Геологическое строение и литологические особенности залежи Мурьяунского нефтяного месторождения Тюменской области
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)
Геологический факультет
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ
(ДИПЛОМНАЯ) РАБОТА
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
СТРОЕНИЕ И ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕЖИ мУРЬЯУНСКОГО НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
Работу
выполнил А.С. Торманов
Научный
руководитель Т.Н. Пинчук
канд.
геол.-мин. наук, доцент
Нормоконтролер
О.Л. Донцова
канд.
географ. наук, доцент
Краснодар 2013г.
РЕФЕРАТ
В работе рассмотрены общие сведения о районе Мурьяунского месторождения.
Описана геолого-геофизическая характеристика месторождения. История и методы
разведки и разработки. Произведен анализ геологической информации, существующей
на данный момент. Изучены коллекторские свойства продуктивных пластов
месторождения и сделаны выводы о перспективах нефтеносности.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Мурьяунское месторождение, пласт АС9, пласт ЮС2, пласт
АЧИМ3, АЧИМ4, БС71, коллекторские свойства, нефтеносность Мурьяунского
месторождения, тектоника западной части сургутского свода, Тянское
месторождение.
ВВЕДЕНИЕ
Западная Сибирь, Сургутский район является одним из главных
нефтегазодобывающих районов страны, в которой довольно хорошо разведаны
месторождения углеводородов. Открытые месторождения углеводородов в Сургутском
районе находятся на заключительной стадии эксплуатации, а основным направлением
геолого-разведочных работ на нефть и газ, обеспечивающим прирост запасов
является меловые отложения Мурьяунского месторождения. До 2000 года Мурьяунское
месторождение входило в состав Тянского месторождения, открытого в 1985 году
бурением первой поисковой скважины № 101П. С октября 2000 года оно выделено как
самостоятельное месторождение, входящие в состав Тянской группы месторождений.
Запасы нефти утверждены в ГКЗ СССР протоколами NN 10991,10992 от 28.12.90 года.
Целью данной работы является изучение особенностей коллекторских свойств
продуктивных пластов Мурьяунского месторождения.
В процессе достижения цели решались следующие задачи:
анализ всей геологической информации по Мурьяунскому месторождению;
анализ коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения по
петрофизическим данным;
выявление особенностей коллекторских свойств продуктивных пластов.
Актуальность работы в том, что она проведена на заключительной стадии
разработки месторождения и обоснования извлечения остаточной нефти из
продуктивных пластов месторождения.
В основу предоставляемой работы легли геологические, инженерные и
экономические расчеты, выполненные при помощи созданной геологической и
гидродинамической информации. Анализ имеющийся на сегодняшний день
геолого-геофизической и промысловой информации, результаты геологической
интерпретации, результаты интерпретации ГИС в скважинах, результаты специальных
исследований керна, пластовой жидкости, гидродинамических исследований в
скважинах.
Использованы литературные, фондовые материалы и интернет ресурсы.
Представленная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и
библиографического списка.
1. ОБЩИЕ
СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
1.1 Физико-географический очерк
В административном отношении Мурьяунское месторождение расположено в
Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области
(рисунок 1.1).
Рисунок 1.1
Климат района континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная.
Средняя температура самого холодного месяца, января -21.40С. Толщина снежного
покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами
составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с
частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16,8оС,
с абсолютным максимумом +34о С. Первая половина лета сухая с небольшим
количеством осадков. Дожди преимущественно малоинтенсивные, наибольшее их
количество выпадает в июле и августе.
Месторождение расположено в междуречье верховий рек Пим и Тромъеган.
Гидрографическая сеть в пределах исследуемого района представлена реками
Тромъеган, Люкъягун, Муроягун, Ай-Муроявин, Муроявин, Пихтинкоявин, Сукурьяун,
др., также небольшими ручьями без названия. Густота речной сети 0,30-0,35
км/км2. Заозерность территории района работ составляет 21%. На территории
Мурьяунского месторождения по площади преобладают болотные комплексы (53,7%).
Водоохранные зоны рек и озер (включая озера) занимают около 53% . %.
Пойменно-долинные ландшафты занимают 8% территории месторождения. На территории
месторождения выделяются водоохранные зоны водоемов, ширина водоохранной зоны
рек - до 500 м, озер - 300-500 м.
Ближайший населенный пункт, имеющий железнодорожное и авиационное
сообщение - г. Сургут, находящийся в 150 км на юго-восток, ближайший
административный центр - п. Нижнесортымский. Мурьяунское месторождение
расположено на землях гослесфонда Сургутского лесхоза (леса III группы).
Преобладают темнохвойные (кедровые) пойменные леса (3.49%) с примесью из ели,
березы с подростом из ели и кедра. Подлесок хорошо развит (рябина, черемуха),
имеет высоту 3-5 м, проективное покрытие травяного яруса составляет около
40-50%. Единично встречаются кустарнички (брусника, линней северная). Моховой
покров не сомкнут 15-20%, состоит из кукушки. Согласно геоботаническому
районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) Мурьяунского месторождения
расположена в северной подзоне тайги. Леса различного типа занимают 17,3%.
Анализ имеющихся материалов свидетельствует, что животный мир территории
месторождения составляют представители пойменного, болотно-озерного и долинно-таежных
фаунистических комплексов. Высокая заболоченность, наличие крупных озер,
незначительное присутствие лесопокрытых территорий определяют относительно не
богатый состав и численность животного населения. Среди охотничье-промысловых
видов наибольшее значение имеют боровые птицы и некоторые млекопитающие.
Район слабозаселенный, плотность населения составляет менее 1 человека на
квадратный километр. В основном население проживает в поселках, образовавшихся
в связи с разработкой Лянторского и Нижнесортымского месторождений. Коренные
жители - ханты проживают в небольших национальных поселках по берегам рек,
ведут кочевой образ жизни и занимаются традиционными видами промысла - охотой,
рыболовством и оленеводством.
В Сургутском районе и в непосредственной близости от месторождения
имеются промышленные запасы песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и
кирпичных глин, которые могут использоваться в процессе обустройства
месторождения, при строительстве автодорог, оснований под кусты скважин, в
промышленном и гражданском строительстве.
Районный центр город Сургут является крупным речным портом в Среднем
Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Тобольск,
Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера
и юга области, а также с европейской частью страны.
1.2 Геолого-геофизическая изученность района
Мурьяунское месторождение до 2000 года входило в состав Тянского
месторождения, открытого в 1985 году бурением первой поисковой скважины № 101П.
С октября 2000 года оно выделено как самостоятельное месторождение, входящие в
состав Тянской группы месторождений. Запасы нефти утверждены в ГКЗ СССР
протоколами NN 10991,10992 от 28.12.90 года.
В результате, проведенных геологоразведочных работ, установлена нефтеносность
9 пластов: 3 пластов группы АС (АС7, АС9, АС10), 2 пласта группы БС (БС7,
БС81), 2 пласта ачимовской толщи (АЧ3, АЧ4), пласт ЮС0 и пласт ЮС2 юрских
отложений. На месторождении выделено две площади, приуроченные к Турынской и
Мурьяунской структурам. В общегеологическом плане территория месторождения
расположена северной части Западно-Сибирского седиментационного бассейна.
Породы фундамента вскрыты параметрической скважиной №11а
Западно-Перевальной площади, в которой палеозойские отложения представлены
мендалекаменными андезитовыми порфиритами (вскрытая толща палеозойского
фундамента 102м).
Отложения промежуточного комплекс, по данным исследования керна из
скважины № 11а, представлены базальтом и базальтовыми порфиритами.
Геолого-геофизические исследования территории Широтного Приобья, в
пределах которой расположено Муръяунское месторождение, были начаты в конце
40-х годов. Это были, в основном, мелко- и среднемасштабные
геолого-геофизические исследования, которые до 1957 года носили региональный характер.
К этому времени на территории Широтного Приобья проведены
геолого-геоморфологические и аэромагнитные исследования (масштаб 1:1000000 и
1:200000), а также гравиметрические исследования (масштаб 1:200000). В
результате этих работ установлены общие закономерности геологического строения
мезозойско-кайнозойских отложений, составлена геологическая карта масштаба
1:1000000, тектоническая схема доюрских образований, выявлен ряд крупных
тектонических элеменотов, в том числе - Сургутский свод.
Планомерные площадные исследования сейсморазведки МОВ с целью выявления
перспективных для поисков залежей нефти и газа структур на Сургутском своде
проводятся с 1958 года. За период с 1958 по 1965 гг. вся территория свода была
покрыта площадными сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1:100 000. К
середине 60 гг. прошлого века на Сургутском своде были выявлены Лянторская,
Востокинская, Ватинская, Вершинная, Западно-Сургутская, Северо-Сургутская,
Быстринская, Конитлорская, Федоровская и ряд других структур.(приложение, рисунок
1.3.2)
Непосредственно Тянское месторождение, в состав которого входило
Мурьяунское месторождение, было подготовлено региональными и площадными
сейсмическими работами в модификациях МОВ и ОГТ в 1969-86 гг.. В результате
работ этих лет изучен структурный план месторождения, выявлены и закартированы
литологические ловушки в неокомских отложениях, изучено строение палеозойских
отложений.
Расширение объемов ГРР позволило в 1988 году опоисковать все локальные
структуры, входящие в состав Тянского месторождения.
Для изучения скоростной характеристики разреза, уточнения стратификации
выделенных в нем отражающих горизонтов, а таже для изучения других особенностей
разреза на Тянском месторождении и прилегающих к нему площадей проведены
сейсмические работы. На площади работ такие исследования выполнены в скв. 585,
593 Юкъяунских и 11А Западно-Перевальной.
Геофизические исследования, проведенные в пределах отчетной площади и
прилегающей к ней территории, приведены в таблице 1.2 (приложения). Суммарная
плотность сейсмических профилей по Мурьяунской и Турынской площадям составляет
2.363 пог. км/км2 (2 Д).
Всего по материалам подсчета запасов (1.04.1990г.) на Тянской группе
нефтяных месторождений открыто 63 залежи нефти в 21 пласте. Основная доля
запасов приходится на пласты группы АС.
Структурно-тектоническое строение площади детально изучено по результатам
работ СП. 14,71/83-86 и СП. 10/94,95 г.
1.3 Геологическое строение
.3.1 Стратиграфия и литология
Литолого-стратиграфический разрез Мурьяунского месторождения представлен
породами: палеозойского фундамента, переходного комплекса и
мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (приложение, рисунок 1.3.1)
Палеозойская эратема (Pz)
Палеозойский фундамент вскрыт на глубине 4500км в скв.4552 и представлен
биотитовыми гранодиоритами и андезитодацитовыми порфиритами (описание шлифов
Кропотовой Е.П., ТО СНИПИнефть). По данным сейсморазведки глубина залегания
фундамента на рассматриваемой территории, судя по отражающему горизонту
"А", изменяется от 3,1 до 3,6км. На породах складчатого фундамента
залегает кора выветривания. Вскрытая мощность палеозойских отложений фундамента
и коры выветривания составляет около 60м.
Мезозойская группа (Mz)
Юрская система (J), в пределах изучаемой территории, представлена тремя
отделами: нижним, средним, верхним. В сейсмическом разрезе юрским отложениям
соответствует толща пород, заключенная между отражающими горизонтами
"А" и "Б", мощность которой достигает здесь 650 м.
Нижний отдел /J1/.
Горелая свита залегает с угловым несогласием на породах пермо- триаса.
Отложения свиты, представлены, преимущественно, аргиллитами темно-серыми, с
прослоями песчаников и алевролитов. Возраст отложений датируется
плинсбах-тоаром. Из этих отложений Комиссаренко В.К. определены фораминиферы,
что позволяет отнести их к образованиям морского генезиса.
К кровельной части горелой свиты, приурочен отражающий горизонт Т3. Общая
толщина свиты достигает 103 м.
Средний отдел /J2/.
Тюменская свита, представлена серией аллювиальных толщ, каждая из которых
врезана в подстилающую (констративный аллювий). В составе толщ в их нижних
частях обособляются преимущественно алеврито-песчаные отложения руслового
генезиса, которые перекрываются глинами пойм. Русловые образования аллювия
слагают пласты ЮС22 - ЮС8. Отложения континентального генезиса.
В верхней части тюменской свиты в пласт ЮС2 объединяются отложения
аллювиальной аккумулятивной равнины (ЮС22) и базального горизонта
келловей-оксфордской трансгрессии (ЮС21). Последний представлен переслаиванием
глин, алевролитов и песчаников. Характерным для алевролитов и песчаников
являются "рябчиковые" текстуры. Отмечаются включения морской
микрофауны (фораминифер) обедненного комплекса, по которым пласт ЮС21
датируется келловеем.
Возраст тюменской свиты ниже пласта ЮС21 установлен по палинологическим
комплексам и датируется аален-батом.
Верхний отдел /J3/.
Отложения верхнего отдела выделяются в объеме абалакской и баженовской
свит.
Абалакская свита (васюганская+георгиевская)/J3k-o-km/. Представлена аргиллитами темно-серыми, преимущественно
тонкоотмученными, однородными. По разрезу отмечаются включения пирита,
глинисто-карбонатные конкреции. Свита делится на две подсвиты. Верхняя
подсвита, является возрастным аналогом георгиевской свиты, в её отложениях
встречаются включения глауконита, датируется она кимериджским веком. В образцах
керна абалакской свиты, обнаружено большое количество макрофауны и
микрофаунистических комплексов, на основании которых ее возраст в целом
датируется келловей-оксфорд-кимериджем. Мощность пород абалакской свиты составляет
28-47 м.
Баженовская свита /J3v/. Сложена аргиллитами черными с
буроватым оттенком, плитчатыми и массивными, с плоским и раковистым изломом,
иногда с повышенным содержанием кремнистого или карбонатного материала,
битуминозными. Встречаются стяжения пирита. В аргиллитах отмечаются отпечатки
рыбных остатков, раковин аммонитов. На отдельных участках месторождения
битуминозные аргиллиты переслаиваются небитуминозными песчано-глистыми
разностями по составу и текстурным особенностям, сходными с ачимовскими отложениями,
и образуют аномальные ачимовско-баженовские разрезы (АР), характеризующиеся
увеличенными толщинами.
Возраст пород, слагающих баженовскую свиту - волжский - низы берриасса.
К отложениям баженовской свиты, приурочен отражающий сейсмический
горизонт «Б». Толщина баженовской свиты составляет 30 - 34м, с АР достигает
150м.
Меловая система /К/.
Система представлена двумя отделами: нижним и верхним. В сейсмическом
разрезе меловым отложениям соответствует толща, заключенная между отражающими
горизонтами "Б" и "С". Мощность отложений мела 2000-2150 м.
Нижний отдел /К1/.
В объеме отдела выделяются: ахская, черкашинская, алымская и нижняя часть
покурская свиты.
Отложения неокома (берриас - баррем) Юкъяунского месторождения по
геологическому строению следует отнести к Тобольско-Надымскому лито-фациальному
району. За это время здесь накопились отложения ахской и черкашинской свит.
Ахская свита / К1Б- q
/.Отложения этой свиты расчленяются на две подсвиты.
Нижняя подсвита включает подачимовскую толщу, представленную глинами
аргиллитоподобными, тёмно-серыми, тонкоотмученными, с горизонтальной
микрослоистостью, прослоями битуминозные.
Выше залегают алеврито-песчаные образования ачимовской толщи. В целом на
территории месторождения в их составе выделяются четыре пласта: АЧИМ-1, АЧИМ-2,
АЧИМ-3 и АЧИМ-4.Отложения ачимовской толщи перекрываются глинистой толщей
(надачимовская толща), представленной глинами аргиллитоподобными вверх по
разрезу всё более алевритистыми с тонкими линзами алевролитов и песчаников.
Венчают разрез нижней подсвиты глины аргиллитоподобные тёмно-серые
тонкоотмученные сармановской пачки. Возраст подсвиты - берриас-валанжинский.
Верхняя подсвита сложена образованиями двух пачек. Пачка 1 представлена
глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми с невыдержанными по площади
алеврито-песчаными пластами (БС1 - БС6). Отмечаются включения пиритизированных
водорослей, пирит, сидерит.
Пачка 2 (пимская) сложена глинами аргиллитоподобными тёмно-серыми до
чёрных, тонкуоотмученными. Вверх по разрезу глины постепенно становятся всё
более алевритистыми.
