Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

• Определения, обозначения и сокращения
• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 1.1 Географо-экономический очерк
• 1.2 Геолого-геофизическая изученность
• 2. Геологическое строение района работ
• 2.1 Стратиграфия
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.3.1 Свойства пластового флюида
• 2.3.2 Запасы нефти и растворенного газа
• 2.4 Гидрогеология
• 3. Геологическое строение, анализ состава и коллекторских свойств продуктивного пласта Ю₁⁰ Первомайского месторождения
• 3.1 Характеристика объекта исследования
• 3.2 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю₁⁰
• 3.2.1 Гранулометрический состав
• 3.2.2 Петрографический состав
• 3.3 Коллекторские свойства продуктивного пласта Ю₁⁰
• 4. Охрана окружающей среды
• 4.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнений
• 4.2 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов
• 4.3 Охрана почв
• 4.4 Мероприятия по охране недр
• 4.5 Общая экологическая характеристика месторождения
• Заключение
• Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения

В настоящей работе применены следующие термины с соответствующими определениями:

1 месторождение: Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

2 залежь: Естественное локальное единичное скопление углеводородов в одном или группе пластов.

3 пласт: Форма залегания однородной осадочной горной породы, ограниченной двумя более или менее параллельными поверхностями.

4 нефть: Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп.

5 растворенный газ: Природная смесь углеводородных и не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в растворенном в нефти или воде состоянии.

6 пористость: Наличие в горной породе пор (пустот).

7 проницаемость: Способность горной породы пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давления.

8 нефтенасыщенность: Объем нефти, содержащийся в пустотном пространстве пласта-коллектора.

9 корреляция: Выделение в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи.

10 геологические запасы: Запасы месторождений (залежей), находящиеся в недрах.

11 извлекаемые запасы: Часть геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр.

геологическое строение литологический состав

12 подсчетный план: Основной графический документ при подсчете запасов, построенный на основе структурной карты по кровле пласта или первого проницаемого пропластка.

13 эффективная толщина: Сумма толщин пропластков пород-коллекторов.

14 структурная карта: Графическое изображение в горизонталях поверхности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта.

15 карта толщин (изопахит): Карта равных толщин, показывающая закономерность изменения толщины пласта.

В настоящей работе применены следующие сокращения:

а. о. — абсолютная отметка;

БК — боковой каротаж;

БЭЗ — боковое электрическое зондирование;

ВНЗ — водонефтяная зона;

ВНК — водонефтяной контакт;

ГИС — геофизические исследования скважин;

ГК — гамма-каротаж;

ДНС — дожимная насосная станция;

ЗВ — загрязняющие вещества;

ЗСП — Западно-Сибирская плита;

ИД — индикаторная диаграмма;

ИК — индукционный каротаж;

КВД — кривая восстановления давления;

МОВ — метод отраженных волн;

МОГТ — метод общей глубинной точки;

МЭД — мощность экспозиционной дозы;

НГК нейтронный гамма каротаж;

НЗ — нефтяная зона;

ОГТ — общая глубинная точка;

ОМП — общий метод профилей;

ПКЭМ — программа комплексного экологического мониторинга;

ПС — каротаж методом потенциалов самопроизвольной поляризации;

скв. — скважина;

с/п — сейсморазведочная партия;

ТГТ — Томский геофизический трест;

УВ — углеводородное вещество;

УПСВ — установка предварительного сброса воды;

ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства;

262Р — разведочная скважина 262;

Первомайское нефтяное месторождение, являющееся одним из наиболее крупных в Томской области, открыто в 1969 г. поисковой скважиной 260.

Разведочные работы в период с 1969 по 1976 гг. проведены Томским территориальным геологическим управлением. Основным промышленно нефтеносным на месторождении является песчаный пласт надугольной толщи васюганской свиты, проиндексированный как Ю₁⁰. В 1976 году на месторождении произведен подсчет запасов нефти и растворенного газа, запасы утверждены в ГКЗ (протокол ГКЗ СССР № 7720 от 03.11.76 г.). Месторождение признано подготовленным к промышленному освоению и в 1981 году введено в промышленную разработку. К 1991 году более 90% площади нефтеносности было охвачено эксплуатационным бурением. Из утвержденных 793 эксплуатационных скважин на тот момент было пробурено 652. Это послужило основанием для пересчета на Первомайском месторождении запасов нефти и газа. В 1995 году утверждена новая технологическая схема разработки месторождения.

В настоящее время Первомайское месторождение находится в стадии снижающейся добычи и остро стоит вопрос о поисках новых запасов нефти, в первую очередь в непосредственной к нему близости.

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Географо-экономический очерк

Первомайское месторождение нефти в административном отношении своей большей площадью расположено в Каргасокском районе на западе Томской области и лишь его северо-западная часть относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа (рис. 1.1).

В геолого-тектоническом отношении оно приурочено к Каймысовскому своду — одной из крупных положительных структур юго-восточной части Западно-Сибирской плиты.

