Характеристика гидрогеологических комплексов

В гидрогеологическом отношении Усть-Тегусское месторождение тяготеет к южной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. По условиям формирования химического состава вод, в вертикальном разрезе этого бассейна выделяется два гидрогеологических этажа. Региональным водоупором между этажами (525−700 м) является мощная толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

Водоносные горизонты, входящие в каждый из гидрогеологических комплексов, отличаются по водопроницаемости, составу подземных вод и величине минерализации, условиям питания и циркуляции.

Верхний гидрогеологический этаж состоит из четвертичного и атлым-новомихайловского водоносных горизонтов, образующих единый шестой водоносный комплекс. Условия питания, циркуляции, влияние климатических и геоморфологических факторов обусловливают в этом комплексе наличие пресных подземных вод, имеющих большое практическое значение в деле хозяйственно-питьевого снабжения. В гидродинамическом отношении это единая водонасыщенная толща, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой. Воды шестого комплекса слабонапорные, как правило гидрокарбонатно-натриевого типа. Минерализация их менее 1 г/л.

Нижний этаж отличается более надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. Здесь, в условиях затрудненного водообмена, формируются минерализованные термальные подземные воды.

В разрезе нижнего гидрогеологического этажа выделяется пять водоносных комплексов.

В целом по району отмечается тенденция увеличения минерализации в восточном направлении. Вниз по разрезу происходит увеличение минерализации пластовых вод.

Пятый водоносный комплекс объединяет мощную толщу песчано-алевритовых пород покурской свиты. Толщина комплекса от 700 до 750 м.

На Усть-Тегусском месторождении этот водоносный комплекс не изучен. По данным близлежащих площадей открытая пористость песчано-алевритовых пород до 30−40%, проницаемость изменяется от единиц до десятков Дарси. Комплекс опробован в опорных скважинах на Ай-Яунской, Полуньяхской и Верхне-Шапшинской площадях. Дебиты при переливе составляют 10−36 м3/сут.

Тип воды хлоркальциевый. Минерализация 15−20 г/л, содержание иода от 15 до 34 мг/л, брома до 59 мг/л, аммония до 30 мг/л. В составе растворенных газов преобладает метан до 95%. Краткое описание водоносных комплексов приведено в таблице 7.2.

В промысловых районах Среднего Приобья воды сеномана широко используются в качестве рабочего агента для поддержания пластового давления в разрабатываемых залежах.

Микрокомпонентный состав в пластовых водах определяли до 1991 г., после — уже нет данных.

Из микрокомпонентов в пластовых водах присутствуют йод (12,8−89,9 мг/л), бром (55,8−93 мг/л), бор (18,7−78,7 мг/л). По классификации Н. А. Плотникова минимальные концентрации бром, йода, бора должны составлять соответственно 25 мг/л; 1 мг/л; 10 мг/л.

Содержание редких элементов (лития, рубидия, цезия. стронция) в водах Усть-Тегусского месторождения не определялись. Пробы газа, растворенного в воде, отсутствуют. По аналогии с соседними площадями газ метанового состава (метана до 95%) или азотно-метановый (метана 85−95%, азота до 14%).

Четвертый водоносный комплекс охватывает валанжин-готерив-баррем-аптские отложения (верхи мегионской, ванденской и низы алымской свит). Толщина комплекса 650−800 м. Здесь песчаники также изменчивы, как по площади, так и по вертикали. В одних интервалах разреза превалируют песчаники, в других — доминируют глинистые породы. На изучаемом месторождении этот водоносный комплекс не изучен. По данным близлежащих площадей открытая пористость песчано-алевритовых пород изменяется от 16 до 42%. Проницаемость — от нескольких мД до единиц Дарси. Водообильность пород различная от 0,9 до 96 м3/сут.

На Усть-Тегусском месторождении четвертый водоносный комплекс не изучен По результатам проб по Полуньяхскому месторождению воды напорные, хлор-кальциевого типа. Минерализация изменяется от 16,5 до 20,5 г/л .

Основные компоненты хлор и натрий с калием присутствуют в количестве 9929−12 056 и 5740−7350 мг/л. Значения магния не превышают 20−72 мг/л, гидрокарбонат-иона — 183−561 мг/л.

Из микрокомпонентов в пластовых водах присутствует йод (до 14,62 мг/л), бром (до 51,5 мг/л), бор (до 17,5 мг/л).

Перекрывается четвертый водоносный комплекс отложениями алымской свиты 30 м.