Время формирования отложений подсвиты - нижний готерив.
Следует отметить, что в северо-западном направлении толщина нижней
подсвиты ахской свиты уменьшается за счёт погружения сармановской пачки.
Соответственно в том же направлении увеличивается толщина верхней подсвиты.
Черкашинская свита /К1q-Бr/. Образования ахской свиты согласно
перекрывают отложения черкашинской свиты, которая делится на две подсвиты.
Нижняя представлена переслаиванием глин тёмно-серых аргиллитоподобных,
алевролитов и песчаников. Последние расчленяются на пласты АС7-12. В кровле
подсвиты залегает быстринская пачка глин. Возраст подсвиты, определён как
готеривский.
Верхняя подсвита также представлена чередованием глин тёмно-серых,
алевролитов и песчаников. В составе подсвиты, выделяются пласты АС5-6. Её
возраст - баррем.
Алымская свита /К1а/. Подразделяется на две подсвиты: верхнюю и нижнюю.
Литологически свита, сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми,
тонкоотмученными, в средней части свиты с прослоями алевролитов, реже
песчаников; встречаются маломощные прослойки глинистых известняков. В породах
алымской свиты, обнаружены спорово-пыльцевые комплексы. В состав верхней
подсвиты входит кошайская пачка, являющаяся надежным корреляционным репером в пределах
Среднеобской, Фроловской и Каймысовской нефтеносных областей. Мощность
отложений 120-160 м. Возраст свиты датируется аптским веком.
В подошве свиты залегает пласт АС4.
К подошве кошайской пачки приурочен опорный горизонт "М".
Покурская свита (нижняя и средняя подсвиты). Представлена преимущественно
песками серыми с прослоями глин алевритистых; отмечаются прослои глинистых
известняков и сидеритов, редкие фораминиферы. Датируется апт-альбским веками.
Верхний отдел /К2/.
Покурская свита (средняя и верхняя подсвиты). Представлена песками и
песчаниками серыми, зеленовато-серыми, прослоями известковистыми; алевролитами
и глинами.
Кузнецовская свита /К2t/.
Сложена однообразной толщей морских глин темно-серых, плотных, массивных с
небольшим содержанием алевритового материала, с тонкой неясновыраженной
слоистостью. В породах встречаются остатки раковин пелиципод и фораминифер.
Мощность отложений 25-30 м.
Березовская свита /К2k+st+cp/. Подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.
Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками, которые иногда переходят
в опоковидные глины серые и светло-серые.
Верхняя подсвита, представлена глинами опоковидными серыми и темно-серыми
с зеленоватым оттенком, алевритистыми, тонкоотмученными; встречается глауконит.
Мощность отложений свиты 165-180 м.
Ганькинская свита /К2m+d/. Отложения свиты завершают разрез
меловой системы. Литологически она представлена глинами серыми и
зеленовато-серыми тонкоотмученными неяснослоистыми с мелкораковистым изломом с
включениями пирита, иногда глауконита. Встречаются растительные остатки и
чешуйки рыб. Возраст свиты датируется маастрихт-датским веками. Мощность
описываемых пород 75-80 м.
Кайнозойская группа (Кz).
Палеогеновая система /Р/ представлена тремя отделами: палеоценовым,
эоценовым и олигоценовым. Мощность отложений палеогена колеблется в пределах
750-800 м.
В объеме палеогена выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская,
атлымская, новомихайловская, журавская свиты.
Талицкая свита /Р1/, представлена глинами серыми и темно-серыми, В объеме
палеогена выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская,
новомихайловская, журавская свиты, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком,
неяснослоистыми, алевритистыми. В основании свиты среди глин встречаются тонкие
линзочки алевролитов, иногда известковистых. Мощность свиты 110-115 м.
Люлинворская свита /Р2/. В люлинворскую свиту объединены породы нижнего,
среднего и верхнего эоцена. Свита, подразделена на три подсвиты: нижнюю,
среднюю, верхнюю.
Нижняя подсвита, сложена опоками и опоковидными глинами. Опоки серые и
светло-серые, крепкие, с раковистым изломом, с примесью алевритового материала.
Средняя подсвита, представлена диатомитами и диатомитовыми глинами.
Диатомиты светло-серые, пористые, легкие. Диатомитовые глины зеленовато-серые.
Верхняя подсвита, сложена глинами серовато-зелеными, алевритистыми,
диатомовыми с глауконитом. Общая мощность люлинворской свиты 225-240 м.
Тавдинская свита /Р2+3/. Представлена глинами зеленовато-серыми,
алевритистыми, неяснослоистыми, иногда с гнездовидно-линзовидными включениями
алевролитов. Встречаются тонкие линзочки известняков и сидерита. Мощность
отложений 160-180 м.
Атлымская свита /Р3/. Представлена песками светло-серыми,
кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с включениями обугленных
растительных остатков, прослоев алевролитов, глин и бурых углей. Мощность
отложений 110-150 м.
Новомихайловская свита /Р3/. Представлена чередованием глин, алевритов и
песков. Встречаются прослои углей. Мощность отложений 110-150 м.
Журавская свита /Р3/. Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми
алевритистыми с прослоями и линзами алевритов, с включениями глауконита.
Четвертичная система. Отложения этой системы несогласно залегают на
породах верхнего олигоцена. Литологически они представлены суглинками, супесями,
песками серыми и желтовато-серыми, мелко- и среднезернистыми с обломками
лигнитизированной древесины. Для отложений характерны торфяники и
почвенно-растительный слой.
Мощность четвертичных образований 20-30 м.
Литолого-стратиграфическая колонка представлена в приложении, рисунок
1.3.1.
1.3.2 Тектоническое строение
Мурьяунское месторождение, располагается в тектонически-активном районе.
По восточной окраине Тянской группы месторождений (Западно-Перевальная и
Юкъяунская площади) проходит тектоническая граница, разделяющая области
различной возрастной складчатости. К западу от этой границы располагаются
выступы - горсты байкальских складчатых комплексов Ляминского выступа и
Надымской впадины, к востоку - Сургутско-Пуровский антиклинорий инверсионного типа
развития, сложенный глинисто-сланцевой формацией девонского возраста.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный
толщей спокойно залегающих мезозойских и кайнозойских осадочных пород,
накапливавшихся в условиях устойчивого пригибания фундамента.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла
Западно-Сибирской плиты (приложение, рисунок 1.3.2), Тянская группа
месторождений, в состав которой входит Мурьяунское месторождение, расположена
на Северо-западном склоне Сургутского свода и граничит с другой структурой
первого порядка - Северо-Сургутской моноклиналью. Положительные структурные
элементы, контролирующие нефтегазоносность связаны со структурой второго
порядка - Тромъеганским куполовидным поднятием (КП). Оно отделяется от других
положительных тектонических элементов серией прогибов: на севере от Нумтовского
малого вала - Восточно-Ватлорским малым прогибом; на юге от Нижнесортымского КП
- Восточно-Нижнесортымским малым прогибом; на западе от Июльского малого вала -
Восточно-Айпимским малым прогибом; на востоке от Верхненадымского КП - Соимской
малой котловиной.
Мурьяунское нефтяное месторождение расположено на Тромъеганском К.П.,
контролируется двумя положительными структурами третьего порядка: Турынской и
Мурьяунской. Мурьяунское локальное поднятие имеет размеры по отражающему
горизонту Б 20X3-10 км, амплитудой около 55 метров и
вытянутое в субширотном направлении. Турынское локальное поднятие имеет
вытянуто в северо-восточном направлении и имеет размеры по отражающему
горизонту Б: 12 х 2 - 7, амплитуду 62м.
1.4 Гидрогеологическая характеристика
Химический состав и свойства пластовых вод месторождений Мурьяунской
группы изучены на образцах 17 проб из скважин преимущественно Тянской площади
Основные физические свойства и химический состав пластовых вод пластов
ачимовской толщи и юрских отложений, ввиду отсутствия качественных данных
приняты по аналогии с близлежащим Лосевым месторождением.
Как следует из результатов исследований, химический тип вод
гидрокарбонатно-натриевый (по В.А. Сулину). Основные солеобразующие компоненты
представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Как
следует из анализа характеристик пластовых вод по району в целом, по содержанию
полезных компонентов воды не представляют промышленного интереса в качестве
источника минерального сырья (за исключением йода, концентрация которого
достигает промышленного уровня).
Общая
минерализация пластовых вод незначительна и составляет в среднем 15-18 г/л, что
практически совпадает с минерализацией вод аналогичных залежей соседних
месторождений. Повышенное значение минерализации (26 г/л) закономерно
обнаруживается у вод пласта 
.
Максимальная
газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 м3/м3. По мере удаления от
ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает
0,3 - 0,8 м3/м3.(таблица 1.4).
Содержание
тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 3-4%,
однако вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 10% (что
подтверждается результатами исследований водорастворенных газов других
месторождений Сургутского свода).
Концентрация
неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот) не превышает в сумме 3-8%,
лишь на локальных участках достигая 10%. Сероводород в составе газов по району
в целом не обнаружен.
Таблица
1.4 Свойства пластовых вод
|
Наименование параметра
|
 
|
|
|
Газосодержание, м3/м3
|
2,65
|
2,51
|
|
Вязкость, мПа*с
|
0,4228
|
0,4114
|
|
Плотность воды, кг/м3: - в
условиях пласта - на поверхности в стандартных условиях
|
992,5 1007,4
|
990,6 1006,8
|
|
Объемный коэффициент
|
1,017
|
1,019
|
2. МЕТОДИКА
ИССЛЕДОВАНИЙ
Исследования особенности коллекторов Мурьяунского месторождения шла
неотрывно с анализом нефтенасыщенности пластов. Залежь нефти в пласте АС9 не
является классической пластово-сводовой. Основное влияние на залегание
углеводородов оказывает литологический фактор, существенно ограничивающий
площадь нефтеносности. Таким образом, залежь можно отнести к смешанному
пластово-сводовому типу.
Пласт АС10 охарактеризован керновыми исследованиями менее равномерно.
Общее количество исследованных образцов 154 но верхняя часть пласта
исследовалась по 38 образцам их трех скважин, а нижняя по 116 образцам по одной
скважине 3143.
Тем не менее, для обоих пластов характерен при сопоставлении пористости и
проницаемости значительный разброс значений проницаемости для одного и того же
значения пористости. Это часто встречается при пленочном типе цементации,
когда, в первую очередь, перекрываются пережимы пор, контролирующие
фильтрационные характеристики коллектора, а расширения пор, контролирующие
емкостные свойства пород, изменяются литологически-ограниченному типу.
Вышележащие коллекторы имеют аналогичный поровый тип, участками
трещиновато-поровый. При анализе петрофизических и петрографических данных
составлены схемы формирования продуктивных пластов по генетическим диаграммам и
их параматрам. Составлены палеогеографические схемы осадконакопления
продуктивных пластов по возрасту. Выведены фильтрационно-емкостные свойства
коллекторов по продуктивным пластам. Сделан анализ литологическим,
петрографическим, петрофизическим, палеонтологическим залежам Мурьяунского
месторождения.
коллекторский
продуктивный пласт месторождение
3.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 Геолого-геофизическая характеристика залежи
Согласно «Тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного
чехла Западно-Сибирской геосинеклизы» (под ред. И.И.Нестерова, 1990 г)
Мурьяунское месторождение расположено в северной части Тромъеганского
куполовидного поднятия (КП) крупной структуры II порядка, расположенной в
пределах юго-восточной части структуры I порядка - Северо-Сургутской
моноклинали. Тромъеганское КП имеет размеры 40х60 км, амплитуду более 200 м
(приложение, рисунок 1.3.2).
Мурьяунское месторождение в структурном плане соответствует Ехампийскому
локальному поднятию (ЛП).
Ехампийское ЛП имеет вид брахиантиклинали субширотного простирания и
ограничивается по ОГБ изогипсой-2850м. Размеры этого поднятия 6.5х 4.0 км,
амплитуда равна 40м. По отражающему горизонту Нас10 Ехампийское ЛП
оконтуривается сейсмоизогипсой-2270м, вытянуто в субширотном направлении и
имеет размеры 7х4 км и амплитуду 25м. Тромъеганское и Ехампийское ЛП разделены
неглубоким 20-метровым прогибом шириной 4км.
Таким образом, наблюдается унаследованность в развитии всех основных
структурных элементов с выполаживанием структур снизу вверх по разрезу.
3.2 Литологические особенности залежи и их формирование
В основу фациального анализа обстановок осадконакопления положены
результаты лабораторного исследования керна: послойное описание,
фотографирование в белом и ультрафиолетовом свете, профильные исследования
общей радиоактивности, проницаемости и акустических характеристик на
полноразмерном керне, определение фильтрационно-емкостных свойств,
петрографическое изучение литолого-минералогических характеристик пород в
шлифах, анализ их гранулометрического состава и глинистости, термовесовой
анализ карбонатности, рентгенофазовый анализ глинистой составляющей, элементный
состав пород и другие.
На Мурьяунском месторождении продуктивными являются пласты АС7, АС9,
АС10, БС71, БС81 Ач2, Ач3 и ЮС2. Основными объектами являются пласты АС9 и
АС10. Для этих пластов проведен фациальный анализ и выделены фациальные
комплексы. Для пород остальных пластов приведена только литологическая
характеристика пород.
Для пластов АС9 и АС10 в комплексе с результатами изучения керна
проводилась интерпретация электрометрических моделей ГИС по методу
В.С.Муромцева, что позволило определить границы выделенных фациальных
комплексов. При этом для каждого пласта Тянская группа месторождений
рассматривалась как единый палеогеографический объект с детализацией
литолого-петрофизических характеристик пород для пластов АС9 и АС10
Мурьяунского месторождения.
Пласт АС10
Формирование продуктивных отложений пласта АС10 Мурьяунского
месторождения происходило в дельтовых каналах и рукавах, а также в каналах и
конусах выноса промоин, периодически рассекавших низменные пойменные участки
палеоландшафта.
Отложения дельтовых каналов и рукавов имеют преимущественно песчаный
состав и сложены крупнокосослойчатыми и горизонтальнослойчатыми песчаниками. В
подчиненном количестве присутствуют мелкокосослойчатые песчаники и алевролиты.
Нижние части разрезов часто сложены массивными песчаниками, строение которых
осложняется присутствием слабоокатанных и неокатанных глинистых интрокластов.
Для пласта АС10 характерно неоднократное повторение в разрезе отложений
аллювиальных циклов разного ранга, каждый из которых отвечает одному этапу
врезания и заполнения аллювиального канала. Небольшие мощности аллювиальных
циклов, а также отсутствие в их верхних частях тонкозернистых
алеврито-глинистых отложений, обычно завершающих полный аллювиальный цикл,
свидетельствует об их формирование в пределах крупной русловой системы,
характеризующейся смешанным донным стоком и активной боковой миграцией русел.
Мощности аллювиальных циклов и их строение существенно изменяться по разрезу, что
связано с неустойчивым режимом водной разгрузки местной дренажной сети, а также
эрозионным срезанием верхних частей аллювиального цикла при формировании нового
цикла. Выше поверхности размыва, снизу вверх, отмечается последовательность
литотипов отвечающих аллювиальному циклу заполнения русел.
Для большинства аллювиальных циклов характерно выпадение тех или иных
фациальных отложений. В зависимости от того, какая часть аллювиального цикла
уничтожается размывом, выделяются следующие морфологические разновидности:
1) отсутствует верхняя часть ритма сложенная пойменными осадками;
2) размывается вся верхняя половина аллювиального цикла и следующий
аллювиальный цикл ложится несогласно на нижний.
В пределах аллювиальных циклов отмечаются слабо выраженные тенденции
утонения зернистости песчаников от среднемелкозернистых в основании циклов к
более мелкозернистым в его верхней части. Однако такие гранулометрические
тренды часто слабо выражены и во многих случаях не фиксируются совсем, особенно
в разрезах, где размыты верхние части циклов.
Разнообразное строение песчаников из разных частей разреза пласта АС10,
отражает широкий спектр динамики водного потока, отлагавшего песчаный материал.