Географически месторождение находится на водоразделе левых притоков реки Оби: Малого и Большого Еганов, текущих в северо-западном направлении, и Васюгана, текущего на восток. Гидрографическая сеть района представлена реками Елленкулун-Ях, Катыльга и их притоками, имеющими сильно меандрирующие русла и большую площадь водосбора.

Климат района континентально-циклонический с продолжительной холодной зимой и относительно коротким жарким летом. Среднегодовая температура составляет +3⁰С, среднемесячная наиболее теплого месяца — июля — +17,3⁰С. Наиболее холодного — января — 21⁰С. Абсолютный максимум температур достигает +32⁰С, минимум — 55⁰С. Глубина промерзания грунта на залесенных участках достигает 1,5−2 м. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 244 суток. Территория месторождения представляет собой слабопересеченную сильно заболоченную равнину, покрытую лесной, болотной и реже луговой растительностью (рис. 1.2). Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от +64 до +114 м.

По количеству выпадающих атмосферных осадков (350−630 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения, их распределение по месяцам неравномерное, максимум приходится на июль-август и декабрь-январь. Ледостав на реках происходит во второй половине октября, а вскрытие — в начале мая. Озера замерзают раньше и вскрываются позже.

Мощность снегового покрова на открытых местах составляет 0,4−0,6 м, в залесенных — до 2 м. Вечно мерзлотные породы в районе отсутствуют. Преобладающими ветрами являются северо-западные и юго-западные, их скорость иногда достигает 20−25 м/сек. Северные ветры, как зимой, так и летом приносят резкое похолодание.

Ближайшим наиболее крупным населенным пунктом является город Стрежевой — центр нефтедобывающей промышленности Томской области. Он расположен в 215 км северо-восточнее Первомайского месторождения. В городе базируется акционерное общество «Томскнефть» со всеми вспомогательными службами, а также НГДУ «Стрежевойнефть» и НГДУ «Васюганнефть», ведущее разработку месторождения.

Вахтовый поселок Пионерный, обслуживающий группу васюганских месторождений, включая и Первомайское, расположен от последнего в 35 км восточнее. Районный центр село Каргасок расположен в 290 км к востоку, на берегу реки Оби, а город Томск, являющийся крупным промышленным и культурным центром, а также железнодорожным узлом, находится в 640 км юго-восточнее Первомайского месторождения.

Плотность населения района крайне низкая. Основное население составляют русские, в меньшей степени — ханты, манси, украинцы, татары, немцы. Население сосредоточено, в основном, в поселках вдоль реки Васюгана и в вахтовых поселках нефтяников.

В Каргасокском районе, в его западной части (в Привасюганье), развиты, в основном, нефтедобывающая и лесная промышленность, пушной промысел, геологоразведочная деятельность. Здесь сконцентрированы нефтяные и газовые месторождения, часть из которых разрабатывается. Помимо Первомайского месторождения в группу разрабатываемых васюганских месторождений входят близрасположенные Катыльгинское, Западно-Катыльгинское, Оленье, Озерное, Лонтынь-Яхское месторождения. Нефть этих месторождений поступает по нефтепроводу Пионерный-Раскино в магистральный нефтепровод. Все месторождения, включая и Первомайское, связаны с городом Стрежевым бетонной автодорогой и обеспечены электроэнергией с помощью ЛЭП. Помимо Стрежевого бетонная дорога связывает вышеназванные месторождения с южными разрабатываемыми месторождениями — Игольско-Таловым, Крапивинским и другими. Кроме бетонных дорог широкое применение находят зимние дороги («зимники»), которые позволяют доставлять буровое оборудование и материалы в зимнее время.

Доставку грузов можно осуществлять и речным путем по рекам Оби и Васюгану до поселка Катыльга, где оборудована специальная грузовая пристань. Период навигации по рекам длится с конца апреля до середины октября.

Строительные материалы для обустройства буровых — песок, глина, гравий, лес — имеются непосредственно на территории работ. Источниками питьевого и технического водоснабжения могут служить как естественные водоемы (речки, озера), так и специальные водозаборные скважины глубиной до 100−200 м, пробуренные непосредственно в пределах буровых.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Первые региональные геологические исследования на территории Западной Сибири начаты в 1947 г. Западно-Сибирским геологическим управлением. В период 1947;1954 гг. проведена геологическая съемка масштаба 1: 1 000 000, в результате которой коллективом геологов под руководством С. Б. Шацкого составлена геологическая карта Западно-Сибирской равнины с пояснительной запиской к ней.

Геофизические исследования в Западной Сибири начаты в 1948 г. Сибирским геофизическим трестом. На первом этапе (до 1961 г.) они носили, в основном, рекогносцировочный характер и выполнялись преимущественно региональными маршрутами. Территория была покрыта аэромагнитной и гравиметрической съемкой. По результатам работ составлены схематические структурно-тектонические и прогнозные карты, давшие представление о строении мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, верхней части доюрского фундамента и простирании основных, наиболее крупных, структурно-тектонических элементов.

