Промышленная нефтегазоносность. 
Геологическое строение и нефтегазоносность Лугинецкого месторождения

Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с продуктивными песчано-алевролитовыми коллекторами горизонтов Ю₂ и Ю₁ (верхняя юра). Горизонт Ю₂ вскрыт большинством пробуренных разведочных и эксплуатационных скважин на глубине 2314,4−2426,8 м. Литологически горизонт неоднородный. Общая толщина его варьирует в очень большом диапазоне от 1,5 м до 75,1 м средняя эффективная нефтяная и газо-насыщенная толщина равна, соответственно: 6,8 м и 17 м.

По площади его распространения отмечаются зоны отсутствия пласта, либо — коллектора. Нефтяная залежь с газовой шапкой приурочена к центральной части структуры и простирается с севера на юг. Газовая шапка вскрыта двумя скважинами, пробуренными в сводовой части структуры. При опробовании скв.151 в интервале 2327−2336 м. получен фонтан газа дебитом 464,3 тыс. м³/сут через 17,5 мм шайбу при депрессии на пласт — 5,42 МПа. Одновременно вместе с газом из скважины поступал конденсат, дебит его 39,8 м³/сут через 15,4 мм шайбу. Пластовое давление — 24,39 Мпа.

Нефтеносность горизонта подтверждена исследованием эксплуатационных скважин. В результате исследования скв. 728 в интервале 2468−2474 м. получен приток нефти начальным дебитом 39,2 т/сут на 4 мм штуцере. Запасы УВ по горизонту Ю₂ подсчитаны по категории С1. Среднее значение коэффициента пористости принятое для подсчета запасов равно 0,176 — для нефтяной части пласта, 0,187 — для газовой, коэффициент нефтенасыщенности — 0,556, газонасыщенности — 0,83. Характеристика залежи горизонта Ю₂ приведена в Приложении 2.

Горизонт Ю₁ васюганской свиты, содержащий около 95% запасов нефти и газа месторождения разделяется на пять продуктивных пластов снизу вверх: Ю₁⁴; Ю₁³; Ю₁²; Ю₁¹ и Ю₁⁰ разобщенных глинистыми перемычками толщиной от 1−2 до 10 и более метров. Каждый из перечисленных пластов можно рассматривать как самостоятельную пластовую сводовую залежь. Характеристика залежей горизонта Ю₁ приводится в Приложении 2.

Достаточно выдержанными по площади и разрезу являются пласты Ю₁⁴ и Ю₁³, залегающие в нижней части васюганской свиты и содержащие вместе около 80% суммарных запасов УВ месторождения.

Пласт Ю₁⁴ вскрыт практически всеми пробуренными скважинами на глубине 2298−2413 м. Исключение составляют небольшие участки в восточной части структуры, где пласт либо отсутствует, либо представлен непроницаемыми разностями. Покрышкой для пласта служит перемычка, представленная аргиллитами и алевролитами, толщиной от 0,8 м до 16,8 м.

Пласт Ю₁⁴ неоднородный и представлен песчаниками с небольшими прослоями алевролитов, толщина его колеблется от 2,2 м до 26,8 м. Залежь, выявленная в пласте, четко разделена на две части, приуроченных к западному и восточному куполам и имеющие самостоятельные газожидкостные контакты, отбиваемые на одинаковой отметке (ГНК — 2225 м, ВНК — 2244 м). Среднее значение нефтеи газонасыщенных толщин в целом по пласту равно, соответственно: 5,8 и 7,1 м. Для восточной части структуры — 4,4 м и 1,7 м. Среднее значение пористости, принятое для подсчета запасов, колеблется от 0,172 для нефтяной части пласта до 0,179 для водонефтяной. Коэффициент нефтенасыщенности минимальный 0,62 в водонефтяной части пласта, максимальное его значение в газонефтяной части пласта и равно 0,694, газонасыщенности — 0,723.

Пласт Ю₁³ имеет повсеместное распространение по площади и вскрыт на глубине 2278,8−2386,4 м. В разрезе большинства скважин пласт состоит из двух частей, разделенных между собой алевролитовыми пропластками. Характеристика эффективных толщин и статистические показатели характеристик неоднородности пласта приведены в разделе 2.2.