Это выражается, прежде всего, в изменении углов падения передовых слойков и их
толщины в косослоистых сериях. Появление в основании аллювиальных циклов
массивных песчаников отражает периоды максимальной водной разгрузки и связано с
внедрением достаточно крупных потоков транспортирующих значительные объемы
осадков. Высокий эрозионный потенциал таких потоков приводил к размыву
подстилающих глинистых осадков и обогащению песчаников глинистыми интракластами
(приложения, рисунок 3.2.1). Высокая концентрация твердой фазы в таких потоках
препятствовала фракционной сортировке обломочного материала, в результате чего
осадки приобрели массивный облик после осаждения. Образование горизонтально
слойчатых и косослойчатых песчаников отражает достаточно высокую скорость и
осадочную нагрузку водного потока. Формирование прослоев мелко косослойчатых песчаников,
расположенных среди крупно косослойчатых серий связано с периодами
значительного снижения водной разгрузки (приложения, рисунок 3.2.1). При очень
медленной скорости водного потока на поверхности песчаного тела развивалась
рябь течений (приложения, рисунок 3.2.2а). Уменьшение гидродинамической
активности водного потока приводит к постепенному переходу русловых отложений в
пойменные, с последующим зарастанием поймы и накоплением фаций болотного типа
(приложения, рисунок 3.2.2б).
На динамогенетической диаграмме Рожкова Г.Ф., в основу которой положены
значения асимметрии и эксцесса гранулометрического распределения обломков пород
по размерам, точки, соответствующие породам пласта АС10, концентрируются в V и VI зонах, которые соответствуют континентальным речным фациям
(слабые и сильные речные течения) (приложения, рисунок 3.2.3).
Особенности строения русловых песчаников и их значительные мощности
предполагают их формирование в пределах дельты лопастного типа
характеризующейся частой латеральной миграцией дельтовых проток, в пределах
которой происходило формирование сложно построенного, комбинированного
песчаного тела, состоящего из вертикально наложенных и латерально примыкающих
русел. Активная латеральная миграция и ветвление дельтовых проток способствовали
развитию песчаных тел с покровной геометрией. На электрокаротажных диаграммах
отложения продуктивные отложения характеризуются блоковой формой кривых
значений ПС, свидетельствующей о более или менее однородном гранулометрическом
составе пород. Перекрываются отложения данной литофации пойменными отложениями.
Литологически отложения поймы представлены сложным переслаиванием
песчаников, алевролитов обогащенных мелким углистым детритом, массивных и
линзовиднослоистых аргиллитов с прослоями углей. Продуктивные отложения в
пределах данной литофации представлены среднемелкозернистыми и мелкозернистыми
песчаниками, образующими единичные слои среди тонкослоистых аргиллитов и
алевролитов. Слои характеризуются резкой эрозионной подошвой, более
грубозернистым составом песчаников в их нижней части. Строение песчаных пачек
представлено сериями крупной косой и мелкой косой слоистости. В верхней части
песчаных слоев косослоистые серии сменяются интервалами, представленными
течениевой рябью. Строение песчаных пачек усложняется появлением маломощных
прослоев массивных песчаников с глинистыми интракластами. В изученных разрезах
песчаные прослои залегают между окрашенными в бурые и серые тона углистыми
аргиллитами и глинистыми алевролитами.
Образование среднемелкозернистых и мелкозернистых песчаников с
течениевыми текстурами, группирующимися в отдельные песчаные слои среди
алеврито-глинистых пород, интерпретируется как результат периодической
разгрузки паводковых вод в пределах низких обводненных частей палеоландшафта,
характеризующихся доминированием спокойных условий седиментации. В межрусловых
площадях деятельность таких водных потоков связана с развитием конусов выноса
промоин, русел промоин или систем «малый устьевой бар - канал промоины».
Мощность образующихся при этом интервалов опесчанивания определяется целым
комплексом факторов: близостью данного участка ландшафта к главному палеоруслу,
общим объемом водной разгрузки в местной дренажной сети, характером водной
разгрузки в течение годового цикла, гранулометрическим составом обломочного
материала и общим объемом его поставки.
Довольно значительная мощность песчаных прослоев свидетельствует об
устойчивом развитии осадочной системы, с которой было связано их накопление.
Присутствие в разрезе нескольких надстраивающихся песчаных слоев, разделенных
более тонкими алеврито-глинистыми слоями, могло быть связано с развитием
изолированных друг от друга конусов выноса промоин, либо они представляют собой
различные стадии выдвижения и периодического смещения одного крупного конуса выноса,
связанного с одним полупостоянным каналом промоины. Перекрываются и
подстилаются песчаные пачки алевролитами и глинами, формирование которых
происходило в пределах неактивной (низменной, заболоченной) части обширной
дельтовой равнины, в условиях с пониженными скоростями осадконакопления.
Присутствие в отложениях остатков корневой системы растений, секущих
слоистость, предполагает периодическое осушение поймы, сопровождавшееся
формированием постоянного растительного покрова. Небольшие мощности угольных
прослоев и их спорадическое развитие в разрезе предполагают неблагоприятные
условия для захоронения органического вещества. Такие условия типичны для
хорошо дренируемых болот и маршей дельтовых равнин, в пределах которых
накопление органического вещества не происходило вследствие его окисления.
Таким образом, на Мурьяунском месторождении для пород пласта АС10 можно
выделить три основных зоны распространения осадков. Первая зона (I зона) - русловые отложения надводной
дельтовой равнины. Вторая зона (II
зона) - область распространения межрусловых (пойменных) отложений. Третья зона
(III зона) - зона совместного
распространения палеорусловых и межрусловых отложений. Схема распространения
зон показана на рисунке 3.2.7.(приложения)
Проведенный анализ литологических и фильтрационно-емкостных свойств пород
показал, что различные литофациальные типы пород обладают схожими
петрофизическими свойствами. Ранее для проекта разработки в отложениях пластов
АС10 выделено четыре литотипа пород. Два из них отнесены к коллекторам: литотип
1 - “песчаники” и литотип 2 - “алевролиты”, два представлены преимущественно
неколлекторами: литотип 3 - “глинистые алевролиты и аргиллиты”; литотип 4 -
“песчаники и алевролиты с карбонатным цементом”. Два первых относятся к
коллекторам, два последних представлены преимущественно неколлекторами.
В графическом виде распределение петрофизических параметров по литотипам
в пределах литофаций приведено на рисунках 3.2.4-3.2.6(приложения). Парные
зависимости основных фильтрационно-емкостных параметров представлены на рисунке
3.2.8(приложения). На эти зависимости для сопоставления вынесены результаты
определения петрофизических свойств по глинистым и карбонатным породам.
Пласт АС9
На Мурьяунском месторождении, пласт АС9 представляет собой пласт прибрежно-морского
происхождения, сформировавшийся на подводной дельтовой платформе. Это
подтверждается всем комплексом изученных материалов, включающим текстурные и
структурные особенности пород пласта по керну и данные ГИС.
Отложения пласта представлены преимущественно мелкозернистыми и
средне-мелкозернистыми с четко выраженной в кровле косой, под углом 5-15°
слоистостью, песчаниками с мелкой косой слоистостью волновой ряби чередующимися
в разрезе со слоями аргиллитов и глинистых алевролитов. В отложениях отмечаются
слабо выраженные тренды огрубления зернистости песчаников снизу вверх по
разрезу. В нижней части разреза слоистость выражена слабо или отсутствует.
Иногда отмечаются остатки мелководно-морской фауны представленные пелициподами.
Для песчаных отложений характерно широкое развитие биотурбационных текстур (от
единичных вертикально ориентированных трубок пескожилов, до почти полного
уничтожения текстурных характеристик отложений процессами жизнедеятельности
организмов). В разрезе песчаные пачки чередуются с мелко косослоистыми,
тонкослоистыми, реже массивными алевролитами и аргиллитами. Соотношение между
песчаниками и глинистыми породами может значительно отличаться в разных частях
разреза, начиная от разрезов с преобладанием глинистых пород до разрезов, сложенных
почти исключительно песчаниками. Интервалы разрезов, сложенных чередованием
аргиллитов и песчаников не превышают 1-3.5 м. Существенно песчаные по составу
слои сложены хорошо сортированными песчаниками, с невысоким содержанием слюд и
алеврито-глинистого материала, что придает им массивный облик. Их толщина
обычно составляет 1.5 - 5.5 м.
Особенности строения пласта АС9 позволяют интерпретировать его как
фациальный комплекс мелководно-морских, барово-пляжевых отложений,
сформировавшихся в прибрежной части морского бассейна. Морфология песчаных тел,
вскрытых керном, в зависимости от типа береговой линии и энергии волновых
процессов изменяется от широких, достаточно выдержанных по площади покровов
песчаников, до узких полосовидных песчаных тел, вытянутых вдоль береговой
линии.
Такие условия образования пород косвенно подтверждаются и
гранулометрическим составом пород. Все проанализированные образцы, отобранные
из пород пласта АС9, попали в VI и VII зону динамогенетической диаграммы,
которые по интерпретации Рожкова Г.Ф. соответствуют морским фациям
вдольбереговых течений и волновых процессов на мелководье (приложения, рисунок
3.2.3)
Анализ керна и формы электрокаротажных кривых по методике В.С. Муромцева
позволил выделить пять основных литолого-фациальных зон в пределах пласта АС9.
Это зоны преимущественного развития в разрезе отложения устьевых баров,
вдольбереговых баров, краевой части баров, забаровых лагун и аллювиальные
отложения подводящего канала. В пределах Мурьяунского месторождения развиты
четыре зоны. Схема распространения этих зон по площади приведена на рисунке
3.2.9(приложения).
Отложения устьевых баров (группа фаций 1) широко развиты в пределах
пласта АС9. Их широкое площадное развитие связано с большим объемом
поступавшего терригенного материала. Поступление терригенного материала
происходило с северо-востока. Линия палеоберега проходила, по-видимому, с
северо-запада востока на юго-восток. Для этих разрезов характерно преобладание
в разрезе песчаников мелкозернистых и средне-мелкозернистых. Слоистость
отложений мелкая косая, в отдельных интервалах преобладает массивная текстура,
реже отмечается флазерная слоистость. При их формировании уровень
гидродинамической активности моря был высоким, но не постоянным, отмечались
периоды его снижения. Песчано-алевритовые отложения имеют слабую расчлененность
и большую общую и эффективную толщины. В зоне ВНК развиты относительно
выдержанные прослои песчаника с карбонатным цементом. В остальных участках
прослои песчаника с карбонатным цементом не выдержаны по площади. Сравнительная
характеристика коллекторских свойств пласта по зонам будет приведена ниже.
Отложения вдольбереговых баров (группа фаций 2) сформировались на
некотором удалении от берега и от устья палеореки. Это обусловило преобладание
в проницаемых прослоях мелкозернистых алевритистых песчаников и крупнозернистых
алевролитов. Они формировались в более спокойной гидродинамической обстановке
по сравнению с отложениями устьевых баров. Слоистость песчаников и алевролитов
косая и волнистая. Песчано-алевритовые отложения имеют меньшие общие толщины по
сравнению с устьевыми барами и слабую расчлененность. Развиты в меньшей
степени, чем устьевые бары.
Отложения краевой части баров (группа фаций 3) формировались в
нестабильных гидродинамических условиях. В периоды повышения гидродинамической
активности происходил привнос терригенного материала и формирование
песчано-алевритовых прослоев. В периоды относительного снижения
гидродинамической активности формировались алеврито-глинистые отложения. Это
обусловило более высокую расчлененность пласта в этой зоне. Высокая
гидродинамическая активность моря в периоды формирования песчано-алевритовых
слоев предопределили хорошую отсортированность терригенного материала и низкое
содержание глинистого цемента, а невысокий объем его поставки - небольшие
толщины отдельных слоев. Краевая часть выделяется в отдельную зону, как у
устьевых, так и у вдольбереговых баров и широко развита по площади.
Отложения забаровых лагун (группа фаций 4) развиты слабо. Они
представлены преимущественно алеврито-глинистыми отложениями, сформировавшимися
в спокойной гидродинамической обстановке. Песчано-алевритовые слои связаны с
отложениями небольших конусов выноса и головных частей разрывных течений. В
этой зоне пласт АС9 имеет минимальные общие и эффективные толщины и высокую
расчлененность. Первоначальная слоистость отложений часто нарушена ходами
донных животных.
Севернее Мурьяунского месторождения картируется зона (группа фаций 5)
распространения аллювиальных отложений. Она представляет собой вытянутое
песчано-алевролитовое тело, связанное с отложениями палеорусла или крупного
основного дельтового канала, по которому поступал терригенный материал. Оно
имеет максимальную общую и эффективную толщину. Ее выделение существенно для
понимания закономерностей распространения фациальных комплексов в единой
трансгрессивной палеогеографической системе.
По литологическим характеристикам и фильтрационно-емкостным свойствам в
отложениях пласта АС9 на Мурьяунском месторождении было выделено четыре
литотипа пород: литотип 1 - “песчаники'', литотип 2 - “алевролиты”, литотип 3
-''глинистые алевролиты и аргиллиты'' и литотип 4 - “карбонатные породы”. К
коллекторам отнесены породы 1 и 2 литотипов. Породы 4 и 3 литотипов
представлены неколлекторами. Для пород-коллекторов построены основные
петрофизические зависимости: проницаемости от открытой пористости,
водоудерживающей способности от открытой пористости и водоудерживающей
способности от проницаемости (приложения, рисунок 3.2.10). На эти зависимости
для сопоставления вынесены результаты определения петрофизических свойств по
глинистым и карбонатным породам. Распределение литолотипов пород по фациальным
зонам приведено на рисунке 3.2.11(приложения).
Емкостные свойства пород пласта всех зон оказались близки друг другу: средние
значения пористости пород по зонам отличаются лишь на 1%. Несколько более
разнятся проницаемость и водоудерживающая способность. Максимальная
проницаемость наблюдаются в устьевых барах и их краевых частях. Минимальные
проницаемости отмечены во вдольбереговых барах и забаровых лагунах. Средняя
проницаемость в устьевых барах и краевой части баров в 2-3 раза превышает
средние значения проницаемости во вдольбереговых барах и забаровых лагунах.
Обратно пропорционально фильтрационной характеристике изменяется
водонасыщенность пород: в устьевых барах и краевых частях баров средняя
водоудерживающая способность пород составила 32.3% и 30.6%, а во вдольбереговых
барах и забаровых лагунах 37.4% и 38.6%. Распределение пористости и
проницаемости пород по литотипам в фациальных зонах зонам приведено на рисунках
3.2.12-3.2.13.
Объем исследования по зонам неравномерен. Наиболее хорошо
охарактеризованы зоны (группы фаций) 1 и 3. При этом надо учитывать, что
наиболее корректно по керну определено содержание «песчаников» и «алевролитов».
Это связано с меньшей плотностью отбора образцов на исследования из карбонатных
и глинистых пород по сравнению с коллекторами, представленными песчаниками и
алевролитами.
Таким образом, на Мурьяунском месторождении:
В пределах пластов АС9 и АС10 были выделены фациальные зоны, связанные с
условиями формирования пласта.
С привлечением проведенного ранее выделения литологических типов пород в
каждой фациальной зоне определено содержание литологических типов пород.
Пласт АС7
В пределах Мурьяунского месторождения породы пласта АС7 представлены
отложениями регрессивного барового комплекса, характеризующегося неравномерным,
линзовидно-слоистым переслаиванием светло-серых мелкозернистых песчаников
(керном не охарактеризованы) и крупнозернистых алевролитов с темно-серыми
линзовидно-слоистыми глинистыми алевролитами и аргиллитами. Широкое развитие
волновых текстур, свидетельствует о влиянии морских динамических процессов при
накоплении этих отложений. Проницаемые отложения пласта АС7 представлены крупнозернистыми
алевролитами с глинистым цементом. Преобладающий размер структурообразующих
зерен в алевролитах составляет 0.06-0.10 мм. Обломочный материал, как правило,
средне отсортирован, структурообразующие зерна имеют полуугловатую и
полуокатанную форму. По вещественному составу породы литотипа относятся к
аркозам (по В.Д. Шутову) с содержанием кварца 35-40%, полевых шпатов 40-45%,
обломков пород 15-20%. Слюды присутствуют в виде примеси до 2-5%, в отдельных
прослоях до 6-8%. Содержание глинистого цемента в среднем составляет 5-15%.