Последующие геофизические работы приобретают более конкретный целенаправленный, площадной и детальный характер.

Ниже, в таблице 1.1, в хронологической последовательности отражены основные моменты истории геолого-геофизической изученности и открытия Первомайского месторождения нефти.

Таблица 1.1 — Геолого-геофизическая изученность

2. Геологическое строение района работ

2.1 Стратиграфия

В геологическом строении района Первомайского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, на которых с несогласием залегают отложения различного литолого-фациального состава мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Отложения чехла, имеющие в данном районе общую мощность 2500−2800 м, залегают на образованиях палеозоя несогласно, со стратиграфическим перерывом.

Стратиграфическое расчленение разреза (рис. 2.1) проведено на основании данных глубокого бурения и корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 году в г. Тюмени, уточнявшихся и дополнявшихся в последующие годы. Описание верхнемеловых и палеогеновых отложений дано по материалам опорного и поисково-разведочного бурения на соседних площадях.

Палеозойская группа PZ

Палеозойские образования на Первомайском месторождении вскрыты рядом поисково-разведочных скважин. Глубина вскрытия палеозойских образований 2540−2671 м, вскрытая толщина 46−243 м.

Литологически верхняя часть палеозоя представлена различными типами пород. В большей степени это метаморфизованные осадочные породы — аргиллиты, алевролиты, песчаники.

В кровле палеозойской толщи иногда отмечается наличие коры выветривания, представленной каолинизированными выветрелыми глинистыми породами, трещиноватыми, иногда сидеритизированными, с базальной галькой грубообломочных пород фундамента. Толщина коры выветривания составляет 15−30 м.

К кровле палеозойских образований приурочен один из основных сейсмических отражающих горизонтов Ф₂.

Мезозойская группа MZ

Юрская система J

Отложения юрской системы на территории Первомайского месторождения подразделяются на три свиты — тюменскую, васюганскую и баженовскую.

Тюменская свита (нижняя + средняя) J₁₋₂ tm

Континентальные отложения тюменской свиты, занимающие самое нижнее положение в составе платформенного чехла, залегают на размытой и выветрелой поверхности палеозойско фундамента с резким угловым и стратиграфическим несогласием. Литологически эти отложения представлены неравномерным переслаиванием аргиллитов серых и темно-серых, иногда углистых, крепких алевролитов; песчаников серых, светло-серых, полимиктовых, разнозернистых, различной крепости и каменных углей небольшой мощности. Толщина свиты 220−290 м.

Васюганская свита J₂₋₃ vs

Морские песчано-глинистые отложения васюганской свиты трансгрессивно перекрывают тюменскую свиту и подразделяются на две подсвиты — нижнюю и верхнюю.

Нижневасюганская подсвита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, участками алевролитистыми, крепкими, иногда тонкоотмученными, плитчатыми. Мощность подсвиты от 14 до 26 м.

Верхневасюганская подсвита сложена преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов и составляет регионально нефтегазоносный продуктивный пласт Ю₁ — основной объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах Томской области. Его верхняя часть пласт Ю₁⁰ является объектом разработки на Первомайском месторождении. Пласт Ю₁⁰ представлен мелко-среднезернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина васюганской свиты колеблется от 60 до 80 м.

Баженовская свита J₃ dg

На отложениях васюганской свиты согласно залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления. Эти отложения, хорошо выдержанные и четко прослеживаемые, литологически представлены битуминозными аргиллитами темно-серыми с коричневатым оттенком до черных, участками тонкоплитчатыми, иногда алевритистыми.

К подошве свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IIа, являющийся одним из основных отражающих горизонтов в пределах Томской области, к кровле свиты — отражающий горизонт «Б».

Мощность свиты 10−15 м.

Меловая система K

Меловая система является наиболее значительной по мощности и полноте в составе платформенных отложений. Толщина ее составляет 1800−1900 м и представлена всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отдела. В составе системы выделяется восемь свит.

Куломзинская свита K₁ klm

Морские отложения куломзинской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с зеленоватым оттенком, иногда плитчатыми, участками — крепкими алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. Прослои песчаников и алевролитов отмечаются в нижней части свиты (ачимовская пачка) и в верхней части. Ачимовская пачка сравнительно более устойчива по простиранию, она прослеживается в северо-западной части Первомайского месторождения почти повсеместно. Пачка неоднородна, состоит из серии песчаных и алевритовых пластов, разделенных прослоями аргиллитов. Общая толщина ачимовской пачки — 53−75м. Толщина свиты 256−292м.

Тарская свита K₁ tr

Отложения тарской свиты морского режима и представлены в северо-западной части месторождения двумя мощными песчаными пластами. Песчаные пласты представляют собой сравнительно мощные монолитные тела, мощность 10−18м. Толщина свиты 76−80м.

