Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР — одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-апатского возраста и составляет 1,5−2 км. Из числа пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна — отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353 м).

На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.

На кривой геолого-статистический разрез (ГСР) в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10−1 и БС10−2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11−1 и БС11−2.

Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 — 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11−1 и БС11−2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (рис. 1.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11−1 по сравнению с пластом БС11−2.

Основной из них пласт БС11−2 вскрыт на глубине 2416−2507м. Залежи пласта БС11−2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11−1 и БС11−2, сложены песчаниками среднеи мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390−2422 м. вскрыт пласт БС11−1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11−2 имеет среднюю пористость 21%, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11−1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м (средняя 2,9 м).

В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта. Отложения пласта БС10−2 вскрыты на глубине 2360−2455 м. Залежь пласта — сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10−1 и БС10−2 сложены песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10−1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350−2395 м. Между собой пласты БС10−1 и БС10−2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м.

Коллекторские свойства пласта БС10−1 колеблются в широких пределах — пористость от 16 до 24,8% (средняя 21−22%), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10−2 отличается более высокими коллекторскими свойствами — пористость 18 — 25% (средняя 22,9%), проницаемость 0,002 — 0,527 мкм кв. (средняя 0,263 мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг.

Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10−2 и БС11−2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 — 2842 м., к нему приурочены локальные пластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.

Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения.

Как видно из таблицы 1.1, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость — 17%, проницаемость — 0,014 мкм², нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов — аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные в Сиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10−2, а наименьшей — пласт БС11−1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11−1 и БС10−1 с одним пропластком; пласты БС10−2 и БС11−2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.