Состав глинистого цемента по данным рентгенофазового анализа трехкомпонентный -
гидрослюдисто-хлорит-каолинитовый. Преобладает в породах хлорит (39.8%) и
каолинит (38.5%), значительную примесь образует гидрослюда (18.3%), реже
отмечаются смешаннослойные образования (3.5%). Каолинит, в виде характерных
чешуйчатых агрегатов выполняет отдельные поры, реже группы пор. Гидрослюда и
хлорит, в виде узких, прерывистых пленок развивается вокруг обломочных зерен.
Участками, глинистый материал хлорит-гидрослюдистого состава выполняет
отдельные поры.
В продуктивных породах пласта АС7 постседиментационные процессы развиты
слабо и проявляются только во вторичном минералообразовании. Аутигенный
минеральный комплекс представлен кальцитом и лейкоксеном. Кальцит выполняет
отдельные поры и корродирует обломочный материал, его количество изменяется от
1 до 10%, составляя в среднем 4-6%. Вокруг зерен и в местах контактов зерен
развивается лейкоксен. Пирит встречается в виде рассеянных зерен, тонкозернистых
агрегатов, зерен неправильной округлой формы.
Неблагоприятное влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных
пород пласта АС7 оказали следующие факторы: размер обломочного материала,
содержание и состав глинистого цемента, развитие процессов вторичного
минералообразования. В рамках классификации А.А.Ханина продуктивные отложения
пласта относятся к коллекторам IV
класса.
Пласты БС71 и БС81
Пласты БС71 и БС81 в пределах Мурьяунского месторождения
литолого-петрофизическими исследованиями не охарактеризованы. Для
характеристики пластов БС71 и БС81 были привлечены данные по пласту БС8
Средне-Сыхтымского месторождения, в пределах которого данный пласт имеет
аналогичную генетическую природу.
Отложения пласта БС8 представлены светло-серыми мелкокосослоистыми
мелкозернистыми песчаниками. В разрезе песчаные пачки ассоциируют с
алевролитами и аргиллитами, отвечающим разнообразным мелководно-морским
обстановкам осадконакопления. Строение верхних частей пласта БС8
характеризуется появлением песчаников и алевролитов с флазерной и волнистой
типами слоистости. Для песчаников и алевролитов характерно присутствие
биотурбационных текстур. В аргиллитах и алевролитах биотурбационные текстуры
представлены главным образом наклонно и горизонтально ориентированными мелкими
ходами илоедов. Продуктивная часть пласта представлена песчаниками
мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми и алевролитами песчанистыми.
Преобладающий размер обломков в песчаниках 0.10-0.16мм, в алевролитах
0,06-0,10мм. Примесь зерен алевритовой фракции в песчаниках составляет 15%-35%,
примесь песчаной фракции в алевролитах 15%-30%. Обломочный материал хорошо
отсортирован, зерна полуугловатые и полуокатанные. Обломочная часть составляет
90-85%, цементирующий материал - 5-15%.
Состав породообразующих минералов аркозовый (по классификации Шутова
В.Д.). Содержание кварца - 30-35%, полевых шпатов - 40-45%, при количестве
обломков пород 20-25% и слюды 3-5%. Аутигенный минеральный комплекс представлен
кальцитом, пиритом, пелитоморфным сидеритом и лейкоксеном. Пирит встречается в
виде мелких кристаллов, пелитоморфный сидерит частично замещает гидрослюду,
лейкоксен в виде пленок и мелких комочков неравномерно распространен в массе
породы. Кальцит выполняет отдельные поры и замещает единичные зерна полевых шпатов.
Количество цементирующего материала колеблется от 5% до 15%. По типу
цемент порово-пленочный и конформно-регенерационный, обусловленный значительной
регенерацией кварца. По составу - глинистый с незначительной примесью
карбонатного кальцитового (1-2%). В песчаниках, в составе глинистого цемента
преобладает мелкоагрегатный каолинит. В алевролитах отмечается повышение в
составе глинистого цемента доли гидрослюдисто-хлоритового материала, уменьшение
каолинитовой составляющей. Доля регенерационного кварцевого цемента составляет
1-3% на породу. Пленки широкие сплошные и прерывистые, выполнены хлоритовым,
редко гидрослюдистым материалом.
Коллекторские свойства продуктивных отложений обусловлены
гранулометрическими характеристиками пород, незначительным аутигенезом,
количеством и составом глинистого цемента, хорошей сортировкой обломочного
материала. Продуктивные отложения относятся к коллекторам IV и V классов по
классификации А.А.Ханина.
Пласты Ач3 и Ач4
По данным керна и геофизических исследований ачимовские отложения в
пределах Тянской группы месторождений представлены чередованием
песчано-алевритовых, карбонатных и глинистых прослоев, разделяющих отложения на
серию продуктивных пластов Ач1-Ач4. Корреляция разрезов показала, что
выделенные пласты зачастую выклиниваются, замещаются глинистыми породами или,
напротив, объединяются друг с другом, создавая довольно сложную картину
распределения песчаных тел, как в разрезе, так и в плане. Наиболее выдержанными
являются два нижних пласта. Чаще всего они индексируются как пласты Ач3 и Ач4.
Их суммарная толщина составляет 30-45 метров. Глинистая перемычка, разделяющая
их между собой, редко превышает 3-5 метров и, как правило, участками утончается
или исчезает вовсе, что можно наблюдать в отдельных скважинах на всех трех
площадях (скв.3143, 4301, 4302 и др.). Наиболее выдержанный глинистый прослой в
разрезе перекрывает тело пласта Ач3 и отделяет два нижних пласта от серии
верхних песчаных линзовидных тел, слабо выдержанных по площади, индексируемых
чаще всего как пласты Ач2 и Ач1. Иногда над пластом Ач1 появляются одиночные
песчаные линзы, индексируемые как пласт Ач0. Не исключено, что этот индекс
может присваиваться абсолютно разным, не связанным друг с другом линзовидным
песчаным телам.
Глинистый прослой, разделяющий разрез на два комплекса песчаных тел
(Ач3-4, и Ач1-2), может достигать толщины 30 метров (скв.4301, 4307). В
отдельных скважинах (скв.103, 106) песчаные тела полностью исчезают из разреза
и вся ачимовской толща представлена глинистыми отложениями.
Продуктивные образования ачимовской толщи в пределах изученной площади
представлены массивными и горизонтальнослойчатыми песчаниками, градационными
горизонтально- и мелкокосослоистыми песчаниками, слагающими песчаные пачки
мощностью от 0.3 до 4.65 м. Строение песчаных пачек осложняется присутствием
массивных алевролитов, градационных алевролитов и аргиллитов.
Массивные песчаники слагают нижние и средние части песчаных пачек и
образуют маломощные прослои, залегающие среди мелкокосослоистых песчаников и
алевролитов. Для массивных песчаников характерно присутствие в средней и
верхней части песчаных пачек горизонтов интракластов аргиллита и глинистого
алевролита. Также в массивных песчаниках встречаются градационные интервалы,
связанные с постепенным обогащением песчаника углефицированным растительным
детритом. Градационные горизонтально- и мелкокосослоистые песчаники
характеризуются резкой эрозионной подошвой и градационным строением кровли,
обусловленным постепенным изменением их строения снизу вверх, выраженным в последовательной
смене осадочных текстур и постепенным переходом песчаников в алевролиты. В
разрезе градационные горизонтально- и мелкокосослоистые песчаники
переслаиваются с прослоями градационных алевролитов и аргиллитов. Пачки
градационных горизонтально- и мелкокосослойчатых песчаников интерпретируются
как отложения низкоплотных песчаных турбидитовых течений. Формирование
перекрывающих песчаные пачки глинисто-алевритовых отложений связано с
низкоплотными турбидитовыми течениями и тонкозернистыми дебрисными или
разжиженными потоками, развивающимися в пределах межрусловых площадей
подводного склона и его подножия. Чередование в разрезе маломощных песчаных и
массивных алеврито-глинистых пачек свидетельствует о неустойчивой динамике
развития подводных русел, транспортирующих помимо песчаного материала также
значительное количество глинисто-алевритовых осадков.
Преимущественно тонкозернистый состав отложений, вскрытых в зонах
глинизации, свидетельствует о формировании их в условиях с очень незначительной
гидродинамической активностью среды. Такие условия седиментации отвечают
дистальным частям подводных конусов выноса, для которых характерно затухание
зерновых потоков и гемипелагические обстановки осадконакопления.
Генезис ачимовских отложений обусловил сложное строение пластов и
значительную невыдержанность их в различных частях площади, а также сложную
морфологию коллекторов внутри песчано-алевритовых тел.
Пласты Ач3-Ач4 имеют общую генетическую природу, которая выражается в
сходстве литологических и структурно-текстурных характеристик. В связи с этим
литолого-петрофизическая характеристика пластов Ач3 и Ач4 дается совместно.
Продуктивные отложения представлены песчаниками серыми, светло-серыми
мелкозернистыми алевритовыми и алевролитами крупнозернистыми песчанистыми с
глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Преобладающий размер обломков в
песчаниках 0.10-0.12 мм, примесь алевритовой фракции составляет 30-40%, в
алевролитах 0.06-0.10 мм, примесь песчаной фракции 30-35%. Обломочный материал
в породах в основном слабо отсортирован. Обломки угловатой и полуугловатой
формы, слабо окатанные. Содержание обломочного материала составляет 85-90%,
прослоями 80-85%.
По вещественному составу песчаники и алевролиты относятся к аркозовому
типу (по В.Д. Шутову) с содержанием кварца 30-35%, полевых шпатов 45-50%,
обломков пород 15-20%. Слюды (биотит, мусковит, хлорит) развиты как в виде
равномерной примеси (4-6%), так и концентрируются в отдельных прослоях
(до10-12%).
Для песчано-алевритовых отложений пластов группы Ач характерно высокое
содержание карбонатных и железисто-титанистых образований, а также значительное
развитие вторичных процессов. Аутигенный минеральный комплекс представлен
лейкоксеном, пелитоморфным сидеритом и кальцитом. Наблюдается замещение биотита
пелитоморфным сидеритом, при этом происходит разрастание сидерита за пределы
слюдистых пластинок с выполнением прилегающего порового пространства. Лейкоксен
развивается вокруг зерен, образуя сплошные или прерывистые каемки, в местах
контактов зерен, а также отмечается в виде пелитоморфных выделений в порах,
примазок по обломочному материалу. Достаточно широкое развитие имеет процесс
регенерации, который охватывает около половины кварцевых зерен и приводит к
агрегатированию зерен и развитию конформно-регенерационной структуры.
Регенерация кварца проявляется в виде наростов, тонких прерывистых кайм,
которые развиваются преимущественно на гранях зерна, выходящих в поровое
пространство.
В породах-коллекторах развит глинистый цемент пленочно-порового типа. В
породах с пленочно-поровым типом цемента каолинит (70%) доминирует над хлоритом
(24%), гидрослюдой (5%) и смешаннослойными образованиями
гидрослюдисто-монтмориллонитового ряда (3%). Хлорит совместно с гидрослюдой
формируются здесь в виде тонких пленок, участками вокруг обломочных зерен
появляются щеточки Fe-Mg-хлорита, которые образуют
крустификационный тип цемента. Щетковидные выделения хлорита, хотя и не
образуют монолитных цементов, значительно усложняют структуру порового
пространства, что вызывает снижение фильтрационных свойств и увеличение
остаточной водонасыщенности. Каолинит образует мелкочешуйчатые агрегаты и
выполняет некоторые поры.
Особый интерес представляет карбонатный цемент, который в существенной
степени контролирует коллекторские свойства пород. Содержание карбонатного
цемента в проницаемых прослоях колеблется от 2 до 8%. Новообразованные зерна
кальцита имеют тонкозернистое или мелкозернистое строение. Карбонатизация в
изученных терригенных отложениях проявляется в образовании различного по
морфологии цемента (контактового, порового). Накопление кальцита происходило,
главным образом, за счет растворов, циркулирующих в пласте после литификации, а
также в результате перекристаллизации кальцита, образовавшегося из иловых
растворов в раннем диагенезе. Кальцитизация в породах, изолируя различные по
величине участки пор, создавала неоднородное строение песчаных пород.
Наибольшая кальцитизация песчано-алевритовых пород приурочена к кровельной и
подошвенной частям пластов, на контакте с аргиллитами.
В целом структура порового пространства изученных пород неоднородна по
разрезу и сложна по строению. Поровое пространство изученных
песчано-алевритовых пород характеризуется пониженной разветвленностью системы
поровых каналов. Более плотная упаковка обломочного материала обусловила
наличие изолированных пор. В породах преобладают трехзерновые сечения поровых
каналов. На долю основных фильтрующихся пор (размером > 0.02 мм) приходится
1.5% от всего объема породы. Это обусловило низкие коллекторские свойства пород
пластов группы Ач в пределах Мурьяунской площади.
Продуктивные отложения пластов Ач3 и Ач4 представлены коллекторами V класса по А.А.Ханину.
Пласт ЮС2
Пласт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхам тюменской свиты и сложен
породами преимущественно континентального генезиса. Отложения пласта не
выдержаны по площади и представлены сложно построенными песчаными и
алеврито-глинистыми пачками, обогащенными мелким углистым детритом, прослоями
углей и углистыми аргиллитами. В соответствии с текстурно-структурными
особенностями строения пласта в нем интерпретируются фации русла меандрирующей
реки, временных потоков, алеврито-глинистой поймы.
Продуктивные отложения пласта ЮС2 представлены серыми
среднемелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками, а также крупнозернистыми
алевролитами с поровым, порово-пленочным, глинистым и карбонатно-глинистым
цементом. В песчаниках, терригенные породообразующие зерна составляют 85-95%.
Преобладающий размер обломков представлен двумя фракциями 0.10-0.13 мм и
0.18-0.22 мм. Содержание алевритовой фракции изменяется от 15 до 25%, примесь
среднепесчаной фракции - 5-25%. Преобладающий размер породообразующих зерен в
алевролитах составляет 0.06-0.10 мм, примесь псаммитовой фракции - 30-35%.
Породы характеризуются высокой степенью отсортированности и окатанности
обломочного материала, особенно наиболее грубозернистые разности.
По составу породообразующих минералов породы можно отнести к группе
полевошпатовых граувакк (по классификации В.Д. Шутова) с содержанием полевых
шпатов 35-45%, кварца 25-30%, обломков пород 20-30%, слюды 1-3%, в прослоях,
обогащенных слюдистым материалом - до 7%.
Кварц наблюдается в виде светлых зерен с равномерным или волнистым
погасанием, довольно часто с проявлениями регенерации. Регенерационные каймы
отчетливые и широкие. На некоторых участках зерен новообразования кварца имеют
правильную кристаллографическую форму в направлении оптических осей кварца.
Обычно внешний контур регенерационных кайм характеризуется неправильными
очертаниями, обусловленными конфигурацией выполняемого порового пространства.
Иногда регенерационные каемки имеют грани, представленные несколькими
генерациями, разделенные четкими или слабо заметными пленками глинистого
материала. Встречаются зерна с корродированной одной и регенерационной другой
сторонами. На отдельных участках регенерационный кварц сращивает обломки в
единый агрегат и цементирует их. Полевые шпаты представлены плагиоклазами и
калишпатами, в средней и сильной степени измененными процессами пелитизации,
серицитизации, каолинизации, выщелачивания. Для полевых шпатов характерны
микропертитовые прорастания, аутигенные обрастания отмечаются редко. Измененным
пластинкам плагиоклазов свойственна деформация, изгибы, сопровождающиеся
микросдвигами со смещением двойниковых швов.
Характерно присутствие плагиоклазов с расплывчатыми двойниками.
Вторичному преобразованию (пелитизации, хлоритизации) также подвергались
обломки пород, среди которых преобладают эффузивные, кремнистые, осадочные
разности и сланцы.
Слюдистые минералы в стадии катагенеза были подвергнуты гидратации,
сопровождающейся деформацией. Мусковит присутствует в виде характерных,
вытянутых по спайности чешуек, которые огибают обломочные зерна,
приспосабливаясь к их форме. Чешуйки биотита большей частью сильно изогнуты или
пережаты более твердыми обломочными зернами. При более существенном изменении,
биотит, теряя свою форму и спайность, заполняет имеющееся свободное
пространство между другими зернами. Интенсивно измененный биотит представляет
собой бесформенный агрегат без четких ограничений.