Киялинская свита K₁ kls

Континентальные отложения киялинской свиты представлены неравномерным чередованием глин зеленовато-серых, буровато-серых, комковатых, в нижней части свиты аргиллитоподобных, крепких алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, слабосцементированных и крепких. Толщина свиты 413−430м.

Алымская свита K₁ al

Прибрежно-морские и морские отложения алымской свиты трансгрессивно залегают на континентальной толще киялинской свиты и имеют двучленное строение. Нижняя часть свиты сложена базальным песчаным пластом.

Песчаный пласт является региональным, а в ряде районов Томской области — продуктивным. В пределах Первомайского месторождения пласт хорошо развит и выдержан по площади, мощность его составляет 20−30м.

Толщина свиты — 70−84м.

Покурская свита K₁₋₂ pk

Сложена свита серыми, темно-серыми глинами, алевролитами и светло-серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками различной крепости. Внутри свиты по пачке аргиллитов проводится граница между нижним и верхним мелом, к которой приурочен отражающий сейсмический горизонт III.

Толщина свиты 717−736м.

В составе верхнемеловых отложений выделяется три свиты: кузнецовская, березовская и ганькинская. Литологически эти свиты представлены морскими отложениями, преимущественно глинами, мергелями, опоками.

Толщина этих отложений составляет 270−281м. К кузнецовской свите приурочен отражающий сейсмический горизонт IVв.

Кайнозойская группа KZ

Палеогеновая система P

Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу-вверх): талийкая, люлинворская и чеганская, а континентальная толща в некрасовскую серию.

Общая толщина палеогеновых отложений составляет 580−600м.

Четвертичные отложения Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевролитами и песками. Толщина отложений — 20−40м.

2.2 Тектоника

В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганский мегапрогиб и Нюрольская впадина, с востока Колтогорский мегапрогиб (рис. 2.2).

Каймысовский свод — одной из крупных положительных структур юго-восточной части плиты. Как и большинство региональных структур Западно-Сибирской плиты, Каймысовский свод является структурой унаследованного развития. По палеозойскому складчатому фундаменту ему соответствует Верхневасюганский антиклинорий, точнее его южная часть. Антиклинорий представляет собой приподнятую зону складчато-блоковых сооружений позднегерцинского возраста.

Каймысовский свод имеет сложное строение, осложнен рядом положительных структур II — го и III — его порядка, разделенных прогибами, седловинами, небольшими впадинами.

Структурами II — го порядка в пределах мегавала являются Катыльгинское, Карандашовское и Моисеевское куполовидные поднятия; Нововасюганский и Ларломкинские валы. Структуры III порядка (локальные поднятия) развиты как в пределах структур II порядка, так и в депрессионных зонах.

Рис. 2.1 Тектоническая карта Мезозойско-кайнозойского осадочного чехла

Локальные поднятия:

1. Коим-Лыхское 34. Южно-Моисеевское

2. Ларломкинское 35. Моисеевское

3. Восточно-Ларломкинское 36. Карасевское

4. Махнинское 37. Восточно-Моисеевское

5. Северо-Весеннее 38. Глуховское

6. Аэросейсмическое 39. Могутаевское

7. Весеннее 40. Восточно-Могутаевское

8. Первомайское 41. Кузырское

9. Южно-Первомайское 42. Поселковое

10. Оленье 43. Чворовое

11. Озерное 44. Центральное

12. Катыльгинское 45. Южно-Черемшанское

13. Дуклинское 46. Черемшанское

14. Лонтынь-Яхское 47. Ломовое

15. Волковское 48. Ледовое

16. Кельватское 49. Северо-Ледовое

17. Западно-Кельватское 50. Медвежье

18. Шахматное 51. Восточно-Ледяное

19. Нововасюганское 52. Ледяное

20. Восточно-Павловское

21. Павловское

Структуры II порядка:

22. Петровское

23. Восточно-Дальнее 1. Ларломкинский вал

24. Среднекельватское 2. Нововасюганский вал

25. Дальнее 3. Катыльгинское КП

26. Северо-Карандашовское 4. Карандашовское КП

27. Верхнедемьянское 5. Моисеевское КП

28. Яхское 6. Ледовое КП

29. Карандашовское 7. Черемшанское КП

30. Западно-Карандашовское 8. Куланигайская котловина

31. Долгое

32. Крапивинское

33. Тагайское

На структурном плане по отражающему сейсмическому горизонту IIа (верхняя юра) Каймысовский свод оконтуривается изогипсой — 2650 м.

Абсолютные отметки сводовых тектонических элементов на структурах II порядка составляют — 2300 — 2400 м, внутренние прогибы и впадины имеют отметки, сопоставимые с оконтуривающей изогипсой. — 2600 — 2650 м. Размеры Каймысовского свода составляют 215×60−112 км, амплитуда поднятия 350 м /8/.