Ачимовская толща, которая приурочена к III водоносному комплексу, представлена чередованием песчаников, часто известковистых и аргиллитов. Мощность комплекса колеблется от 20 до 110 м Песчаные пласты отличаются невыдержанностью по площади и имеют низкие ФЕС (Кп=8,7−16,1%; Кпр=0,07−0,5 мД). Водообильность проницаемых пород ачимовских отложений составляет Qв=5,66 м3/сут. По ачимовской толще имеются 2 пробы, отобранные в скважине 116 Усть-Тегусского месторождения. Все пробы кондиционные. Из скважин, пробуренных после предыдущего подсчета запасов в 2006 году, отбор проб, характеризующих III водоносный комплекс, не производился. Минерализация изменяется от 22,5 до 22,9 мг/л. Тип воды хлоркальциевый. На соседних площадях: Урненской, Густоречинской, Ай-Яунской, Ай-Курусской, Мултановской минерализация составляет 18−24 г/л.

Перекрывается комплекс глинистой толщей нижневаланжинского возраста (средней части мегионской свиты) мощностью до 40 м.

II гидрогеологический комплекс (пласты группы Ю1, васюганская свита) в литологическом отношении представлен разнозернистым песчаником, гравелитами с прослоями аргиллитов. Мощность комплекса колеблется от 5 до 65 м Пластовые воды нижнего гидрогеологического этажа Усть-Тегусского месторождения представлены крайне ограниченным количеством проб. Для описания гидрогеологических условий комплексов привлечены данные по Урненскому месторождению, на котором с этим комплексом связаны залежи нефти в пласте Ю1. Пористость по керну составляет 16,08%, максимальная достигает 23,2% в скважине 21 (единичный случай) в северо-западной части месторождения Проницаемость по пласту составляет — 148,46 мД. На Усть-Тегусском месторождении данный пласт Ю1 не является продуктивным. Пластовые воды васюганской свиты на данном месторождении представлены 2 пробами. Из скважин, пробуренных после предыдущего подсчета запасов в 2006 году, отбор проб, характеризующих пласт Ю1, не производился.

Минерализация вод в целом по комплексу изменяется от 24,6 г/л (скв. 116) до 36,5 г/л (скв. 114). Тип вод по Сулину В. А. хлоркальциевый.

Ионы хлора находятся в пределах 11 779−16 700 мг/л, натрий+калий — 8680−13 400 мг/л. Концентрация Са++ составляет 460 мг/л. Магний изменяется от 160 до 175 мг/л.

Содержание микрокомпонентов в пластовых водах II гидрогеологического комплекса Усть-Тегусского месторождения не определялось. На близлежащем Урненском месторождении микрокомпоненты содержатся в следующих количествах: аммоний от 8.5 до 20 мг/л, йод от 12,8 до 89,9 мг/л, бром от 55,7 до 93 мг/л.

Для пластовых вод II гидрогеологического комплекса Усть-Тегусского месторождения характерно наличие иона НСО3 (1490−1590 мг/л), рH изменяется от 6,65 до 7,00. Воды очень жесткие (35,8−37,0 мг-экв/л). Плотность пластовой воды изменяется от 1,017 г/см3 до 1,025 г/см3.

Комплекс перекрывается аргиллитами с прослоями известняков баженовской свиты, маломощной толщей аргиллитов георгиевской и нижней части куломзинской свит.

Первый водоносный комплекс охватывает проницаемые отложения трещиноватой зоны пород фундамента, коры выветривания и песчано-глинистые отложения тюменской свиты. Мощность комплекса колеблется от 76 до 276 м.

Открытая пористость пород на Усть-Тегусском месторождении изменяется от 17,21% (пласт Ю4) до 19,44% (пласт Ю2), проницаемость — от 53,7 (пласт Ю4) до 145,97 мД (пласт Ю2). Как правило, палеозойские отложения испытывались в различном сочетании с КВ, БГ, пластами Ю4, Ю3, Ю2, Ю1, Ач1 (18 объектов) и самостоятельно — в 3 объектах (скв. 35, 37, 38). Максимальный дебит пластовых вод из пород верхней части тюменской свиты, полученный в скважине 116 (пласт Ю2) составил 169,7 м3/сут при депрессии 11,65 МПа, а минимальный — 1,4 м3/сут получен в скважине 100 (пласт Ю4).