Из аутигенных минералов в породах 1-го литотипа развиты пелитоморфный и
рассеянный микрозернистый сидерит (образует псевдоморфозы по биотитовым
пластинкам, глинистому материалу цемента), кальцит (выполняет межзерновые
пространства), лейкоксен. Пирит присутствует в виде мелкой рассеянной
вкрапленности по обломочному материалу и цементу, или развирается избирательно
по углефицированному растительному детриту.
Содержание цемента в породах-коллекторах составляет 5-15%. Состав цемента
глинистый и карбонатно-глинистый, по типу порово-пленочный, пленочно-поровый,
кварцевый конформно-регенерационный. Поры выполнены каолинитом и
хлорит-гидрослюдистым материалом. В отдельных порах развивается кальцит, в
среднем его количество составляет 2-3%. Пленки узкие и широкие, прерывистые, по
составу хлорит-гидрослюдистые. Свободные поры мелкие и распределены в породе
неравномерно.
По данным рентгенофазового анализа в составе глинистого цемента в
коллекторах преобладает каолинит - 58%, в меньшем количестве присутствуют
хлорит - 16%, гидрослюда - 20% и смешаннослойные образования
гидрослюда-монтмориллонитового ряда (ССО) - 6%.
При погружении отложения пласта ЮС2 претерпели значительные
диагенетические и катагенетические преобразования, которые выразились в
уплотнении пород, трансформации минералов, уменьшении пустотного пространства,
интенсивном аутигенезе. Широкое развитие получили структуры взаимного
приспособления и внедрения, в результате которых границы между зернами
приобрели извилистые очертания. Все это способствовало уменьшению пустотного
пространства и значительному ухудшению фильтрационных свойств пород. Для
изученных пород-коллекторов характерно неоднородное распределение пор и
каналов. В шлифах наблюдаются участки, где обломки плотно прилегают друг к
другу, образуют структуру внедрения и взаимного приспособления зерен с полным
отсутствием пор и каналов, либо при более свободной упаковке зерен они
разобщены цементом, который частично или полностью ликвидировал пустотное
пространство. В этих же породах локально отмечаются участки, где поры частично
свободные от цементирующего вещества сообщаются друг с другом каналами
различной ширины и извилистости. Вторичные зерновые поры имеют широкое
распространение в этих породах. Чаще всего отмечается растворение внутренних
частей зерен, наблюдающееся обычно у зерен полевых шпатов, эффузивов, обломков
пород. Образующиеся отдельные полости или их системы (по двойникам
плагиоклазов) наблюдаются у зерен, которые примыкают к порам. В зернах
аналогичного состава, находящихся в плотных участках породы или окруженных
цементом, внутризерновое растворение наблюдается реже.
В целом, песчано-алевритовые отложения, слагающие продуктивную часть
пласта ЮС2 представлены коллекторами IV и V классов по классификации А.А.Ханина
3.3 Коллекторские свойства залежи
В пределах залежи выделены продуктивные пласты АС10, АС9 ,
АС7(черкашинская свита - готерив-баррем) БС7,БС8(верхняя ахская подсвита -
валанжин-готерив), Ач4,Ач3(ачимовская свита - берриас-валанжин), ЮС2(тюменская
свита - нижняя-средняя юра). Все коллекторы песчано-алевритового состава,
которые составляют поровый тип коллектора, характеризующийся различными
параметрами. Описание пластов представлено ниже.
Пласт АС10
Коллекторы представлены отложениями русел, отложениями промоин и конусов
выноса промоин и отложениями поймы песчано-алевролитового состава.
Отложения русел представлены в основном песчанистыми отложениями (75%) с
примесью алевролитовых отложений (23,2%). Коэффициент открытой пористости
песчаников - 21,4%, коэффициент проницаемости - 181,8 *10-3 мкм2, коэффициент
водоудерживающей способности - 29,9%; В алевролитовых породах: коэффициент
открытой пористости - 19,6%, коэффициент проницаемости - 14,9*10-3 мкм2,
коэффициент водоудерживающей способности - 50,5%
В составе отложений промоин и конусов выноса промоин песчаники и
алевролиты находятся в практически равных пропорциях: песчаники(53,1%),
алевролиты(43,0%). Что касается песчаников: коэффициент открытой пористости -
23,1%, коэффициент проницаемости - 186,2 *10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей
способности - 31,4%; Алевролиты: коэффициент открытой пористости - 20,9%,
коэффициент проницаемости - 13,7*10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей
способности - 50,7%
В отложениях поймы преобладают исключительно алевролиты(58,6%):
коэффициент открытой пористости - 13,6%, коэффициент проницаемости - 1,3*10-3
мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 85,1%
Пласт АС9
Коллекторы представлены устьевыми барами, вдольбереговыми барами, краевой
частью баров, забаровыми лагунами.
Устьевые бары: Песчаники. Содержание литотипов (массовая доля в породе)
-55,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,1%, Коэффициент проницаемости -
193,0 *10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 29,5%; Алевролиты.
Содержание литотипов - 34,4%, Коэффициент открытой пористости - 21,1%,
Коэффициент проницаемости - 65,7*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей
способности - 44,1%
Вдольбереговые бары: Песчаники. Содержание литотипов -28,4%, Коэффициент
открытой пористости - 21,4%, Коэффициент проницаемости - 197,0 *10-3 мкм2,
Коэффициент водоудерживающей способности - 27,4%; Алевролиты. Содержание
литотипов - 61,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,4%, Коэффициент
проницаемости - 17,2*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности -
41,7%
Краевая часть баров: Песчаники. Содержание литотипов -57,3%, Коэффициент
открытой пористости - 21,1%, Коэффициент проницаемости - 257,0 *10-3 мкм2,
Коэффициент водоудерживающей способности - 27,6%; Алевролиты. Содержание
литотипов - 36,6%, Коэффициент открытой пористости - 22,1%, Коэффициент
проницаемости - 128,0*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности -
27,6%
Забаровые лагуны: Песчаники. Содержание литотипов -14,3%, Коэффициент
открытой пористости - 21,3%, Коэффициент проницаемости - 216,0 *10-3 мкм2,
Коэффициент водоудерживающей способности - 33,0%; Алевролиты. Содержание
литотипов - 75,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,6%, Коэффициент
проницаемости - 53,0*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности -
29,5%
Пласт АС7
Алевролиты. Содержание литотипов - 65,0%, Коэффициент открытой пористости
- 19,1%, Коэффициент проницаемости - 3,1*10-3 мкм2, Коэффициент
водоудерживающей способности - 56,4%
Пласты Ач3 и Ач4
Песчано-алевритовые породы. Содержание литотипов - 57,7%, Коэффициент
открытой пористости - 15,1%, Коэффициент проницаемости - 0,8*10-3 мкм2,
Коэффициент водоудерживающей способности - 64,6%
Пласт ЮС2
Песчано-алевритовые породы. Содержание литотипов - 25,0%, Коэффициент
открытой пористости - 13,1%, Коэффициент проницаемости - 1,8*10-3 мкм2,
Коэффициент водоудерживающей способности - 61,1%
4.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В пределах Мурьяунского месторождения выделяются 4 нефтегазоносных
комплекса: баррем-готеривский (пласты группы АС), валанжин-берриас-волжский
(пласты группы БС и ачимовской толщи), верхнеюрский (пласт ЮС0),
средне-нижне-юрский (пласт ЮС2).
Нефтеносными являются пласты: АС7, АС9, АС10, БС71, БС81 АЧ3, АЧ4, ЮС0, ЮС2.
Залежь пласта АС9
Залежь пласта является одним из основных эксплуатационных объектов.
Залежь выявлена 24 разведочными скважинами. В настоящее
время пласт разбурен эксплутационными скважинами.
По ГИС коллектор пласта АС9 в скважине представлен нефтенасыщенными прослоями, обладающими достаточно
высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), (толщины от 0.8 до 1.2м).
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках -2148.5 -
2192.7 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Средняя отметка ВНК
по залежи -2194.0 м; тип залежи - пластово-сводовая; размер залежи - 28 х 12
километров; высота залежи - 45,5 метра.
По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями
непроницаемых интервалов. Для пласта характерно изменение толщины пласта (общая
и эффективная) выдержана, в среднем составляет соответственно 10.2 м и 5.7 м.
Средняя нефтенасыщенная толщина 5.2 м. Средняя проницаемость пласта - 0.108
мкм2. Средняя нефтенасыщенность - 0.61- мкм2.
Залежи пласта АС10
Пласт АС10 на Мурьяунском месторождении является одним из основных
эксплуатационных объектов. На территории месторождения выявлено три залежи нефти:
одна на Мурьяунской площади (р-н скв. № 107Р) и две на Турынской площади (р-н
скв. № 201Р и № 208Р).
В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№:
105Р, 107Р, 201Р, 204Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 12 м3/сут, dшт. - 4 мм (скв. № 107Р) до 107
м3/сут, dшт. = 8 мм (скв. № 204Р), 3 -
непереливающих нефтяных притока (скв. №№: 111Р, 202Р, 212Р (совм. с АС9)) от
4.5 м3/сут до 20 м3/сут, 4 - непереливающих притока нефти с водой на скв. №№:
102Р, 112Р, 222Р, 1015 и 6 -притоков воды на скв. №№: 110Р, 113Р, 114Р, 206Р,
207Р, 211Р.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках от -
2198.4 до - 2209.8 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Среднее
значение ВНК по залежи принято на отметке - 2217.2 м. Тип залежи: массивная,
водоплавающая. Размер залежи: 3.5 х 2.6 км.
Высота залежи 18.8м. По строению пласт характеризуется как песчаное тело
с включениями непроницаемых интервалов. Для пласта характерно:
Выделение двух зон: западной менее заглинизированной и восточной более
заглинизированной.
Общая толщина пласта выдержана, в среднем равна 27 м.
Эффективная толщина не выдержана в западной зоне и в среднем равна 17.8
м, в восточной - 10 м, в среднем - 13.6 м.
Нефтенасыщенная толщина по пласту 9.3 м .
Песчанистость пласта в западной зоне - 0.54, в восточной - 0.79, в
среднем - 0.67.
Проницаемость пласта в западной зоне - 0.141 мкм2, в восточной - 0.121
мкм2, в среднем - 0.141 мкм2 .
Нефтенасыщенность пласта в среднем равна 0.55.
Геолого-физическая характеристика пластов приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1 Мурьяунское месторождение. Геолого-физическая характеристика
продуктивных пластов
|
Пласт
|
АС9
|
АС10
|
АЧ3
|
АЧ4
|
|
Средняя глубина залегания
(абс. отметка), м
|
2193
|
2214
|
2798
|
2818
|
|
Площадь нефтегазоносности,
тыс. м.2
|
147826
|
130648
|
19714
|
62879
|
|
Средняя общая толщина, м
|
13.3
|
27.7
|
15
|
26
|
|
Средняя эффективная
толщина, м
|
6.4
|
12.3
|
6
|
8.8
|
|
Средняя нефтенасыщенная
толщина, м
|
4.3
|
5.8
|
5.1
|
7.4
|
|
Средняя водонасыщенная
толщина, м
|
3.6
|
4.9
|
3.1
|
6
|
|
Средняя пористость, %
|
23
|
22
|
16
|
17
|
|
Средняя нефтенасыщенность
ЧНЗ, доли ед.
|
0.57
|
0.58
|
0.52
|
0.53
|
|
Средняя нефтенасыщенность
ВНЗ, доли ед.
|
0.51
|
0.55
|
0.4
|
0.43
|
|
Средняя проницаемость, мкм2
|
0.163
|
0.218
|
0.001
|
0.002
|
|
Коэффициент песчанистости,
доли ед.
|
0.48
|
0.44
|
0.40
|
0.34
|
|
Начальная пластовая
температура, °С
|
74
|
76
|
85
|
85
|
|
Начальное пластовое
давление, МПа
|
21.5
|
21.7
|
27.4
|
27.6
|
|
Вязкость нефти в пластовых
условиях, мПа*с
|
1.52
|
1.52
|
2.20
|
2.20
|
|
Плотность нефти в пластовых
условиях, ккккккгкгт/м3
|
805
|
815
|
795
|
814
|
|
Плотность нефти в
поверхност. условиях, т/м3
|
0.87
|
0.87
|
0.86
|
0.88
|
|
Объемный коэффициент нефти,
доли ед.
|
1.124
|
1.124
|
1.124
|
1.124
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
0.59
|
0.66
|
1.04
|
1.04
|
|
Содержание парафина в
нефти, %
|
2.06
|
1.69
|
3.06
|
Залежь пласта АЧ3
Залежь в р-не скважины № 102Р выявлена двумя скважинами: №№ 102Р и 1532,
вскрывшими чисто-нефтяную зону. При испытании скважины № 102Р в интервале
глубин с абсолютными отметками -2728.9 - 2733.9 м получен приток нефти дебитом
2.8 м3/сут, при СДУ - 999 м. При испытании скважин: №№ 202Р (абс. отм. 2779.4 -
2805.4 м), 205Р (абс.отм. 2764.7 - 2784.7 м), 111Р (абс.отм. 2741.6 - 2825.6 м)
получены притоки воды дебитами: 4, 12, 31 м3/сут (соответственно). При
испытании скважины № 116Р из интервала глубин с абсолютными отметками - 2714.2
- 2724.2 м притока не получено.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с
абсолютными отметками - 2728.9 м (скв.№ 102Р) и -2735.3 м (скв. № 1532Р).
Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка -
2735.9 м (скв. № 1532Р). Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Залежь
ограничена: с запада и востока - изогипсой условного ВНК, с севера и юга -
зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 109Р, 1402Р, 116Р, 14585Р. ВНК
принят на отметке -2735.9 м (по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка
в скважине № 1532Р).
Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.
Размер залежи 3.3 х 4.5 км, высота - 35.9 м.
По строению, пласт характеризуется, как глинистое тело с включениями
проницаемых пропластков. Особенности пласта:
Маленькая нефтенасыщенная толщина - 1.8 м .
Крайне низкая проницаемость - 0.001 мкм2.
Низкая нефтенасыщенность - 0.5.
В пределах Мурьяунского месторождения выделяются 4 нефтегазоносных
комплекса: барем-готеривский (пласты группы АС), валанжин-берриас-волжский
(пласты группы БС и ачимовской толщи), верхнеюрский (пласт ЮС0),
средне-нижне-юрский (пласт ЮС2).
Нефтеносными являются пласты: АС7, АС9, АС10, БС71, БС81 Ачим-3, Ачим-4, ЮС0, ЮС2.
Залежь пласта АС9
Залежь пласта является одним из основных эксплуатационных
объектов. Турынское и Мурьяунское поднятия общим контуром нефтеносности
объединены в общую залежь. Залежь выявлена 24 разведочными скважинами. В
настоящее время пласт разбурен эксплутационными скважинами. За период эксплуатации
дополнительно пробурено 5 разведочных скважин: №№ 222Р, 1344Р, 1350Р, 1402Р,
1585Р. Испытано 30 объектов в 26 скважинах.
В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№:
107Р, 111Р, 112Р, 201Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 20.5 м3/сут, dшт = 4 мм (скв. № 212Р) до 86.4
м3/сут, dшт - 8 мм (скв. № 112Р), 9 -
непереливающих нефтяных притоков (скв. № 102Р, 202Р, 203Р, 204Р, 205Р, 209Р,
212Р (совм. с АС10), 214Р, 1434) с дебитами от 5.6 м3/сут до 18 м3/сут, 2 -
фонтана нефти с водой (скв. № 104Р, 105Р), 3 - непереливающих притока нефти с
водой (скв. № 222Р, 1015, 1455), 4 - непереливающихся притока воды с пленкой
(скв. № 109Р, 110Р(2 объекта)) и следами нефти (скв. № 211Р), 5 -
непереливающихся притока воды (скв. № 119Р, 200Р, 203Р, 2917, 2918). При
испытании в скважине № 214Р интервала глубин с отметками - 2193.2 - 2199.2 м
притока не получено. В скважине № 200Р результаты испытаний противоречат данным
ГИС.
По ГИС коллектор в скважине представлен нефтенасыщенными прослоями,
обладающими достаточно высокими ФЕС (толщина от 0.8 до 1.2м, максимумы альфа ПС
от 0.46 до 0.70). Поступление воды связано с низким качеством цементажа: цемент
отсутствует в интервале перфорации и вода могла поступать как сверху, так и
снизу.
Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам
сейсморазведочных работ.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках
-2148.5 - 2192.7 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК.
