светло-серый с волнистой слойчатостью. В нижней части слоя гальки глинисто-алевритовых пород. Встречаются углистые намывы, а также обугленные остатки растений (Скважина 5380)
3.2 Циклотемы
Рассматриваемый стратиграфический интервал образуют пять трансгрессивнорегрессивных слоевые последовательности – циклотемы, мощностью от 1 до 20 метров. При корреляции частных разрезов в качестве репера принята подошва барабинской глинистой пачки, которая перекрывает пласт ЮВ1 и уверенно выделяется по каротажу (резкий скачок ГК) (приложения 1-2).
В результате корреляции были установлены изохронные уровни, соответствующие трансгрессивным максимумам каждого цикла седиментации и определено, что продуктивный пласт ЮВ1 образуют 5 парагенераций – системы слоев, которые образуются в процессе заполнения осадкоемкого пространства, которое представляет собой разницу между поверхностью отрицательной формы рельефа и профилем равновесия. Это позволило составить наиболее полную (идеальную) циклотему, которая отражает все типы слоев, установленных в пласте ЮВ1 (рис.22).
Такая циклотема могла формироваться в результате трансгрессивно-регрессивного функционирования седиментационной системы открытого побережья. Особенности подобных обстановок терригенного осадконакопления в современных мелководных морях и возможности их использования для реконструкции генезиса древних осадочных формаций подробно рассмотрены в работе [24].
Анализ слоевой структуры всех скважин позволил составить идеальную циклотему, в которой все установленные типы слоев пласта ЮВ1 образуют единую трансгрессивнорегрессивную последовательность (рис.22).
Ее структурная формула:
YC-II → YB-II → XA → YB-I → YC-III → YB-III → YC-III → YB-III
Формирование такой циклотемы, вероятно протекало таким образом:
В начале трансгрессии при перемыве отложений, образовавшихся на максимуме регрессии, на участках мелководного шельфа накапливался псаммитовый материал, образовывались слои типа YC-II. За счет дальнейшего увеличения глубины слой 1 сменяют сначала чередование алевролитов и песчаников, затем YB-II пояса лоскутных песков, который занимал дистальную часть зоны Y между базами штормовых и нормальных волн, а затем накапливались алевропелиты слоя XА, которые осаждались из взвеси на участках шельфа, расположенных ниже базы волнений. В результате падения уровня моря алевропелиты (XA) глубоководного шельфа сменяют чередования алевролитов и песчаников (слой YB-I), а потом и песчаные отложения (слой YC-III), пояса подводных валов, который представлял собой отмель в пределах которой под действием постоянных волнений или приливно-отливных течений формировались системы подводных валов. На регрессивной фазе развития бассейна, при медленном перемещении подводного вала под действием умеренных волнений накапливались слои типа YC-III. Между песчаными валами, в их волновой тени, накапливались слои чередований песчаников и алевролитов межваловых депрессий (YB-III).
Рисунок 22 Идеальная (полная) циклотема интервала пласта ЮВ1
В результате такого трансгрессивно-регрессивного цикла седиментации формировалось геологическое тело – парагенерация, особенности строения которой, в сечении перпендикулярном береговой линии, отражает седиментологическая модель, представленная на рисунке 23. Рисунок 23 Седиментологическая модель формирования циклотем интервала пласта ЮВ1.
Она позволяет понять причины отклонений слоевой структуры наблюдаемых в разрезах Ватьеганского месторождения циклотем (случайных вертикальных сечений парагенераций) от идеальной последовательности, в связи с различиями протекания процесса слоеобразования в разных частях осадочного бассейна в течение одного трансгрессивнорегрессивного цикла.
3.3 Палеогеография
Для выявления закономерностей пространственно-временных взаимоотношений отложений разного генезиса построено 4 литолого-генетических профиля (рис.24).
Рисунок 24 Расположение литолого-генетических профилей на карте месторождения
1 – граница лицензионного участка, 2 – граница месторождения, 3 – разведочные
скважины, 4 – профиль №1, 5 – профиль №2, 6 – профиль №3, 7 – профиль №4
На профилях (рис.25-28), которые вместе по существу образуют литологогенетическую 3D модель интервала продуктивного пласта ЮВ1, видно, что рассматриваемый интервал разреза сформировался в результате пяти трансгрессивно-регрессивных циклов, которые образуют общую трансгрессивную последовательность. За первый трансгрессивнорегрессивный цикл сформировался пласт ЮВ12, за последующие четыре цикла колебания уровня моря шло формирование пласта ЮВ11.