Пластовые воды Pz на Усть-Тегусском месторождении не изучены. Пластовые воды Pz представлены двумя кондиционными пробами в скважине 38 близрасположенного Урненского месторождения. Максимальная минерализация составила 22,9 г/л. Содержание хлора — 13 450 мг/л, натрий+калий — 6415 мг/л, кальций-ион — 2082 мг/л, магний-ион — 116,3 мг/л. Для вод характерно наличие НСО3 535 мг/л, PH до 6. Вода очень жесткая 113,5. Плотность пластовой воды составляет 1,016 г/см3. На соседнем Тайлаковском месторождении минерализация по этому комплексу составляет 21 г/л.

Нижняя часть комплекса (пласт Ю2) охарактеризована пробами более полно (12 проб). Преобладающий тип вод по Сулину В. А. — хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно-натриевый в восточной части месторождения (скв. 114). Значения минерализации изменяются от 11,5 до 28,9 г/л. Катионный состав вод представлен натрием и калием в количестве 3750−9220 мг/л, кальцием — 230−1630 мг/л, магнием — от 80 до 160 мг/л.

Анионный состав характеризуется содержаниями хлора в количестве — 6830- 17 250 мг/л, гидрокарбоната — 100−1950 мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных количествах (до 1%-экв).

Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе В комплекс геофизических исследований скважин проведенных на Усть-Тегусском месторождении входят следующие методы:

• • cтандартный каротаж (СП+КС);
• • боковое каротажное зондирование (БКЗ);
• • боковой каротаж (БК);
• • боковой микрокаротаж (БМК);
• • микрозондирование (МКЗ);
• • индукционный каротаж (ИК);
• • радиоактивный каротаж (ГК, НГК);
• • плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-п);
• • акустический каротаж (АК);
• • резистивиметрия;
• • кавернометрия.

Качество проведения ГИС На изучаемом месторождении при бурении 46 скважин применялся комплекс ГИС в соответствии с «Типовыми и обязательными комплексами геофизических исследований поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ».

Стандартный каротаж включает запись подошвенным и кровельным градиент-зондами (А2M0,5N, N0.5M2N), а также потенциал-зондом (ПЗ) N6М0,5А или N11М0,5А с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации (СП). В комплекс стандартного каротажа также был включен ИК и КВ. Стандартный каротаж проводился от кондуктора до забоя в масштабе глубин 1:500 во всех скважинах. Основной масштаб записи кривых КС — 2,5 Омм/см или log, кривой ПС — 12,5 мВ/см, кривой ИК — 25 мСим/м/см, кривой КВ — 2 см/см. Скорость записи от 2000 до 3000 м/час. Исследования проводились аппаратурой КП-11Э, К-3, ЭК-М, Э-3М, ИК-М, АИК-5, КП-М, СКП-1 и СКПД-3. Качество материалов стандартного каротажа, в основном, хорошее.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнялось последовательными градиент-зондами размерами АО=0,45; 1,05 м; 2,25 м; 4,25 м и 8,5 м и одним обращенным градиен-зондом M0,5N2A в масштабе глубин 1:200 во всех скважинах. Одновременно с записью кривых БКЗ осуществлялась регистрация кривой ПС. Основной масштаб записи кривых КС-2,5 Омм/см или log, кривой ПС — 12,5 мВ/см. В скважине 102 градиент-зонд длиной АО=1,05 м в цифровом виде не представлен. Скорость регистрации 2000; 3000 м/час. Применяемая аппаратура — КП-11Э, ЭК-М и К-3. Качество материалов БКЗ, как правило, хорошее.

Резистивиметрия выполнялась с целью определения удельного электрического сопротивления промывочной жидкости в стволе скважины. Замеры проводилась комплексной аппаратурой К3, КП-11Э и ЭК-М. Масштаб записи кривых 0,2 омм/см, скорость записи от 2000 до 3000 м/час. Запись, как правило, хорошего качества. В цифровом виде кривая резистивиметрии не представлена заказчиком в скважине 117 Усть-Тегусской площади, в скважинах 5, 16, 30, 31, 33 и 35 Урненской площади.