Коллектору в скважине № 107Р соответствуют 2
максимума альфа ПС: 0.91, 0.94. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 17 Омм
Средняя отметка ВНК по залежи -2194.0 м.
Тип залежи - пластово-сводовая.
Размер залежи: 28.0 х 12.0 км. Высота залежи: 45.5 м.
По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями
непроницаемых интервалов. Доля непроницаемых интервалов не существенно
изменяется в границах залежи.
Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.1 (приложение)
Для пласта характерно:
Толщина пласта (общая и эффективная) выдержана, в среднем составляет
соответственно 10.2 м и 5.7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 5.2 м .
Средняя проницаемость пласта - 0.108 мкм2
Средняя нефтенасыщенность - 0.61.
По расположению в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов выделены
две зоны (приложения,таблица 4.2, рисунок 4.1).
Преобладает зона 1 (Мурьяунская площадь и Турынская р-н скв. №208Р) -
верхняя и средняя часть слабо расчленены, нижняя часть полностью
заглинизирована. Общая толщина - 10.4 м; нефтенасыщенная толщина - 5.6 м;
песчанистость - 0.8; нефтенасыщенность - 0.62.
Зона 2 (Турынская площадь р-н скв. №201Р) - заглинизирована средняя
часть. Общая толщина - 9.1м;
нефтенасыщенная толщина - 3.7м;
песчанистость - 0.52;
нефтенасыщенность - 0.53.
ВНЗ занимает 46% площади залежи.
Глинистый раздел между нефте- и водонасыщенными частями, с толщиной более
2м присутствует в 10 % скважин.
Залежи пласта АС10
Пласт АС10 на Мурьяунском месторождении является одним из основных
эксплуатационных объектов. На территории месторождения выявлено три залежи
нефти: одна на Мурьяунской площади (р-н скв. № 107Р) и две на Турынской площади
(р-н скв. № 201Р и № 208Р).
В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№:
105Р, 107Р, 201Р, 204Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 12 м3/сут, dшт - 4 мм (скв. № 107Р) до 107
м3/сут, dшт = 8 мм (скв. № 204Р), 3 -
непереливающих нефтяных притока (скв. №№: 111Р, 202Р, 212Р (совм. с АС9)) от
4.5 м3/сут до 20 м3/сут, 4 - непереливающих притока нефти с водой (скв. №№:
102Р, 112Р, 222Р, 1015), 6 -притоков воды (скв. №№: 110Р, 113Р, 114Р, 206Р,
207Р, 211Р).
Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам
сейсморазведочных работ.
Мурьяунская площадь залежь в районе скважины № 107Р.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных
отметках -2161.4 - 2203.0 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК.
Коллектору в скважине № 107Р соответствуют 2
максимума альфа ПС: 0.91, 0.94. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 17 Омм.
Средняя отметка ВНК - 2204 м.
Тип залежи - пластово-сводовая.
Размер залежи: 17.8 х 10.2 км. Высота залежи - 42.6 м.
Залежь в районе скважин № 201Р, № 202Р вскрыта на Турынской площади
разведочными и эксплуатационными скважинами.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных
отметках от - 2168.6 до - 2202.8 м.
Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине №
201Р соответствуют 4 максимума альфа ПС от
0.4 до 1.0. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 7.0 - 13.5 Омм.
Средняя отметка ВНК - 2204 м
Тип залежи - пластово-сводовая.
Размер залежи: 7.5 х 7.9 км. Высота залежи: 35.4 м.
Залежь в районе скважины № 208Р, приурочена к северной части Турынской
площади.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках от -
2198.4 до - 2209.8 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК.
Коллектору в скважине № 208Р соответствуют 3 максимума альфа ПС от 0.5 до 1.0.
Сопротивление в нефтенасыщенной части - 8.0 - 25.0 Омм.
Среднее значение ВНК по залежи принято на отметке - 2217.2 м.
Тип залежи: массивная, водоплавающая.
Размер залежи: 3.5 х 2.6 км. Высота залежи 18.8 м.
По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями
непроницаемых интервалов. Доля непроницаемых интервалов не равномерно
распределенных по площади залежи.
Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.3(приложение).
Для пласта характерно:
Выделение двух зон : западной менее заглинизированной и восточной более
заглинизированной.
Общая толщина пласта выдержана, в среднем равна 27 м.
Эффективная толщина не выдержана, в западной зоне в среднем равна 17.8 м,
в восточной - 10 м, в среднем - 13.6 м.
Нефтенасыщенная толщина по пласту 9.3 м.
Песчанистость пласта в западной зоне - 0.54, в восточной - 0.79, в
среднем - 0.67 .
Проницаемость пласта в западной зоне - 0.141 мкм2, в восточной - 0.121
мкм2, в среднем - 0.141 мкм2
Нефтенасыщенность пласта в среднем равна 0.55.
ВНЗ на основной залежи (Мурьяунская площадь) занимает 76% площади, в р-не
скв. №201Р - 94%, р-не скв. № 208Р -58%.
Наличие глинистого раздела (более 2м) между нефте- и водонасыщенной
частью раздела выявлено в 4 % скважин основной залежи, 10 % скважин залежи в
р-не скв.201Р, 3 % скважин залежи в р-не скв. 208Р.
Залежь пласта БС71
Залежь выявлена одной скважиной № 104Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону.
Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.
При испытании скважины № 104Р в интервале глубин с абсолютными отметками
- 2522.8 - 2530.8 м получен приток нефти дебитом 4.3 м3/сут при СДУ - 1237 м.
Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам
сейсморазведочных работ.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютной
отметкой - 2528.2 м. Абсолютная отметка залегания подошвы последнего
нефтенасыщенного пропластка -2529.4 м. Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК,
БК. В скважине коллектору соответствуют 1 максимум альфа ПС - 0.48.
Сопротивление в нефтенасыщенной части 12 Омм.
Залежь ограничена зоной неколлектора, вскрытой скважинами: № 102Р, 107Р,
101Р, 103Р, 110Р.
Тип залежи - литологически экранированная.
Размер залежи: 4.7 х 3 км, высота залежи - 1.2 м.
По строению пласт характеризуется как глинистое тело с включениями
песчаных пропластков, вероятно линз, пока вскрыта одна из них.
Характеристика геологического строения приведена в таблице
4.4(приложение).
Особенностями пласта являются :
Маленькая нефтенасыщенная толщина пласта - 1.2 м.
Крайне низкая проницаемость - 0.004 мкм2.
Не изученность границ залежи.
Залежь пласта БС81
Залежь выявлена одной скважиной № 106Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону.
Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.
При испытании скважины в интервале глубин с абсолютными отметками -
2524.4 - 2535.4 м, получена нефть с водой. Дебит нефти - 1.2 м3/сут, воды -
44.8 м3/сут, при СДУ - 1090 м .
Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам
сейсморазведочных работ.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютной
отметке -2524.4 м, подошва последнего нефтенасыщенного пропластка на абсолютной
отметкой -2534.8 м. В скважине коллектор представлен 5-ю нефтенасыщенными
пропластками, мощностью от 0.6 до 2.2 м, с максимумами альфа ПС: 0.35 - 0.64,
сопротивление в нефтенасыщенной части: 10 - 12 Омм.
Залежь ограничена: с севера, востока и юга - изогипсой условного ВНК, с
запада - зоной неколлектора, вскрытой скважиной № 103Р.
ВНК принят условно на абсолютной отметке -2534.8 м (по подошве последнего
нефтенасыщенного пропластка).
Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.
Размер залежи 5 х 3.2 км, высота - 14.8 м.
По строению пласт характеризуется, как песчаное тело с включениями непроницаемых
интервалов.
Характеристика геологического строения приведена в таблице
4.5(приложение).
Особенности строения пласта:
Крайне низкая продуктивность пласта.
Не изученность границ залежи.
Удаленность от основных объектов разработки.
Залежь пласта АЧИМ-3.
Залежь в р-не скважины № 102Р выявлена двумя скважинами: №№ 102Р и 1532,
вскрывшими чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами
испытаний.
При испытании скважины № 102Р в интервале глубин с абсолютными отметками
-2728.9 - 2733.9 м получен приток нефти дебитом 2.8 м3/сут, при СДУ - 999 м.
При испытании скважин: №№ 202Р (абс.отм. 2779.4 - 2805.4 м), 205Р (абс.отм.
2764.7 - 2784.7 м), 111Р (абс.отм. 2741.6 - 2825.6 м) получены притоки воды
дебитами: 4, 12, 31 м3/сут (соответственно). При испытании скважины № 116Р из
интервала глубин с абсолютными отметками - 2714.2 - 2724.2 м притока не
получено.
Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам
сейсморазведочных работ.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с
абсолютными отметками - 2728.9 м (скв.№ 102Р) и -2735.3 м (скв.№ 1532Р).
Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка -
2735.9 м (скв.№ 1532Р). Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. В скважине №
102Р коллектору соответствуют 2 максимума альфа ПС: 0.40, 0.73. Сопротивление в
нефтенасыщенной части: 6.5 и 9.8 Омм.
Залежь ограничена: с запада и востока - изогипсой условного ВНК, с севера
и юга - зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 109Р, 1402Р, 116Р, 14585Р.
ВНК принят на отметке -2735.9 м (по подошве последнего нефтенасыщенного
пропластка в скважине № 1532Р).
Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.
Размер залежи 3.3 х 4.5 км, высота - 35.9 м.
По строению, пласт характеризуется, как глинистое тело с включениями
проницаемых пропластков. Характеристика коллекторских свойств приведена в
таблице 4.6(приложения).
Особенности пласта:
Маленькая нефтенасыщенная толщина - 1.8 м.
Крайне низкая проницаемость - 0.001 мкм2.
Низкая нефтенасыщенность - 0.5.
Залежь пласта АЧИМ-4.
Залежь вскрыта пятью скважинами: №№ 102Р, 116Р, 1402Р, 1532Р, 1585Р. Две
из которых (скв. №№ 102Р и 116Р), вскрыли чисто-нефтяную зону. Продуктивность
залежи подтверждена испытанием скважин: №№ 102Р, 116Р.
При испытании скважины № 102Р в интервале глубин с абсолютными отметками
2762.9 - 2778.9 м получен приток нефти дебитом 5.5 м3/сут, СДУ - 1196 м. В
скважине № 116Р при испытании интервала с абсолютными отметками 2751.2 - 2769.2
м, получен приток нефти - 2.7 м3 /сут, СДУ - 1200.5 м.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с
абсолютными отметками от - 2745.7 м (скв. № 102Р) до -2758.8 м (скв. № 1585Р).
Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка
-2779.6 м (скв.№ 1585Р). Водонасыщенный коллектор вскрыт с абсолютных отметкок:
- 2770.2 м (скв. № 104Р) - 2802.0 м (скв. № 1230Р). Пласт выделяется на кривых:
ПС, ИК, ГК, БК.
Залежь ограничена: с запада, севера, востока - изогипсой ВНК, на севере
контролируется скважиной № 109Р, вскрывшей водонасыщенный с кровли коллектор на
отметке - 2783.2 м, с юга - зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 1350Р,
110Р, 103Р.
Среднее значение ВНК принято на отметке - 2778 м, для обоснования были
привлечены данные бурения и результаты исследования скважин, вскрывших
водо-нефтяную зону.
Тип залежи - пластово-сводовая, частично литологически экранированная.
Размер залежи 7.7 х 7.1 км, высота - 78 м.
По строению, пласт характеризуется как глинистое тело с частым
чередованием неравномерно распределенных по площади песчаных линз.
Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.7(приложения).
Особенности строения пласта:
Общая и эффективная толщина не выдержаны, в среднем равны соответственно
26.7 м и 9.7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем по 5 скважинам равна 9.1 м.
Пласт сильно расчленен. Расчлененность в среднем равна 8.3. Средняя
толщина проницаемого пропластка 1.2 м, непроницаемого - 2.1 м. Коэффициент
песчанистости - 0.36 (см.приложения, рисунок 4.2)
Проницаемость пласта крайне низкая, в среднем равна 0.003 мкм2 (см.
приложения, рисунок 4.3).
Нефтенасыщенность низкая, в среднем - 0.54.
Залежи пласта ЮС0
Залежь пласта ЮС0 вскрыта 11 разведочными и одной эксплуатационной
скважиной. Все
скважины вскрыли чисто-нефтяную зону.
При испытании скважин: №№ 101Р, 102Р, 103Р, 104Р, 106Р, 109Р, 110Р, 115P получены безводные притоки нефти
дебитами от 0.6 (скв. № 109Р) до 6 м3/сут (скв. № 103).
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с
абсолютными отметками от 2800.6 м (скв. № 106Р) до 2908.0 м (скв. № 109Р).
Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка -
2935 м (скв. № 103Р).
Залежь ограничена с севера и запада зоной неколлектора, южная
и восточная границы находятся за пределами лицензионного участка.
Тип залежи - литологически экранированная.
Размеры залежи в границах Тянского лицензионного участка: 21.5 х 11 км.
По строению пласт характеризуется как глинистое тело с включениями
песчаных линз.
Для пласта характерно:
-Нефтенасыщенные толщины увеличиваются с северо-запада на
юго-восток: от 2.6 (скв. № 1532) до 15.4 м (скв. № 106Р).
Общая толщина пласта в среднем равна 74 м. С запада на восток общая
толщина увеличивается от 48.9 до 121.4 м. Коэффициент песчанистости в среднем
равен 0.14, изменяется от 0.05 до 0.5. Гистограммы отражающие послойное распределение
толщин пропластков показаны на рисунке 4.4(приложения).
-Нефтенасыщенность в среднем равна 0.69.
Залежи пласта ЮС2
Залежь в районе скважины № 202 выявлена одной скважиной, пробуренной в
водо-нефтяной зоне.
При испытании в скважине интервала глубин с абсолютными отметками 2906.4 - 2917.4 м получен приток нефти с
водой (Qн - 0.5 м3/сут, Qв - 4.5 м3/сут, СДУ - 1335.5 м).
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора в скважине залегает на
абсолютной отметке -2908.4 м. Подошва последнего нефтенасыщенного коллектора на
-2911.2 м. Абсолютная отметка кровли водонасыщенного коллектора в скважине №
202Р - 2911.8 м.
Эффективная толщина составила - 5 м, нефтенасыщенная - 2 м.
Залежь ограничена: с запада - зоной неколлектора, вскрытой скважиной №
200P, на севере, востоке, юге - изогипсой
ВНК, контролируется на севере скважиной № 222Р, вскрывшей водонасыщенный с кровли пласт на а.о.-2919,8 м.
ВНК принят на отметке -2911.8 м (кровля водонасыщенного коллектора скв. №
202Р).
Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.
Размеры залежи: 6.3 х 2.8 км, высота залежи 26.8 м.
Залежь в районе скважины № 205. Залежь выявлена одной скважиной,
вскрывшей чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами
испытаний.
При испытании скважины № 205Р в интервале глубин с абсолютными отметками
- 2931.6 - 2934.6 м получен приток нефти - 1.4 м3/сут, при СДУ - 1274.5 м.
По материалам ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на
абсолютной отметке -2931.8 м. Кровля последнего нефтенасыщенного пропластка
залегает на глубине с абсолютной отметкой - 2934.2 м.
При доразведке месторождения в пределах залежи пробурена
скважина № 1350Р, вскрывшая кровлю водонасыщенного коллектора на отметке
-2934.4 м. В непосредственной близости от границ залежи пробурена скважина №
1252Р, вскрывшая водонасыщенный коллектор с отметкой -2956.4 м. Учет данных
бурения этих скважин изменил границы залежи.
ВНК условно принят на отметке -2934.2 м (подошва нижнего
нефтенасыщенного прослоя в скважине 205Р).
Тип залежи - пластово- сводовая.
Размеры залежи: 1.6 х 1.1 км, высота залежи - 2.4 м.
По строению, пласт характеризуется как глинистое тело с включениями
песчаных линз. Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице
4.8(приложения).
Для пласта характерно:
Нефтенасыщенная толщина маленькая, в среднем по 2 скважинам равна 2м.
Общая толщина пласта в среднем равна 20 м. толщина изменяется от 11.6 до
31.8 м.
Расчлененность пласта в среднем равна 3.6, количество проницаемых
пропластков изменяется от 2 до 5, коэффициент вариации 0.378. Средняя толщина
проницаемого пропластка равна 1.4 м,
изменяется от 0.4 до 7.4 м. Средняя толщина непроницаемого
пропластка - 3.4 м, изменяется от 0.4 до 13.2 м.