Трансгрессивные фазы циклов маркирует сокращенное количество отложений песчаных отмелей, а местами и полное их отсутствие, широкое распространение чередования алевролитов и песчаников пояса лоскутных песков и алевропелитов глубоководного шельфа.
Формирование основной массы песчаных слоев происходило в течение регрессивных фаз седиментационных циклов. При этом возникали и эволюционировали песчаные отмели, состоящие из песчаных валов и заиливающихся межваловых депрессий. Стоит отметить, что весьма сложное строение продуктивных пластов ЮВ11 и ЮВ12 связано с существенными изменениями мощности песчаных слоев, их многочисленными латеральными замещениями чередованиями песчаника и алевролита межваловых депрессий и лоскутных песков.
С юга-востока на северо-запад побережье постепенно сменяется глубоководьем.
Из 1 и 2 литолого-генетических профилей (рис.25, 26), расположенных вдоль береговой линии видно, что слои довольно таки выдержаны по мощности, но существуют многочисленные латеральные замещения, характерные как для пласта ЮВ11, так и для ЮВ12 на Ватьеганском месторождении. Профиль 2 (рис.26), расположенный ближе к берегу имеет более мощные пачки песчаников, в профиле 1 (рис.25) же доминируют пелитовые и алевропелитовые слои.
Профили 3 и 4 (рис.27, 28) построены вкрест простирания береговой линии. По ним можно отметить для пласта ЮВ11, что с северо-запада к юго-востоку (то есть в направлении к берегу) увеличиваются мощности песчаников, уменьшаются мощности алевропелитов, а аргиллиты исчезают вовсе. Так же присутствуют латеральные замещения. Что касается пласта ЮВ12, то надо отметить, что такой яркой зависимости, как у пласта ЮВ 11, нет, мощности песчаников, относительно выдержаны, а из профиля 4 видно, как мощности песчаных отложений уменьшаются с северо-запада на юго-восток.
Кроме того, был произведен анализ распределения изменения мощности песчаных тел по всем скважинам в интервале пласта ЮВ1. По этим данным построены схемы изопахит для песчаников. К примеру, в скважине № 5984 суммарная мощность песчаников достигает 3,4 м и напротив в скважине № 9033 их мощность составляет 24,1 м.
На схемах отчетливо выделяются вытянутые области повышенных мощностей песчаных тел, что подтверждает предположение о существовании во время формирования пласта ЮВ1 системы песчаных отмелей. Их ориентировка намечается параллельно береговой линии. На схемах 2-7 (рис.29) видно, береговая линия простирается с юга-запада на северовосток, вследствие этого и песчаные тела пластов вытянуты в этом же направлении (схемы 2, 4-10 (рис.29)).
Oбломочный материал, очевидно, перемещался с преимущественно с югавостока на северо-запад.
Рисунок 25 Литолого-генетический профиль 1, построенный вдоль береговой линии 1 – аргиллиты и алевролиты пояса илов, 2 – чередование аргиллитов, алевролитов и песчаников пояса лоскутных песков, 3 – песчаники пояса
подводных песчаных отмелей Рисунок 26 Литолого-генетический профиль 2, построенный вдоль береговой линии
Условные обозначения смотри на рисунке 21 Рисунок 27 Литолого-генетический профиль 3, построенный перпендикулярно береговой линии
Условные обозначения смотри на рисунке 21 Рисунок 28 Литолого-генетический профиль 4, построенный перпендикулярно береговой лини
Условные обозначения смотри на рисунке 21 Рисунок 29 Палеогеографическая ситуация формирования пласта ЮВ1
Рисунок 29 продолжение 1 — трансгрессивно-регрессивная кривая, 2 — максимум трансгрессии, 3 — максимум регрессии, 4 — зона глубоководного шельфа, 5 — пояс лоскутных песков, 6 — пояс подводных песчаных
отмелей.
Из палеогеографических схем (рис.29), построенных для трансгрессивных и регрессивных максимумов, видно, что на протяжении всего времени формирования пласта происходила общая регрессия моря. На фоне общего уменьшения уровня моря на регрессивных максимумах формировались обширные песчаные отмели, которые от 1 к 5 циклу постепенно продвигалась к северозападу, тем самым увеличивая площадь распространения песчаников, на трансгрессивных максимумах еще лучше прослеживается общая регрессия моря: от 1 к 5 циклу можно заметить, что глубоководье постепенно сменяется мелководьем и даже появляются песчаные отмели. Однако стоит отметить, что в течении первого трансгрессивно-регрессивного цикла происходило формирование пласта ЮВ12, а течении последующих четырех циклов формировался пласт ЮВ11.