Индукционный метод (ИК) выполнен в масштабе глубин 1:200 во всех скважинах месторождения. В скважине 5 Густореченской площади в цифровом виде кривая ИК не предоставлена заказчиком. Масштаб регистрации кривых ИК-20 или 25 мСим/м/см. Скорость записи от 1200 до 2000 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой АИК-5, ИК-М и Э-3М зондами 7И1,6 и 6Ф1. Качество первичных материалов хорошее и удовлетворительное. Основными причинами погрешности ИК является смещение нуля и искажение масштаба записи. В скважинах 6, 100, 103, 107, 112 и 53 Усть-Тегусского месторождения кривая ИК была скорректирована по данным БКЗ и БК. После исправления кривая ИК использовалась при определении удельного электрического сопротивления прослоев.

Боковой каротаж (БК) — фокусированный метод, позволяющий оценивать УЭС пород в тонкослоистых высокоомных отложениях (до 10 000 Омм), проводился в интервале записи БКЗ в масштабе глубин 1:200 во всех скважинах. Масштаб регистрации кривых либо линейный (2,5 Омм/см), либо логарифмический (модуль 6,25 или 10). Скорость регистрации 2000;3000 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой КП-11Э, ЭК-М и К-3. Погрешности регистрации связаны со смещением нуля и искажением масштабов записи. В целом, качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микробоковой метод (МБК) — фокусированный электрический метод, регистрирующий УЭС пород в радиусе 15−20 см от стенки скважины. Информативен при изучении тонкослоистых (до 0,2 м) разрезов. Записан в интервале БКЗ в масштабе 1:200 в разрезе большинства скважин. В скважинах 104 бис и 116 Усть-Тегусского лицензионного участка и скважина 5 Густореченской площади и скважины 7, 56, 59, 60 Урненской площади метод МБК в цифровом виде заказчиком не представлен. Скорость регистрации до 1000 м/час. Аппаратура МК-АГАТ, МК-М и КП-2М. Одновременно с кривой КС бокового микрокаротажа регистрировалась и кривая микрокавернометрии. Масштаб записи кривой КС линейный (2,5 Омм/см) и логарифмический (модуль 6,25), кривой микрокавернометрии — 0,5 см/см.

Микрозондирование (МКЗ) выполнено в интервале проведения БКЗ в масштабе глубин 1:200 в большинстве скважин. В скважинах 5, 104 бис, 107 Усть-Тегусского лицензионного участка и скважинах 7, 56, 59 и 60 Урненского участка запись метода в цифровой форме от заказчика не получена. Запись проводилась микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05 М, прижатыми к стенке скважины. Кривые метода позволяют устанавливать наличие глинистой корки на стенке скважины (признак коллектора) по разнице показаний разноглубинных зондов с вертикальной разрешающей способностью 0,2 м. Масштаб записи 2,5 Омм/см. Скорость регистрации до 1000 м/час. Аппаратура МК-АГАТ, МК-М и КП-2М. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Кавернометрия (КВ) выполнена во всех скважинах, за исключением скважины 116 Усть-Тегусской и скважины 54 Урненской площади, где кривая КВ в цифровом виде заказчиком не представлена. Масштаб записи 2 см/см. Скорость регистрации кривых от 1200 до 2000 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой КП-М, СКП-1 и СКПД-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное. Данные КВ использовались для выделения коллекторов (сужение ствола скважины), для интерпретации методов ГИС (электрических и радиоактивных) и для контроля технического состояния ствола скважины.

Инклинометрия — измерение угла и азимута наклона ствола скважины. Метод проводился во всех скважинах для определения пространственного положения ствола скважины в точках через 20 и 25 м. Для замеров использовалась аппаратура КИТ или ИН-М. Качество замеров хорошее и удовлетворительное. В скважинах 5 Густореченской и 9 Урненской площади в цифровом виде материалы не представлены.