-Коэффициент песчанистости в среднем равен 0.24.
Проницаемость крайне низкая, в среднем равна 0.005 мкм2. Проницаемость пропластков изменяется, в
основном, от 0.001 мкм2 до 0.01
мкм2.
Нефтенасыщенность низкая, в среднем равна 0.56.
Залежь пласта АС7
В пределах месторождения выявлена одна нефтяная залежь в районе скважины
№ 202Р. Скважина вскрыла чисто-нефтяную зону.
Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.
В результате испытаний интервала глубин с абсолютными отметками 2169.5 -
2172.5 м получен приток нефти - 5.4 м3/сут при СДУ - 12765.4 мм.
По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине с
абсолютной отметкой −2167.2 м. Абсолютная отметка залегания подошвы
последнего нефтенасыщенного пропластка - 2169.8 м. Пласт четко выделяется на
кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине соответствуют по 2 максимума
альфа ПС: 0.45, 0.63. Сопротивление в нефтенасыщенной части: 8.8, 9.8 Омм.
Залежь ограничена изогипсой условного ВНК.
ВНК залежи проведен по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка на
глубине с абсолютной отметкой -2169.8 м.
Тип залежи - пластово-сводовая.
Размер залежи - 1.75 х 1.35 км, высота - 9.2 м.
Общая толщина пласта в пределах залежи равна 3.2 м.
Нефтенасыщенная толщина составляет 2.2 м.
Расчлененность пласта в пределах залежи равна 2. В границах утвержденного
контура нефтеносности пробурено четыре транзитные скважины на пласт АС9. По
данным ГИС во всех скважинах пласт водонасыщен. Опробование пласта не
проводилось.
Таким образом, до испытания пласта в транзитных скважинах, границы и
размеры залежи следует рассматривать условно. Вероятно границы залежи
распространяются не далее 500 м от скважины № 202Р.
5. РЕЗУЛЬТАТЫ
ИССЛЕДОВАНИЙ
Выделение пластов-коллекторов в скважинах с полным комплексом ГИС
проводилось по прямым качественным признакам. Опорные горизонты выбирались в
пластах АС10 (для пластов группы АС), в ачимовской толще и пластах ЮС1 или ЮС3
(для пластов группы ЮС). Критическому значению соответствует проницаемость
Кпр=1*10-15 м2, граничные значения коэффициентов пористости в пластах группы АС
- Кп=17,5%, ачимовской толще - Кп=15,9%, юрских отложениях - Кп=15,7%.
6.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Месторождение открыто в 1985 году. Промышленная эксплуатация
месторождения начата в 1995 году. Запасы нефти утверждены в ГКЗ СССР
протоколами NN 10991,10992 от 28.12.90 года.
Основные показатели разработки по состоянию на 01.01.2008:
эксплуатируется 850 скважины (584
- добывающих, 279 - нагнетательных);
- добыто нефти 46 178
тыс.т, КИН - 0.182, обводненность - 90%;
максимальная добыча нефти 5578 тыс.т (2003 г)
отобрано жидкости 176 188
тыс.т; закачано воды 198 083 тыс.м3.
В
соответствии с технологической схемой разрабатываются объекты - , .
Обьект АС9
Действующих добывающих скважин - 340 (94% от эксплуатируемых добывающих),
из них с помощью …(ШГН) эксплуатируется 72 скважин, они расположены, в
основном, в краевой зоне и в первых рядах центральной части залежи,
электро-центробежный насос (ЭЦН) эксплуатируется 268 скважин, которые
вырабатывают центральную часть залежи. Действующих нагнетательных скважин - 163
(91% от переведенных под закачку). В бездействующем добывающем фонде числится
22 скважин (6% от эксплуатационного фонда добывающих скважин). 12 скважин
бездействующего фонда до остановки характеризовались низкими дебитами нефти (7
скважин сдебитами 0.1-0.5т/сут, 5 - с дебитами 1-2т/сут) это связано с низкими
коллекторскими свойствами пласта в данном районе, есть также скважины с высокой
обводненностью продукции (5 скважин с обводненность 85-95, 7 скважин - с
обводненностью 98-99%), в 3-х совместных скважинах обводнен нижний пласт. По
причине отсутствия притока жидкости остановлены 3 скважины, по техническим
причинам - 2, в ожидании ГРП - 2. Все бездействующие скважины находятся в
краевой части залежи и в стягивающих рядах.
В бездействующем нагнетательном фонде числится 16 скважин. Из них 6
скважин остановлены по ограничению закачки, 3 скважины находятся в ожидании
капитального ремонта, на 3-х скважинах нет приемистости - это связано с плохими
фильтрационными свойствами пласта и его низкой мощности, 4 скважины находятся в
ожидании ликвидации по причине смещения Э.К.(скв. 1153, 1297, 1217, 3201). В
нагнетательном фонде числится две ликвидированные скважины. По сравнению с
начальными показателями разработки, текущие дебиты скважин по нефти и жидкости
выросли, в среднем соответственно с 10 до 24 т/сут и с 12 до 43 т/сут. В 2001
году рост среднего дебита по нефти прекратился. В 2001 - 2003 годах средний дебит
по нефти стабилизировался на уровне 21 т/сут. Для поддержание стабильной добычи
нефти, смена режима с менее на более производительный, выполнялась 2 - 4 раза.
В динамике, изменение дебитов по каждой скважине показано на картах в
графических приложениях.. По мере роста обводненности эффективность увеличения
дебита жидкости снижается от 0.85 т/т при обводненности менее 10% до 0.08 т/т
при обводненности более 95%. Многофакторный анализ причин малодебитности
скважин показывает, что основными причинами работы скважин с дебитами менее 2.5
т/сут являются заглинизированность или насыщенность водой нижней части разреза,
что приводит к низкой продуктивности и ускоренному росту обводненности скважин.
Обьект АС10
На 01.01.2008 в эксплуатационном фонде пласта АС10 числится 330 скважины, в том числе
добывающих - 222, из них действующих -218, нагнетательных - 100, в том числе
нагнетательных в отработке - 10, под закачкой - 90, в освоении - 1, в
бездействии - 2.Действующих добывающих скважин - 218 (9% от всех эксплуатируемых
добывающих скважин), из них с помощью ШСН эксплуатируется 28 скважин, они
расположены в северо-восточной части Мурьяунской площади, а так же часть
скважин находится в приконтурной зоне. ЭЦН эксплуатируется 184 скважины,
которые вырабатывают центральную часть залежи. Действующих нагнетательных
скважин - 100 (98% от переведенных под нагнетание скважин).Вбездействующем
добывающем фонде числится 16 скважин (6% от эксплуатационного фонда добывающих
скважин), все они до остановки характеризовались малыми дебитами (0,2 - 2т/сут)
и высокой обводненностью (75 - 99%). Бездействующие скважины находятся большей
частью на периферии залежи, четыре скважины расположены в районе центрального
прогиба Мурьяунской площади.
В бездействующем нагнетательном фонде числится 2 скважины. Скважины
остановлены по технической и технологической причинам. По сравнению с
начальными, текущие дебиты скважин по нефти и жидкости выросли, в среднем
соответственно с 22 до 29 т/сут и с 34 до 134 т/сут. С 2001 года средний дебит
по нефти стабилизировался на уровне 25 - 26 т/сут.
Многофакторный анализ причин низкодебитности скважин показывает, что
основными причинами работы скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут являются:
Геологические причины: значительная доля водонасыщенной толшины в разрезе
скважин, маленькие толщи, (или их отсутствие) глинистого раздела между
нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта.
Технологические причины: выработка запасов и обводнение нагнетаемой водой
скважин первых рядов.
В совместной эксплуатации пластов АС9 и АС10 находятся 62 скважины, из
них 58 скважин добывающего фонда и 4 - нагнетательного. Действующий добывающий
фонд составляет 36 скважин (эксплуатируются ШCН - 10, они расположены на периферии южной части Турынской
площади, ЭЦН - 26), бездействующий фонд - 3 скважины, контрольных - 13, ликвидированных - 6. В нагнетательном фонде числятся 4
скважины, находящиеся в отработке на нефть.
На объекте АС5+АС6 числится 31 водозаборная скважина, их них в
действующем фонде 19 скважин, бездействующих -12. В поглощающем фонде объекта
находится 1 ликвидированная скважина.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В дипломной работе рассмотрены особенности коллекторских свойств
Мурьяунского месторождения. Несмотря на то, что месторождение находится на
заключительной стадии разработки, по материалам литолого-петрографических и
петрофизических свойств коллекторов можно с полной уверенностью обосновать
дополнительные перспективы месторождения в дальнейшем.
Анализ изученных материалов по коллекторским свойствам продуктивным пачек
месторождения позволил выделить эффективные толщины пород-коллекторов по
результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических и геологических
материалов, с учетом качественных и количественных признаков.
Зависимости между основными фильтрационно-емкостными характеристиками пород
были построены для всех продуктивных пластов, с учетом дополнительных керновых
данных. Выделение пластов-коллекторов в разведочных скважинах с полным
комплексом ГИС проводилось по прямым качественным признакам.
Выделены особенности продуктивных пластов и их отличительные признаки.
Целью данной работы является изучение особенностей коллекторских свойств
продуктивных пластов Мурьяунского месторождения.
В процессе достижения цели решались следующие задачи:
анализ геологической информации по Мурьяунскому месторождению;
анализ коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения по
петрофизическим данным;
выявление особенностей коллекторских свойств продуктивных пластов.
Актуальность работы в том, что она проведена на заключительной стадии
разработки месторождения и обоснования извлечения остаточной нефти из
продуктивных пластов месторождения.
· Пласты АС9-АС10 Тянской группы месторождений сформировалась
во время крупной морской трансгрессии и представляет собой единый комплекс
отложений. Пласт АС10 представлен преимущественно аллювиальными отложениями
надводной дельтовой равнины. Пласт АС9 - комплексом прибрежно-морских баровых
отложений подводной дельтовой равнины. В пределах обоих пластов Мурьяунское
месторождение занимает ее протяженную субширотную южную область.
· Пласт АС10 представлен преимущественно аллювиальными
дельтовыми отложениями надводной дельтовой равнины. В западной части залежи
распространены русловые отложения с содержанием песчаников 75%. В восточной
части залежи распространена зона совместного развития русловых и пойменных
(межрусловых) отложений.с содержанием песчаников 53%.
· Пласт АС9 представлен комплексом прибрежно-морских баровых
отложений. В районе Мурьяунской площади распространены устьевые бары, с
содержанием песчаников - 55%. В районе Турынской площади распространены
вдольбереговые бары с содержанием песчаников - 28%.
· Пласт АС7 представлен отложениями регрессивного барового
комплекса. Единственная залежь, содержащая 0.002% запасов нефти месторождения,
приурочена к одной из песчаных линз.
· Пласты БС71 и БС81 в пределах Мурьяунского месторождения
литолого-петрофизическими исследованиями не охарактеризованы. Залежи пластов
небольших размеров содержат менее 1% запасов нефти месторождения.
· Пласты Ач3 и Ач4 представлены чередованием
песчано-алевролитовых, карбонатных и глинистых прослоев, сформировавшихся в
условиях осадконакопления, некомпенсированного прогибанием дна бассейна.
· Пласт ЮС2 сложен породами преимущественно
континентально-аллювиального генезиса. Для этих условий характерно формирование
невыдержанных по простиранию, часто замещающих друг друга песчаных и глинистых
пропластков.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ
СПИСОК
1. Желтов
Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб.
и доп. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.
. Желтов
Ю.П. Стрижев И.Н.. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб.
Пособие для - М.: Недра, 1985, 296 стр.
. Ханин
А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М. Недра
1973, 304 стр.
4. Авторский
надзор за разработкой Мурьяунского месторождения, СургутНИПИнефть, 2005.
5. Технологическая
схема разработки Мурьяунского месторождения. СургутНИПИнефть, 1995 г.
6. Исаченко
В.М., Мишарин В.А., Сонич В.П., Самсоненко Д.В. Технико-экономическая оценка
матодов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное
хоз-во. - 2002. - №8. - с. 20-26.
7. Юрьев
А.Н. Кушнир В.И. Королев А.Л. Дополнение к технологической схеме разработки
Мурьяунского месторождения СургутНИПИнефть,2007
. Технологический
регламент « Производство работ по гидроразрыву пласта на месторождениях
«Сургутнефтегаз» Сургут, 2006г.
9. «Методическое
руководство по оценке технологической эффективности применения методов
увеличения нефтеотдачи пластов и новых технологий» РД 153-39.1-0.004-96
10. Проект
пробной эксплуатации Тянского месторождения, СургутНИПИнефть 1991.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 1.2 Краткие сведения о результатах работ прошлых лет.
|
Год, организация,
проводившая работы, автор отчета
|
Метод, масштаб
|
Краткие результаты работ
|
|
1969-1970 гг.
Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 11/69-70,
Никитин В.М.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
В результате работ выявлены
Сыхтымское, Троъеганское и Турынcкое поднятия. Построена
структурная карта по отражающему горизонту Б.
|
|
1970-1971гг.
Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 11/70-71,
Иванов В.М.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
Оконтурины и подготовлены к
глубокому бурению Восточно-Перевальное и Западно-Перевальное локальные
поднятия, выявленные работами СЗ МОВ. Детализирована Тромъе-ганская
структура.
|
|
1975-1976гг.
Главтюменьгеология, Ханты-Мансийский геофизический трест (ХМГТ), сп 6/75-76,
Медовой М.М.
|
МОВ ОГТ 1:200000
|
Региональные работы.
Изучено строение осадочной толщи. Выявлен перегиб.
|
|
1982-1983 гг. Ханты-Мансийское
геологическое объединение по геофизическим работам «Хантымансийскгеофизика»,
сп 11/82-83, Задоенко А.Н., Кишкурный А.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:200000
|
Региональные работы (R
XVI). Уточнено тектоническое строение региона, выявлено 13 высокоамплитудных
перегибов. Изучены структурно-формационные комплексы доюрского основания.
|
|
1983-1984 гг.
Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам
«Хантымансийскгеофизика», сп 14/83-84, сп 71/83-84 Летун Н.Я., Салькова Л.Ф.,
Игошкин В.П.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
Детализированы и
подготовлены к бурению Тромъеганское и Лосевое поднятия. Выявлены
Ехампийское, Юкъяунское, Муръяунское поднятия. Спрогназированы зоны развития
коллекторов в неокомских отложениях. Построены структурные карты по
горизонтам А, Б, Дв, Д1.9, Г. М.
|
|
1985-1986
гг.Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам
«Хантымансийскгеофизика», сп 14/85-86, Салькова Л.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
Выявлено
Западно-Васалухинское локальное поднятие. Подготовлены к бурению
Васалухинское и Мурьяунское локальные поднятия. Детализировано
Западно-Кочевское локальное поднятие.
|
|
1985-1986 гг.
Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам
«Хантымансийскгеофизика», сп 71/85-86 Клепиков А.П., Салькова Л.Ф.,
Стародубцева Н.И.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
Подготовлены к глубокому
бурению Ехампийское, Лукъявинское, Муръяунское, Васалухинское поднятия.
Построены структурные карты по горизонтам Г, М, ДАС9, ДБС6, ДБС8, ДБС9, Б, Т,
А.
|
|
1985-1986 гг.
Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам
«Хантымансийскгеофизика», сп 18,19,79/85-86 Бочкарева Н.М., Хейфец Г.Р.
|
МОВ ОГТ 1:100000
|
Детализированы
Северо-Ватлорское, Юкъявинское, Западно- и Восточно-Перевальное,
Южно-Перевальное, Малопе-ревальное и Средневат-лорское поднятия.
|
|
1990-1991 гг.