В результате постоянного перемещения аккумулятивных песчаных форм под действием волнений в течение каждой фазы формировались тела, представляющие собой чередование многократно выклинивающихся песчаных слоев (отложения подводных валов) и линз чередований алевропелитов и псаммитов (отложения межваловых депрессий).
Помимо построения палеогеографических ситуаций со схемами изопахит для песчаников был произведен анализ их фильтрационно-емкостных свойств для пласта ЮВ11. Для этого были построены схемы эффективной пористости и проницаемости (рис. 30-33).
В процессе работы выявлена зависимость улучшения фильтрационно-емкостных свойств (эффективной пористости и проницаемости) от мощности песчаных пластов. Чем больше мощность песчаников, тем лучше их эффективная пористость и проницаемость, то есть лучше их коллекторские свойства. Хоть зависимость эта не жесткая (есть отклонения), однако по большей части она ясно выделяется.
Рисунок 30 Схемы изопахит, эффективной пористости и проницаемости на R2max Рисунок 31 Схемы изопахит, эффективной пористости и проницаемости на T3max и R3max Рисунок 32 Схемы изопахит, эффективной пористости и проницаемости на T4max и R4max Рисунок 33 Схемы изопахит, эффективной пористости и проницаемости на T5max и R5max
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Изученный пласт ЮВ1 верхневасюганской свиты на Ватьеганском месторождении образуют 7 структурно-генетических типов слоев.
Было установлено, что пласт ЮВ1 сформирован в результате 5 трансгрессивнорегрессивных циклов колебаний уровня моря, причем в течении первого цикла формировался пласт ЮВ12, а в течении последующих четырех – пласт ЮВ11.
По этим трансгрессивно-регрессивным последовательностям разрезы были скорреллированы и установлены изохронные уровни, соответствующие трансгрессивным и регрессивным максимумам.
Каждый цикл приводил к формированию геологического тела – парагенерации, особенности строения которой определяют различия протекания процесса слоеобразования в разных частях осадочного бассейна в течение одного трансгрессивно-регрессивного цикла.
Анализ составленных литолого-генетических профилей, схем изопахит для песчаников и палеогеографических схем позволяют считать, что песчаные тела пласта ЮВ1 сформировались на регрессивных фазах седиментации. Они представляют собой чередование многократно выклинивающихся песчаных слоев (отложения подводных валов) и линз чередований алевропелитов и псаммитов (отложения межваловых депрессий).
По латерали песчаные слои замещают тонкие чередования алевропелитов и псаммитов, которые являются отложениями более глубоководной зоны лоскутных песков. Размеры песчаных тел последовательно увеличиваются от первого цикла к последнему, что отражает развитие общей регрессии.
Удлиненные песчаные линзы пласта ЮВ1 вытянуты преимущественно с юга-запада на северо-восток, что соответствует направлению береговой линии.
Область мобилизации песчаного материал в это время представляла собой сушу, которая располагалась на юго-востоке за пределами месторождения.
Анализ составленных схем изопахит для песчаников, схем эффективной пористости и проницаемости песчаников позволил прийти к выводу о существовании прямой зависимости коллекторских свойств (эффективной пористости и проницаемости) песчаных тел от их мощности. Таким образом, наилучшими коллекторскими свойствами (эффективной пористостью и проницаемостью) обладают участки песчаников с наибольшей мощностью.
Коллекторы пласта ЮВ11 Ватьеганского месторождения обладают низкими коллекторскими свойствами и относятся к IV и V классам коллекторов по классификации Ханина. От этого, можно предполагать бурение скважин, в тех зонах, где коллекторские свойства пород наилучшие. Анализ таких зон представлен на рисунке 30. На предоставленной схеме видно, что наиболее перспективные участки находятся на юге и юго-западе Ватьеганского месторождения.
Рисунок 34 Схема распространения перспективных коллекторов пласта ЮВ11 1 – граница лицензионного участка, 2 – разведочные скважины, 3 – перспективный коллектор (мощность > 5м, эффективная пористость > 5,8%, проницаемость > 1*10 -3 мкм2), 4 – возможный коллектор (мощность > 3м, эффективная пористость > 0,5%, проницаемость > 1*10-3 мкм2), 5 – не коллектор (мощность < 3м, эффективная пористость < 0,5%, проницаемость < 1*10-3 мкм2)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/kogalyimskoe-mestorojdenie/