Радиоактивный каротаж (РК) проводился в открытом стволе методами гамма-каротажа (ГК), нейтрон-гамма-каротажа (НГК) и нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ). Запись кривых осуществлялась в масштабе глубин 1:500 в интервале стандартного каротажа, а в интервале БКЗ — в масштабе 1:200. Регистрация РК осуществлялась аппаратурой ДРСТ-3−90, РКЛ-М, РК-5, РК-73, СРК-01. Для ГК в качестве индикаторов применялись кристаллы NaJ, счетчик ФЭУ. Для записи НК применялись источники нейтронов Рu+Ве мощностью 9,111 106 нейтрон/сек, в качестве индикатора — счетчики NaJ, ЛДНМ и СНМ-181. Постоянная времени интегрирующей ячейки на выходе измерительной системы составляет 3, 6 секунд. Mасштабы регистрации кривых для ГК -0,75 или 1 мкР/час/см, для НК — (0,15−0,30) усл.ед./см. Скорость регистрации кривых в масштабе глубин 1:500 до 500 м/час, а в масштабе 1:200 — до 400 м/час. Не были проведены в скважине 110 Усть-Тегусского месторождения методы ГК и НК, а в скважине 113 — метод НК. В скважине 5 Густореченской кривая ГК забракована. В целом, качество кривых радиоактивного каротажа удовлетворительное, иногда хорошее.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в масштабе глубин 1:200 в 23 разведочных скважинах из 34 рассмотренных. В скважине 5 Густореченской, скважинах 100, 102, 110, 112, 113, 116 Усть-Тегусской и скважинах 30, 31, 33, 35 Урненской площади метод не был выполнен. В скважине 58 Урненской площади запись метода ГГК-П забракована. Масштаб записи — 0,1 г/см3. Скорость регистрации 200 м/час. Использованная аппаратура — РКС-1, ГГК-2 и СГП-2. Качество записи хорошее и удовлетворительное.

Акустический каротаж (АК) выполнен в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 в большинстве скважин. Метод не выполнен в скважине 5 Густореченской, в скважине 56 Урненской и скважинах 104 бис, 107 Усть-Тегусской площадей. Замеры проведены аппаратурой СПАК-6 (зонд И20,4И11,2П), МАК-2 и АКА-2М. Скорость регистрации не более 1000−1800 м/час. Масштабы регистрации кривых t1 и t2 — 50 мкс/см, dt — 40 мкс/м/см. Качество материалов АК в разведочных скважинах хорошее и удовлетворительное, что позволило использовать их для количественной интерпретации.

Акустическая цементометрия (АКЦ) с целью определения качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой проводилась приборами АКЦ-4, МАРК-2 и АК-2М в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Скорость регистрации кривых 1000−1200 м/час. В цифровом виде материалы записи заказчиком не представлены.

Детальная корреляция.

Наиболее важным и ответственным этапом геологического моделирования является детальная корреляция, т.к. представление о залежи, полученное в результате корреляции, полностью определяет особенности геологической модели. В данной работе проводилось изучение миоценовых отложений.

На первом этапе построения модели были выделены пласты-реперы — наиболее выдержанные по толщине и площади, литологически отличающиеся от выше и нижележащих и уверенно фиксируемые на диаграмме ГИС.

По всем скважинам была проведена корреляция и детальное расчленение разреза с использованием материалов сейсмической интерпретации и геофизических исследований скважин. По результатам работ были составлены схемы корреляции (приложение 1 и 2).

Корреляция была проведена по методам ИК, GK и PS. Стоит отметить, что в данных породах (терригенный разрез), эти методы являются наиболее информативными и проследить реперные границы можно довольно уверенно.

Первый репер голубого цвета, граница 1−2, был выделен по высоким показателям ИК и GK.

Светло-зеленый репер, располагается между границами 3−4. Он был отмечен благодаря поочередного использования всех имеющихся методов.

Репер оранжевого цвета, граница 5−6, был выделен по высокому показателем GK, низкому показателю ИК.

Фиолетовый репер, располагается между границами границы 8−9. Данные репера были отмечены между пластами коллекторами.

Между границами 7−8 было отмечено несогласие в залегании пород.

Были выделены пласты-реперы, наиболее выдержанные по площади и толщине, (которые показаны цветом). Также был выделен продуктивный пласт Ю2. Коллектор выделялся по качественным и количественным методам.(по низким показаниям кривой ПС и ИК, приращение микрозондов; по граничным значениям.).

В разрезе скважин выделяются васюганская и тюменская свиты. В составе васюганской свиты выделяется продуктивный пласт Ю1, мощность которого варьирует от 14 до 41 м, пласт выдержан по площади и является водоносным. Тюменская свита включает в себя пласты Ю2, Ю3, Ю4 и Ю5 из них продуктивными являются пласты Ю2-Ю4. Разделяют пласты глинистые прослои, мощность которых варьирует 1−20 м. Мощность пласта Ю2 изменяется от 6 м на западе до 29 м на востоке, пласт выдержан по площади и по разрезу. Мощность пласта Ю3 изменяется от 5,2 м. до 35,5 м., в ряде скважин пласт сложен непроницаемыми породами.

На Усть-Тегусском месторождении в разведочных и большинстве эксплуатационных скважин метод ПС работает хорошо, и проблем с выделением коллекторов не возникает.