Нижневартовское нефтяное месторождение

Нижневартовское нефтяное месторождение — расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Входит в состав Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области (рисунок 5).

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла (рисунок 6).

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

Рисунок 6 — Геологическая карта Нижневартовского района [25].

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350−450 м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежноморскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20−250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20−30м.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И. Н. Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж — мезозойско-кайнозойский — типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968 г. составлена тектоническая карта под редакцией И. Н. Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка. [2].

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке — с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере — с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка — Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби (рисунок 7).

Рисунок 7 — Геологическая карта Нижневартовского свода Наиболее четко Нижневартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта «Б». Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450 м (на западном склоне) и 250 м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана (горизонт «Б») свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. [17].

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1−0,4 м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы — коллекторы III класса (Кпр=100−500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ 1 и БВ 10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю 1−2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18−35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ 8 Мегионское месторождение) до 35,3% (пластАВ 1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю 1−2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ 1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю 1−2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдистокаолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ 1−2 в сравнении с пластами АВ 1 и БВ 8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ 1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ 8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5−3,5%).

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ 1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ 8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю 1−2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор. [2].

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2 м 3/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл. АВ 2 Мегионское-0,2 м 3/сут, БВ 9 Нонг-Еганское-1,2 м 3/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

• — по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты);
• — по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи;
• — по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.). [23]. На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл. БВ 8 Повховского — пластово сводового типа, пл. БВ 22 Аганскоголитологически экранированного типа, пл. БВ 1, БВ 7 Ватинского — пластовостратиграфического типа;
• — по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный);
• — по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

Иногда начальными или первичными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая ее часть остается в пласте. В таких случаях разработчик может избрать проведение операций по повышению нефтеотдачи пластов. Эти операции подразделяются на добычу нефти вторичными методами, например, заводнение, и добычу третичными методами, которая обычно называется повышением нефтеотдачи пластов (ПНП).

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные в определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающей нефти больше или равно количеству воды, скважина может оказаться прибыльной.

Один из наиболее важных вопросов при заводнении — где найти достаточное количество воды. На начальной стадии подачи воды в коллектор (период заполнения) требуется ее высокий расход — 150−300 л на участок слоя площадью 0,4 га и толщиной 0,3 м. По окончании начального заполнения расход снижается и становится менее 150 л на тот же участок пласта. В итоге объем воды должен составлять примерно 150−170% суммарного объема пор в пласте, включая объем пор близлежащих песчаников.

Пресную воду можно найти в поверхностных водоемах: прудах, озерах, ручьях и реках, если это не противоречит местным правилам водопользования. Однако эти источники могут иметь ограниченную емкость во время засушливых периодов и, кроме того, вода часто требует дорогостоящей подготовки. Более благоприятный способ — использование аллювиальных пластов вблизи рек. В такие пласты бурятся неглубокие скважины; единственный серьезный недостаток заключается в том, что вода требует антибактериальной обработки. Наконец, пресную воду можно найти под поверхностью обычно на глубине до 300 м. В этом случае надо пробурить скважины и установить насосы. И снова необходимые затраты следует соотносить с предполагаемыми доходами от заводнения. [5].

Однако многие коллекторы не однородны, и в менее проницаемых областях образуются газовые и нефтяные карманы. В коллекторах с водонапорным режимом поступающая вода вытесняет нефть и газ по мере добычи. Если добыча Производится слишком быстро, вода может обойти нефтяные и газовые карманы, не заходя в них (см. рис. 25.6). Вода (полирует нефть или газ в неработающих пластах (целики нефти или газа в залежи), что делает невозможной их добычу существующими скважинами. Для предотвращения чрезмерного образования неработающих пластов и для повышения суммарной добычи газ и нефть необходимо извлекать при меньшей скорости, чтобы вода успела проникнуть и в менее проницаемые зоны породы. [1].

Нижневартовское месторождение было открыто в 1964 году. Разработка месторождения начата в 1977 году. Промышленные залежи нефти установлены в юрских и меловых отложениях: пластах ЮВ₁₁₊₂ (васюганская свита), БВ ₁₀₁, БВ₈₀, (мегионская свита), БВ₇₀ (вартовская свита) и АВ₁₁₋₂ (алымская свита). В настоящее время ведется создание гидродинамической группы пластов БВ.

Пласт БВ₁₀₁ является основным объектом разработки Нижневартовского месторождения. Нефтяные залежи установлены в пределах западного и восточного поднятий структуры. Разрез пласта БВ ₁₀₁ имеет двучленное строение. Верхняя часть пласта песчанистая, нижняя глинистая, представлена переслаиванием мелкозернистых, глинистых песчаников с алевролитами. Верхняя и нижняя части разделены между собой пластом аргиллитов толщиной 23 м. В некоторых случаях происходит замещение аргиллитов на крупнозернистые алевролиты. Залежи пластовые, сводовые разделены неглубоким прогибом.

Пласт БВ ₈₀. Нефтяная залежь приурочена к восточному куполу и являлась основным объектом разработки. Нефть залегает в неоднородном пласте песчаника, по разрезу которого развиты плотные линзовидные алеврито-глинистые пропластки. Гидродинамическое единство пласта обеспечивается обширными «литологическими окнами», т. е. местами отсутствия глинистых перемычек.

Пласт БВ₇₀. Нефтяная залежь приурочена к восточному куполу. При достаточно больших общих толщинах, изменяющихся от 6,4 до 40,6 м и составляющих в среднем 20,1 м, эффективные толщины невелики (от 3,6 до 31,8 м) в среднем 10,4 м, что в совокупности с высокой расчлененностью (6,4), низким значением песчанистости (0,50), свидетельствует о значительной глинизации и неоднородности пласта.

Нижневартовское нефтяное месторождение относится по запасам к категории крупных, а по строению — к сложным.

Всего на территории района разрабатывается 98 лицензионных участков.