Нововасюганский вал, в северной части которого находится Первомайское месторождение, расположен в центральной части Каймысовского свода и имеет субмеридиональное простирание. Размеры его по длинной оси составляют 90−95 км, по короткой — 15−30 км, амплитуда поднятия 200 м. Вал осложнен различного рода локальными элементами — поднятиями, структурными мысами, куполами, террасами и т. п. Первоначально Первомайское поднятие объединяло три смежных локальных поднятия, представляющих собой цепочку структур в северо-западной части Нововасюганского вала — Первомайское, Еллекулун-Яхское и Весеннее. Общая протяженность этих структур, расположенных вдоль вала, составляет около 40 км.

По периферии Первомайского поднятия расположен ряд положительных структур III порядка. К северо-востоку от него расположена группа Аэрокосмических поднятий, где свод самого северного, наиболее приподнятого и контрастного из них превышает отметку — 2280 м при оконтуривающей группу поднятий изогипсе — 2460 м. Образована она цепочкой локальных структурных осложнений, имеющей общее северо-западное простирание. Южная периклиналь существенно положе северной, крутой. Западнее Аэрокосмических поднятий расположена небольшая Мало-Махнинская структура, а далее к западу, обрамляя Первомайское поднятие с севера — Махнинская группа поднятий. Она в свою очередь также образована цепочкой из трех пологих структурных поднятий, имеющей северо-западное направление. Амплитуда поднятий достигает 50 м при оконтуривающей изогипсе — 248 м. К западу от северной периклинали Первомайского поднятия отделенные от нее нешироким плоским прогибом расположены узкие и контрастные Махнинская и Южно-Махнинская структуры, обрамленные малоамплитудными Восточно-Махнинским перегибом, размеры которого 5×3 км, амплитуда — 35 м, и Мало-Махнинской группой поднятий. В 10 км к юго-западу от Южно-Махнинской структуры расположено Ларломкинское поднятие. Пространство между ними осложнено Узловой группой поднятий, Северо-Террасной и Восточно-Террасной структурами, небольшими по площади и амплитуде. К восточному склону Ларломкинского поднятия примыкает Восточно-Крайнее поднятие.

Первомайское локальное поднятие является брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания. По оконтуривающей изогипсе основного отражающего горизонта IIа — 2400 м (рис. 2.3) поднятие имеет размеры 15×3−5 км, амплитуду — 70 м. Северо-западнее этой структуры выделялось еще одно локальное поднятие, ранее называвшееся Игайским, но затем эта структура утратила свое название и была включена в состав Первомайской. Это поднятие также оконтуривается изогипсой — 2400 м, размеры его 9×6 км, амплитуда — 55 м. В целом Первомайская структура оконтуривается изогипсой — 2410 м, имеет длину 24 км, ширину 4−6 км и общее северо-западное простирание /8/.

Северо-западнее Первомайской выделялась Еллекулун-Яхская структура, имеющая вид куполовидной складки, оконтуренная изогипсой — 2400 м с размерами 6×4,5 км, амплитудой 70 м. Простирание складки субмеридиональное. Как отдельная структура в настоящее время также утратила свое первоначальное название и включена в состав Весеннего локального поднятия, осложняя его юго-восточную часть.

Крайнее северо-западное положение в цепочке структур Первомайского месторождения занимает собственно Весеннее локальное поднятие, имеющее сложное строение и конфигурацию. Структура уверенно оконтуривается изогипсой — 2400 м, имеет длину около 12 км, ширину от 3−4 км в южной части до 10 км в северной. Амплитуда поднятия 55 м. Следующей изогипсой — 2410 м собственно Весеннее поднятие оконтуривается с Еллекулун-Яхским, образуя сравнительно крупную складку весьма сложного строения, длина которой составляет 16 км, ширина от 4 до 11 км, амплитуда — 80 м.

Северо-западная часть Весеннего поднятия представляет собой несколько обособленную структурную гряду или цепочку небольших поднятий с общим северо-восточным простиранием. Размеры этой поднятой зоны по оконтуривающей изогипсе — 2400 м составляют 9,5×2−3 км, амплитуда — 50 м. Южная часть ее осложнена структурным мысом субмеридионального простирания, который продолжает структурную гряду в южном направлении в зону сочленения с Западно-Весенним поднятием. Последнее, кстати, также имеет субмеридиональное простирание и является как-бы южным окончанием этой гряды. Западно-Весеннее поднятие по горизонту IIа оконтуривается изогипсой — 2450 м (рис 2.3), размеры его 7×1−2,4 км. Поднятие осложнено двумя небольшими куполами.

Следующая изогипса — 2460 м объединяет Западно-Весеннее поднятие с северо-западной частью Весеннего.

В целом для Первомайской, Весенней и Западно-Весенней структур замыкающей является сейсмоизогипса — 2480 м. Без проведения дополнительных разведочных работ нецелесообразно объединять залежи Западно-Весенней площади и Первомайского месторождения, так как седловина между ними имеет абсолютные отметки — 2465 м по подошве баженовской свиты (отражающий горизонт IIа), в то время как подошва нефтенасыщенной части пласта отбивается на отметке — 2448,6 м. В связи с этим в настоящей работе залежи Западно-Весенней и Первомайской площади представлены отдельно/6/.