Общая толщина его колеблется в широком диапазоне от 2,0 м до 25,4 м. Среднее значение нефтеи газонасыщенных толщин в целом по пласту равно, соответственно: 6,2 м и 7,2 м. Среднее значение пористости принятое для подсчета запасов колеблется от 0,164 для газонефтяной части пласта до 0,173 для водонефтяной. Минимальный коэффициент нефтенасыщения 0,601 в водонефтяной части пласта, максимальный — 0,626 приняты для газонефтяной части пласта, коэффициент газонасышенностн для газовой зоны — 0,706, газонефтяной — 0,724.

Пласт Ю₁³ опробован н исследован в большинстве пробуренных скважин. Максимальный дебит нефти 75,7 м³/сут на 11,5 мм штуцере при давлении 15,99 МПа получен при опробовании скв.154 в интервале 2337−2333 м. Максимальный дебит газа — 269,2 тыс. м³/сут через 12,5 мм шайбу при давлении 6,49 МПа получен при опробовании скв.162 в интервале 2332 — 2322 м. Газовый фактор составил 234 м³/м³. Запасы УВ по пласту Ю₁³посчитаны по категориям В и С1.

Пласт Ю₁² вскрыт большинством пробуренных скважин на глубине 2269,6−2372 м и представлен группой песчаных пропластков, залегающих в пачке переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей континентального генезиса. По площади распространения выделяют зоны либо полного отсутствия пласта, либо отсутствия коллектора. Наибольшее количество обширных и небольших зон выделено в центральной и южной частях структуры. Общая толщина пласта варьирует в очень большом диапазоне от 0,8 м до 22 м. Эффективные нефтеи газонасыщенные толщины в целом по пласту равны, соответственно: 2,2 м и 3,2 м. Коэффициент открытой пористости принятый для подсчета запасов изменяется от 0,156 для нефтяной до 0,169 — для подонефтяной зон, коэффициент нефтенасыщенности равен 0,599, газонасыщенности — 0,63 для нефтяной и 0,64 — для газовой зон.

Пласт Ю₁² испытывался в основном как самостоятельный объект, но в ряде скважин испытан совместно либо с нижележащим пластом Ю₁³, либо с вышележащим Ю₁¹. Максимальный дебит газа 316,1 тыс. м³/сут через 15,4 мм шайбу при депрессии на пласт равной 10,76 МПа получен при опробовании пласта Ю₁² совместно с кровельной частью пласта Ю₁³ в интервале 2306−2286 м. Фонтанный приток нефти дебитом 24,9 м3/сут на 4 мм штуцере получен при исследовании пласта и интервале 2451−2446 м. в скв.735. Запасы УВ по пласту Ю₁² посчитаны по категории С₁.

Пласт Ю₁¹ вскрыт на глубине 2260−2376 м. и имеет также зональный характер распространения по площади. Наиболее обширные зоны отсутствия пласта или коллектора выделяют в северо-западной и юго-восточной частях структуры, на остальной части площади это небольшие участки, выделяемые в пределах 1−2 реже 4-х скважин. Общая толщина пласта изменяется от 1,0 м до 20,4 м. Песчаники пласта Ю₁¹ являются типичными отложениями руслового генезиса. Средние значения эффективных нефтеи газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно: 2,9 м и 2,7 м. Коэффициент пористости, принятый для подсчета запасов колеблется 0,152 для ГНЗ до 0,156 для НЗ и ВНЗ, коэффициент нефтенасыщения — 0,648, газонасыщения — 0,736 для ГЗ, 0,715 — для ГНЗ. Пласт испытан в большинстве скважин как самостоятельный объект, так и совместно с пластами Ю₁⁰ и Ю₁². Максимальный дебит газа при опробовании скв.152 в интервале 2285−2279 м. составил 120 тыс-м³/сут через 15,4 мм шайбу при депрессии на пласт равной 4,17 МПа. Дебит нефти при совместном опробовании пластов Ю₁¹+Ю₁² в скв.165 в интервале 2326−2312м. составил 21,7 м³/сут на 8 мм штуцере при депрессии на пласт равной 16,6 МПа. Запасы УВ по пласту Ю₁¹ подсчитаны по категории С₁.