Элементы разрывной тектоники присутствуют как в палеозойском фундаменте так и в платформенном чехле. В палеозойском фундаменте выделяется ряд глубинных разломов, образующих собой ромбовидную сетку с основными направлениями на северо-восток и северо-запад. Для района характерно наличие мелких, узких, но довольно глубоких грабенов преимущественно субмеридионального простирания, четко выделяющихся в поверхности фундамента.

Многочисленные, преимущественно малоамплитудные тектонические нарушения проникают и в платформенный чехол, в большинстве своем затухая в юрских отложениях. Отдельные тектонические нарушения прорывают отложения баженовской свиты и прослеживаются в меловых, а в редких случаях и в кайнозойских отложениях.

2.3 Нефтегазоносность

Каймысовский свод, в северной части которого находится Первомайское месторождение нефти, по нефтегеологическому районированию входит в состав Каймысовского нефтегазоносного района Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтегазоностность Каймысовского нефтегазоносного района стратеграфически связана с отложениями васюганской свиты, залегающими непосредственно под региональной покрышкой — аргиллитами баженовской свиты.

Месторождения приурочены к локальным поднятиям и залежи нефти на них относятся к типу пластово-сводовых с литологическим ограничением, имеют место также залежи структурно-литологического типа, осложненные дизьюнктивными нарушениями. Часть этих месторождений находится в промышленной разработке.

Основная залежь Первомайского месторождения является пластово-сводовой, вытянута с юго-востока на северо-запад, с небольшим литологическим ограничением в северо-западной части Весеннего поднятия (скважина 259р). Размеры ее от 40×3−9 км, высота залежи 81−98 м. Гипсометрическое положение ВНК, по данным опробования скважин и данным ГИС, определяется на отметках: по юго-западному склону — 2440 м, по северо-западному и юго-восточному — 2440−2423 м (скважина 270, 248), по восточному — 2423 м (скважина 65). Плоскость ВНК имеет общий региональный наклон с северо-востока на юго-запад. Вторая залежь, приуроченная к Западно-Весеннему локальному поднятию, относится к типу пластово-сводовых водоплавающих, имеет размеры 5,5×3,5 км, высоту 10 м.

Опробование пласта проведено в 27 скважинах, пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444−2547 м (а. о. — 2346,6 — 2462,2 м). Скважина 259 оказалась в зоне полного выклинивания коллектора пласта Ю₁⁰ и опробование его не проводилось /6/.

Промышленные притоки в чистонефтяной зоне получены в 18 скважинах. Дебиты нефти через 8 мм штуцер составили 25−88 мі/сут, газа 0,8−2,6 тыс. мі/сут. В приконтурной скважине 266 был получен приток нефти с пластовой водой дебитами на 4 мм штуцере соответственно 8,7 и 1,7 мі/сут. В скважине 254, вскрывшей зону ВНК в пределах отдельного северо-восточного купола, дебит нефти через 6 мм штуцер составил 28,6 мі/сут, пластовой воды — 7,1 мі/сут.

При опробовании продуктивного пласта в законтурных скважинах получены притоки или чистой пластовой воды, или пластовой воды с пленкой нефти. Дебиты пластовой воды составляли от 5,3 мі/сут на динамическом уровне 163 м (скважина 247) до 2,2 мі/сут переливом (скважина 272).

В северо-западной части Весеннего участка Первомайского месторождения дебиты нефти в поисково-разведочных скважинах имеют аналогичные значения. Максимальные фонтанирующие притоки чистой нефти дебитами 57−68 мі/сут на 8 мм штуцере (48,5−58 т/сут) были получены в скважинах 250, 258, 256 Весеннего участка и в скважине 241 Западно-Весеннего месторождения-спутника, несколько пониженные притоки (28−35 мі/сут на штуцерах 6−8 мм) получены в скважинах 254 и 253, а в скважине 253 дебит нефти составил 6,6 мі/сут на 4 мм штуцере.

Необходимо также отметить, что помимо основного пласта Ю₁⁰, в 14 скважинах (35, 52, 54, 56, 57, 58, 167, 241, 276, 314, 316, 330, 772, 2285р) пласт Ю₁¹ интерпретируется по данным ГИС, как нефтесодержащий. Из этих скважин: 8 — нагнетательные, 4 — добывающие, 1 находится в консервации, 1 — пьезометрическая. Пласт Ю₁¹ опробован в скважинах 35, 316, 536, положительные результаты получены в скважине 35, которая работает на пласт Ю₁¹. Запасы пласта являются непромышленными, и нет достаточного количества опробований, поэтому можно предложить при полном обводнении основного объекта в добывающих скважинах (241, 314, 772) произвести опробование пласта Ю₁¹ с целью уточнения его насыщения и в случае положительных результатов присовокупить его к работе /6/.

На восточном склоне месторождения плоскость ВНК подсечена в разрезе скважины 63. По промыслово-геофизическим данным ВНК отбивается на глубине 2530 м (а. о. — 2423,2 м). При опробовании пласта в интервале 2522,0−2528,0 м (а. о. — 2415,2 — 2421,2 м) получено 5,8 мі/сут нефти через 3 мм штуцер, в процессе исследования на забое отмечено наличие пластовой воды, что свидетельствует о неоднородном характере насыщения пласта. Притоки пластовой воды с пленкой нефти получены при опробовании пласта в скважинах 251 и 269, где кровля эффективной части залегает на а. о. — 2422,5 и — 2422,3 м. Притоки пластовой воды получены в законтурных скважинах 272 и 268 с отметок — 2427,3 — 2429,8 м.

Таким образом, для восточного склона ВНК принят на а. о. — 2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти.

На западном склоне месторождения ВНК разрезами приуроченных скважин не подсечен, по результатам опробования уверенно устанавливается раздел нефть-вода в интервале отметок от — 2440 до — 2445 м. Наиболее низко гипсометрически подошва нефтенасыщенного пласта, из которого получены притоки безводной нефти, залегает в скважинах 270 и 248 на отметках-2440,2 и — 2440,4 м. При опробовании скважины 270 в интервале 2535−2545 м (а. о. — 2430,2 — 2440,2 м) получено 37 мі/сут нефти через 8 мм штуцер, в скважине 248 из интервала 2530−2545 м (а. о. — 2425,4 — 2440,4 м) получено 69,5 мі/сут нефти.

Кровля водоносного пласта наиболее высоко залегает в скважинах 265 и 252 на отметках — 2445,3 и — 2447,4 м. При опробовании пласта в скважине 265 в интервале 2544−2550 м (а. о. — 2443,3 — 2449,3 м) получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 0,2 мі/сут при переливе, в скважине 252 из интервала 2548−2556м (а. о. — 2446,2 — 2454,2 м) получено 4,3 мі/сут пластовой воды с пленкой нефти.

В целом для западного склона месторождения ВНК принят на отметке — 2440 м.

В периклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от — 2423 до 2440 м. Скважина 247, пробуренная с целью оконтуривания месторождения с севера, вскрыла кровлю пласта Ю10 на отметке 2449,1 м, то есть оказалась за принятым контуром нефтеносности. При опробовании интервала 2536−2545 м (а. о. — 2443,1 — 2452,1 м) получено 5,3 мі/сут пластовой воды на динамическом уровне 163 м.

На южной периклинали пробурена скважина 266, вскрывшая пласт в интервале 2543,2 — 2552,8 м (а. о. — 2429,5 — 2439,1 м). По промыслово-геофизическим данным пласт характеризуется как нефте-водонасыщенный. Пласт опробован поинтервально: при опробовании первого интервала 2540−2548 м (а. о. — 2426,3 — 2434,3 м) получено 7,5 мі/сут нефти и 0,1 мі/сут пластовой воды через 3 мм штуцер, после дострела пласта до глубины 2553,8 м (а. о. — 2439,3 м) дебит воды увеличился до 1,7 мі/сут на штуцере 4 мм. Поэтому для выделения эффективной нефтенасыщенной мощности в скважине 266 ВНК принят условно по подошве интервала перфорации первого объекта на отметке — 2434 м /7/.

Наклон плоскости ВНК в пределах залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима. Наблюдение за статическими уровнями в пьезометрических скважинах свидетельствуют о значительном различии в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры.

В скважинах 251, 268, 272, расположенных в восточной части залежи, величины напоров составляют соответственно 2526, 2528, 2528,6 м; в западной части залежи имеется одна пьезометрическая скважина — 252, значение напора в ней равно 2509,2 м, то есть превышение в напорах, составляющее 17−19 м, обеспечивает установленную разницу в гипсометрии ВНК /6/.

В процессе бурения и опробования скважин на Первомайском месторождении залежей нефти и газа в ниже — и вышезалегающих частях разреза не выявлено.

В разрезе месторождения, помимо продуктивного пласта Ю10, опробованы отложения палеозоя, тюменской свиты (нижняя и средняя юра), куломзинской, тарской, алымской свит (нижний мел) и покурской свиты (нижний и верхний мел).

Отложения палеозоя опробованы в пяти скважинах. Литологически они представлены плотными слабопроницаемыми породами. При опробовании в скважинах 256 и 257 получены незначительные (0,16−0,5 мі/сут) притоки пластовой воды, в скважине 271 при опробовании в колонне также получено 0,6 мі/сут пластовой воды на динамическом уровне 504 м. В скважинах 263 и 269 притока пластового флюида при опробовании не получено.