Пласт Ю₁⁰ залегает непосредственно под аргиллитами баженовской свиты и имеет более ограниченное распространение по площади. Выделяется большое количество зон его отсутствия, либо отсутствия коллектора, что подтверждается одной третью скважин, пробуренных на момент написания отчета. Обширные зоны замещения и отсутствия пласта выделяются в северо-восточной и южной частях структуры. Глубина залегания пласта 2270,8−2353,2 м. Общая толщина пласта изменяется в относительно небольшом диапазоне от 1,2 м до 13 м, по сравнению с ранее описанными пластами. Пласт Ю₁⁰ имеет весьма сложный характер строения. Средние значения эффективных нефтеи газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно: 4,7 м и 2,6 м. Коэффициент нефтенасыщенная для подсчета запасов принят равным 0,77, газонасыщенность — 0,73. Коэффициент пористости для газонефтяной зоны — 0,14, для остальных — 0,165.

Пласт Ю₁⁰ испытан в разведочной скв.163 в интервале 2312−2309 м. При опробовании получен приток газа дебитом 58,9 тыс. м3/сут через 8,9 мм шайбу при депрессии на пласт 16,1 МПа, пластовое давление 24,3 МПа. При совместном опробовании пластов Ю₁⁰+Ю₁¹ в скв.152 в интервале 2354−2344 м. получен приток нефти дебитом 17 м³/сут на 61 мм штуцере, газа — 3,8 тыс. м³/сут при депрессии на пласт 7,36 МПа, газовый фактор — 226 м³/м³. Запасы УВ по пласту Ю₁⁰ посчитаны по категории С₁.

Несмотря на то, что каждый из шести продуктивных пластов представлен самостоятельной залежью, по которой посчитаны запасы УВ, все они характеризуются едиными уровнями газожидкостных контактов, что позволяет рассматривать всю песчано-алевролитовую толщу верхнеюрского отдела, как единый массивно-пластовый резервуар. ГНК проводится на средней отметке — 2225 м, ВНК на отметке — 2244 м. Эти данные были приняты ГКЗ при утверждении запасов в 1972 г. Вновь полученные данные, пробуренных после 1972 г, подтвердили положение газожидкостных контактов. Однако необходимо отметить, что в ряде случаев в отдельных скважинах или на отдельных участках наблюдается отклонение от принятых средних значений абсолютных отметок ГНК и ВНК. Это объясняется особенностями формирования нефтегазовых залежей. В связи со сложным литологическим строением пластов возможно наличие изолированных линз и тупиковых зон коллектора гидродинамически не связанных с основной частью залежи, что определяет возможность наличия скопления нефти или воды, соответственно, выше или ниже средних отметок газожидкостных контактов.

Наряду с этим одной из важных проблем является вопрос о характере нефтяной оторочки Лугинецкого месторождения. Ранее представлялся вариант строения Лугинецкого месторождения с нефтяной оторочкой подстилающего типа. Основанием для этого послужило наличие песчаников пласта Ю₃ в скв.151, которые не были опробованы, но по данным ГИС интерпретированы, как нефтенасыщенные. Окончательно этот вопрос был выяснен при опробовании скв.180, пробуренной в непосредственной близости от скв.151. При испытании пласта Ю₃ в интервале 2365−2355 м. был получен слабый приток минерализованной воды дебитом 0,5 м³/сут при Hд = 178,5 м. Отсутствие нефтяной залежи в пласте Ю₃ позволяет считать, что нефтяные оторочки продуктивных пластов верхней юры имеют кольцеобразный вид.

Необходимо отметить, что в абсолютном большинстве скважин Лугинецкого месторождения этаж нефтеносности близок к 19−20 м, т. е. равен разнице между утвержденными отметками ГНК (-2225 м) и ВНК (-2244 м). Постоянство этажа нефтеносности сохраняется при значительных отклонениях положения отбитого в скважине ВНК от утвержденной ГКЗ отметки в любую сторону, т. е. ГНК тоже как бы синхронно отклоняется с ВНК вверх или вниз по разрезу [2].