Аналогичные породы слагают образования фундамента и зону контакта палеозойского и мезозойского комплексов повсеместно в пределах Каймысовского свода. Отложения трещиноватой коры выветривания, которые могут служить коллекторами для углеводородов, пробуренными скважинами не встречены, поэтому палеозойские отложения не представляют интереса в отношении нефтегазоносности.

В отложениях тюменской свиты опробованы пласты Ю2, Ю3, Ю6, получены притоки пластовой воды дебитами до 11,8 мі/сут при динамическом уровне 1512 м.

По результатам опробования, исследования керна и промыслово-геофизическим данным песчаные пласты покурской (ПК1−3), алымской (А₁), киялинской (Б₁₋₆₎, Тарской (Б₇₋₉) и куломзинской (Б₁₂, Б₁₆₋₂₀) свит характеризуется как водоносные.

Структурная карта по отражающему горизонту IIа, геологические разрезы по линиям I-I и II-II, схема корреляции по продуктивному пласту приведены на рисунках 2.3,2.4, 2.5, 2.6.

2.3.1 Свойства пластового флюида

Нефть Первомайского месторождения в пластовых условиях характеризуется низкой плотностью и вязкостью, высокой степенью пережатия (давление насыщения ниже плостового почти вдвое). Плотность пластовой нефти изменяется от 0,679 до 0,810г/смі, в среднем 0,764 г/смі, плотность сепарированной нефти изменяется от 0,796 до 0,867 г/смі, среднее значение — 0,844 г/смі. По результатам дифференциального разгазирования среднее значение плотности составляет 0,839 г/смі. Для залежи наблюдается общая тенденция увеличения этого параметра по мере возрастания глубины залегания пласта.

Вязкость пластовой нефти в среднем составляет 1,15 мПас, сепарированной нефти в среднем 5,47 мПас. Возможно, это связано с низкой величиной газонасыщенности (49,6 мі/т).

Объемный коэффициент, учитывающий степень уменьшения объема пластовой нефти на поверхности, колеблется в пределах 1,08 — 1,33, среднее значение его равно 1,186 при контактном и 1,159 при дифференциальном разгазировании (таблицы 2.1 — 2.5) /8/.

Состав растворенного в нефти газа приводится по результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях. Газ относится к жирным и содержит 65,56% метана, до 28% тяжелых углеводородов, небольшое количество углекислого газа (1,12%), азота и редких компонентов 2,6%. Абсолютная плотность газа составляет в среднем 1,088 г/смі, относительная 0,903 г/смі. Газосодержание сравнительно невысокое и составляет при контактном способе разгазирования — 54,5 мі/т, при дифференциальном — 49,6 мі/т. Отмечается закономерное уменьшение величины газосодержания с глубиной и к поверхности ВНК.

В поверхностных условиях нефть характеризуется как легкая, плотность ее составляет в среднем 0,844 г/смі. Нефть маловязкая, сернистая (содержание серы 0,69%), парафинистая с содержанием парафинов 2,64%, имеет низкую температуру кипения плюс 67,5°С и высокий выход легких фракций, выкипающих до 300 °C.

Нефть Первомайского месторождения относится к нафтеново-метановому типу. По групповому составу нефть в целом содержит: ароматических углеводородов — 18,61%, нафтеновых — 28,56%, метановых — 38,75% (табл.2.5) /8/.

Среднее содержание в нефти асфальтенов составляет 2,2%, смол сернокислых — 17,8%, силикагелевых — 7,59%. Наряду с высоким качеством нефти по ее химическому составу, она обладает также высокими товарными качествами. Нефть Первомайского месторождения согласно ГОСТа 11 954;66 может быть рекомендована для получения вязких дорожных битумов.

Таблица 2.1 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Первомайского месторождения (пласт Ю₁⁰⁾

Таблица 2.2 — Средние значения параметров нефти, определенные по поверхностным пробам поисково-разведочных и эксплуатационных скважин

Таблица 2.3 — Средние значения параметров нефти, определенные по глубинным пробам поисково-оценочных скважин

2.3.2 Запасы нефти и растворенного газа

Запасы нефти и растворенного газа на месторождении подсчитывались и утверждались дважды: в 1976 и 1992 г. г. В настоящий период на балансе ВГФ числятся начальные балансовые запасы нефти по Первомайскому месторождению в следующих количествах (рис. 2.7) по категориям: В+С1 — 129,796 млн. т, С2 — 1,129 млн. т, извлекаемые — 53,689 млн. т по категории В+С1 и по категории С2 — 0,148 млн. т (протокол ЦКЗ № 26 от 09.06.1992 г.) /6/.

В период с 1992 г. по 1994 г., был получен дополнительный геолого-промысловый материал, позволяющий уточнить геологическое строение месторождения в северо-западной его части и в районе скважины 254. По результатам работ целесообразнее считается рассматривать две самостоятельные залежи. Основная залежь приурочена к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, вторая — к Западно-Весеннему локальному поднятию.

Таблица 2.4 — Результаты анализов глубинных проб нефти

Таблица 2.5 Результаты анализов поверхностных проб нефти