Ханты-Мансийское геологическое объединение по геофизическим работам
«Хантымансийскгеофизика», сп 14/90-91, Салькова Л.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:50000
|
Выявлены Акунъяунское,
Валтойское, Молдановское и Пыяхтойское локальные поднятия. Подготовлены к
бурению Акунъяунская, Пытярская и Тыйлорская СЛЛ, а также Пытярское и
Тыйлорское ЛП.
|
|
1990-1992 гг. Министерство
топлива и энергетики, Тюменское геофизическое предприятие
Тюменнефтегеофизика, сп 1/90-92 Пестрикова
И.В., Рябенко Н.П., Абдуллин Р.А.
|
МОВ ОГТ 1:25000
|
Детально изучено
геологическое строение южной части Тянского нефтяного месторождения по
отражающим горизонтам А, Т2, Т1, Б, НБС1, НАС9, НАС4, М. Построена карта
прогнозных нефтенасыщенных толщин пласта АС9-10. Оконтурена зона аномального
строения отложений баженовской свиты. Рекомендовано к бурению 8 разведочных
скважин.
|
|
1994-1995 гг. Роскомнедра,
ОАО Хантымансийскгеофизика, Сургутский филиал, Обская геофизическая
экспедиция, сп 10/94-95 Ашуркова И.Н.
|
МОВ ОГТ 1:50000
|
Детализирована
Тромъеганская структура. Подготовлено к разведочному бурению Ехампийское
поднятие. Построены структурные карты по отражающим горизонтам А, ТЮ10, ТЮ2,
Б, НБС8ач, НБС6, НБС41,2, Нп, НАС10, НАС9, НАС4-5, М, Г.
|
|
1995-1996 гг. Российская
Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/95-96 Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:50000
|
Детально изучено
геологическое строение Северо-Тянской площади по отражающим горизонтам А, Т2,
Т, Б, НАч2, НАч1, НБС9-ач, НБС8, НБС8-НБС82, НБС6, НБС1, АС10, НАС9, НАС4, М,
Г. Подтверждено и детализировано Восточно-Лукъявинское поднятие.
Закартированы малоразмерные и малоамплитудные локальные поднятия, названные
Кутлопьявинской и Северо-Мурьяунской структурами. Закартированы
структурно-литологические ловушки в неокомской части разреза. Уточнены
границы залежей по пластам в верхнеюрских и меловых отложениях. Рекомендовано
бурение 3 скважин.
|
|
1996-1997 гг. Российская
Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/96-97, Департамент обработки и
интерпретации, Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:25000
|
Детально изучено геологическое
строение площади по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, НАч1, НБС9-ач, НБС8,
НБС81, НБС82, НБС6, НБС1, кровле пласта АС10, НАС9, НАС4, М, Г. Выявлены и
подготовлены два структурных объекта - Северо-Лукъявинская и Юкъяунская II структуры. Уточнены границы залежей по пластам Ю2, Ю1, БС6, АС10,
АС9, АС4. Закартированы стрруктурно-литологические ловушки в неокомской части
разреза. Рекомендовано бурение 5 разведочных скважин.
|
|
1997-1998 гг. Российская
Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, сп 10/97-98, Департамент обработки и
интерпретации, Личагина Л.А., Ващенко Л.Ф.
|
МОВ ОГТ 1:25000
|
Существенно детализирован
структурный план по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, НБС9-ач, НБС8, НБС81,
НБС82, НБС7, НБС6, НБС1, НАС9, НАС4, М, Г и продуктивным пластам АС10 и Ю1.
Выявлен структурный нос, осложняющий северо-восточный склон
Западно-Перевальной III структуры. Уточнены границы залежей по продуктивным
пластам Ю2, Ю1, БС9-ач, БС8, БС81, БС82, БС7, БС1, АС10, АС9, АС4. Выявлено 5
структурно-литологических ловушек в юрских отложениях (пласты Ю2, Ю0).
Рекомендовано бурение 3 разведочных скважин.
|
|
2000-2001 гг. Российская
Федерация, ОАО Тюменнефтегеофизика, П 10/97-98, Департамент обработки и
интерпретации,
Личагина Л.А., Черновец Л.В.
|
МОВ ОГТ 1:25000
|
Выявлены, детализированы И
подготовлены под глубокое бурение структуры: Западно-Перевальное 4 и 5.
Детализировано строение Западно-Перевальной 2. Дан прогноз развития
коллекторов пластов ЮС2, ЮС0, БС61 в отложениях ачимовского комплекса.
Выявлены: структурно-стратиграфическая ловушка ЮС11, Структурная ловушка
пласта ЮС10 и 8 ловушек различного типа пласта ЮС2. Рекомендовано бурение 1
разведочной и 4 поисковых скважин.
|
Рисунок 1. Литолого-стратиграфический разрез Мурьяунского месторождения
Рисунок 2
а) б)
а) Cерия крупной косой слоистости в
среднемелкозернистом песчанике.
б) Cреднемелкозернистый песчаник
обогащенный слабо окатанными и неокатанными горизонтально ориентированными
глинистыми интрокластами.
Рисунок 3. Отложения русла и поймы, пласт АС10, скв.1051.
а) б)
а) Мелкая косая слойчатость восходящей ряби течения в мелкозернистом
песчанике.
б) Мелкокосослоистые и косослоистые глинистые алевролиты и аргиллиты.
Строение глинистых алевролитов нарушено вертикально ориентированными
углефицированными остатками корневой системы растений.
Рисунок 4. Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Геолого-статистические
разрезы по песчанистости, по проницаемости
Пласт АС9 Зона 1 Зона 2
Рисунок 5 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 4.
Геолого-статистические разрезы по песчанистости, по проницаемости, по насыщенности
Рисунок 6. Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 4.
Рисунок 7. Статистическая характеристика послойной неоднородности
Таблица 4.1 Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи
|
(1)
|
Параметр(2)
|
по пласту
|
|
|
Количеств(3)
|
значение
|
Коэф. вариации(7)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее (4)
|
минимальное (5)
|
максимальное (6)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
988
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
728
|
|
|
|
|
|
3
|
в водонефтяной зоне
|
225
|
|
|
|
|
|
4
|
в т.ч. без раздела между
нефтью и водой
|
44
|
|
|
|
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
981
|
10,15
|
3,80
|
15,30
|
0,11
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
9,15
|
1,20
|
13,00
|
0,23
|
|
7
|
в водонасыщенной части
|
253
|
4,91
|
0,80
|
13,60
|
0,61
|
|
8
|
Толщина эффективная, м
|
981
|
5,73
|
0,40
|
12,00
|
0,31
|
|
9
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
5,24
|
0,40
|
10,70
|
0,33
|
|
10
|
в водонасыщенной части
|
253
|
0,40
|
11,20
|
0,87
|
|
11
|
Коэффициент расчлененности
|
981
|
2,49
|
1,00
|
6,00
|
0,39
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
2,24
|
1,00
|
6,00
|
0,44
|
|
13
|
в водонасыщенной части
|
253
|
1,40
|
1,00
|
4,00
|
0,47
|
|
14
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
981
|
2,30
|
0,30
|
12,00
|
0,77
|
|
15
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
2,34
|
0,30
|
9,40
|
0,74
|
|
16
|
в водонасыщенной части
|
253
|
1,78
|
0,40
|
8,40
|
0,84
|
|
17
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
981
|
1,78
|
0,20
|
8,60
|
0,80
|
|
18
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
1,82
|
0,20
|
8,60
|
0,78
|
|
19
|
в водонасыщенной части
|
253
|
1,87
|
0,20
|
8,00
|
0,74
|
|
20
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу (по геологическим границам)
|
981
|
0,56
|
0,04
|
1,00
|
0,26
|
|
21
|
в нефтенасыщенной части
|
953
|
0,57
|
0,04
|
1,00
|
0,28
|
|
22
|
в водонасыщенной части
|
253
|
0,51
|
0,09
|
1,00
|
0,43
|
|
23
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу (по границам резервуара)
|
980
|
0,76
|
0,23
|
1,00
|
0,22
|
|
24
|
в нефтенасыщенной части
|
950
|
0,78
|
0,23
|
1,00
|
0,21
|
|
25
|
в водонасыщенной части
|
256
|
0,64
|
0,15
|
1,00
|
0,38
|
|
26
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
988
|
0,108
|
0,001
|
0,364
|
0,63
|
|
27
|
в нефтенасыщенной части
|
950
|
0,113
|
0,001
|
0,364
|
0,35
|
|
28
|
в водонасыщенной части
|
258
|
0,069
|
0,001
|
0,329
|
0,90
|
|
29
|
Коэффициент пористости
|
979
|
0,24
|
0,18
|
0,25
|
0,07
|
|
30
|
в нефтенасыщенной части
|
951
|
0,24
|
0,18
|
0,25
|
0,06
|
|
31
|
в водонасыщенной части
|
252
|
0,22
|
0,18
|
0,25
|
0,10
|
|
32
|
Коэффициент
нефтенасыщенности
|
944
|
0,61
|
0,31
|
0,69
|
0,10
|
|
33
|
Толщина непроницаемого
раздела между нефтью и водой
|
181
|
2,53
|
0,40
|
6,60
|
0,51
|
|
34
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,439
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,379
|
|
|
|
|
36
|
в водонасыщенной части
|
|
1,162
|
|
|
|
|
37
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,226
|
|
|
|
|
38
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,185
|
|
|
|
|
39
|
в водонасыщенной части
|
|
0,169
|
|
|
|
|
40
|
Показатель зональной
неоднородности проницаемости
|
|
0,269
|
|
|
|
|
41
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,244
|
|
|
|
|
42
|
в водонасыщенной части
|
|
0,953
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.2 Мурьяунское месторождение. Пласт АС9. Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи по зонам
|
Параметр
|
Зоны
|
|
|
1
|
2
|
|
|
верхняя и средняя часть
слабо расчленены, нижная часть заглинизирована полностью.
|
верхняя часть и нижняя
часть тоньше, чем в зоне 1, средняя часть заглинизирована
|
|
|
|
|
|
1
|
Толщина общая, м
|
10,38
|
9,10
|
|
2
|
Толщина эффективная, м
|
6,16
|
4,13
|
|
3
|
Толщина нефтенасыщенная, м
|
5,58
|
3,67
|
|
4
|
Коэффициент расчлененности
|
2,39
|
2,65
|
|
5
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
2,58
|
1,56
|
|
6
|
Толщина непроницаемого
прослоя (по границам резервуара), м
|
1,12
|
2,32
|
|
7
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу (по границам резервуара)
|
0,80
|
0,52
|
Таблица 4.3 Мурьяунское месторождение. Пласт АС10. Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи
|
(1)
|
Параметр(2)
|
по пласту
|
|
|
|
Количество (3)
|
значение
|
Коэф. вариации (7)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее(4)
|
минимальное (5)
|
максимальное (6)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
988
|
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
238
|
|
|
|
|
|
|
3
|
в водонефтяной зоне
|
587
|
|
|
|
|
|
|
4
|
в т.ч. без раздела между
нефтью и водой
|
246
|
|
|
|
|
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
987
|
26,55
|
19,00
|
34,90
|
0,07
|
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
17,71
|
1,00
|
31,00
|
0,40
|
|
|
7
|
в водонасыщенной части
|
749
|
15,49
|
1,35
|
34,50
|
0,54
|
|
|
8
|
Толщина эффективная, м
|
987
|
13,57
|
3,70
|
25,10
|
0,34
|
|
|
9
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
9,28
|
0,40
|
22,80
|
0,59
|
|
|
10
|
в водонасыщенной части
|
749
|
7,66
|
0,40
|
21,20
|
0,67
|
|
|
11
|
Коэффициент расчлененности
|
987
|
4,58
|
1,00
|
10,00
|
0,37
|
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
3,30
|
1,00
|
8,00
|
0,50
|
|
|
13
|
в водонасыщенной части
|
749
|
2,72
|
1,00
|
9,00
|
0,66
|
|
|
14
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
987
|
2,97
|
0,20
|
22,30
|
1,20
|
|
|
15
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
2,81
|
0,20
|
22,30
|
1,17
|
|
|
16
|
в водонасыщенной части
|
749
|
2,82
|
0,20
|
20,80
|
1,06
|
|
|
17
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
987
|
2,47
|
0,10
|
14,80
|
0,83
|
|
|
18
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
2,39
|
0,10
|
13,30
|
0,85
|
|
|
19
|
в водонасыщенной части
|
749
|
2,56
|
14,80
|
0,81
|
|
|
20
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу (по геологическим границам)
|
987
|
0,51
|
0,14
|
0,89
|
0,31
|
|
|
21
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
0,52
|
0,07
|
1,00
|
0,38
|
|
|
22
|
в водонасыщенной части
|
749
|
0,49
|
0,08
|
0,94
|
0,37
|
|
|
23
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу (по границам резервуара)
|
987
|
0,67
|
0,22
|
1,00
|
0,27
|
|
|
24
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
0,65
|
0,12
|
1,00
|
0,33
|
|
|
25
|
в водонасыщенной части
|
749
|
0,69
|
0,16
|
1,00
|
0,31
|
|
|
26
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
988
|
0,141
|
0,001
|
0,364
|
0,670
|
|
|
27
|
в нефтенасыщенной части
|
827
|
0,132
|
0,001
|
0,364
|
0,730
|
|
|
28
|
в водонасыщенной части
|
751
|
0,163
|
0,001
|
0,364
|
0,600
|
|
|
29
|
Коэффициент пористости
|
987
|
0,23
|
0,12
|
0,25
|
0,08
|
|
|
30
|
в нефтенасыщенной части
|
825
|
0,23
|
0,12
|
0,25
|
0,08
|
|
|
33
|
Толщина непроницаемого
раздела между нефтью и водой
|
342
|
2,38
|
0,30
|
11,60
|
0,86
|
|
34
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,697
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,811
|
|
|
|
|
36
|
в водонасыщенной части
|
|
0,535
|
|
|
|
|
37
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,477
|
|
|
|
|
38
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,460
|
|
|
|
|
39
|
в водонасыщенной части
|
|
0,339
|
|
|
|
|
40
|
Показатель зональной
неоднородности проницаемости
|
|
0,236
|
|
|
|
|
41
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,315
|
|
|
|
|
42
|
в водонасыщенной части
|
|
0,254
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.4 Мурьяунское месторождение. Пласт БС7(1). Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи.
|
Параметр
|
залежь р-н скв.104Р
|
|
|
Количество
|
значение
|
Коэф вариации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
1
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
1
|
|
|
|
|
|
3
|
Толщина эффективная, м
|
1
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
0
|
|
4
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
0
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
1
|
8,8
|
8,8
|
8,8
|
0
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
8,8
|
8,8
|
8,8
|
0
|
|
7
|
Коэффициент расчлененности
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
|
8
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
|
9
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
1
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
0
|
|
10
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
0
|
|
11
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
1
|
3,8
|
2,4
|
5,2
|
0,368
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
3,8
|
2,4
|
5,2
|
0,368
|
|
13
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
|
14
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,136
|
0,136
|
0,136
|
0
|
|
15
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
1
|
0,004
|
0,004
|
0,004
|
0
|
|
16
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,004
|
0,004
|
0,004
|
0
|
|
17
|
Коэффициент пористости
|
1
|
0,227
|
0,227
|
0,227
|
0
|
Таблица 4.5 Мурьяунское месторождение. Пласт БС8(1) Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи
|
Параметр
|
залежь р-н скв. 106Р
|
|
|
Количество
|
значение
|
Коэф. вариации
|
|
|
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
1
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
1
|
|
|
|
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
1
|
10,4
|
10,4
|
10,4
|
0
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
10,4
|
10,4
|
10,4
|
0
|
|
8
|
Толщина эффективная, м
|
1
|
6,601
|
6,601
|
6,601
|
0
|
|
9
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
6,601
|
6,601
|
6,601
|
0
|
|
11
|
Коэффициент расчлененности
|
1
|
5
|
5
|
5
|
0
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
5
|
5
|
5
|
0
|
|
14
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
1
|
1,32
|
0,6
|
2,2
|
0,512
|
|
15
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
1,32
|
0,6
|
2,2
|
0,512
|
|
17
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
1
|
0,95
|
0,4
|
2,2
|
0,779
|
|
18
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,95
|
0,4
|
2,2
|
0,779
|
|
20
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу
|
1
|
0,635
|
0,635
|
0,635
|
0
|
|
21
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,635
|
0,635
|
0,635
|
0
|
|
23
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
1
|
0,002
|
0,001
|
0,004
|
0,5
|
|
24
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,002
|
0,001
|
0,004
|
0,5
|
|
26
|
Коэффициент пористости
|
1
|
0,164
|
0,18
|
0,065
|
|
27
|
в нефтенасыщенной части
|
1
|
0,164
|
0,152
|
0,18
|
0,065
|
|
29
|
Коэффициент
нефтенасыщенности
|
1
|
0,563
|
0,529
|
0,598
|
0,054
|
|
31
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,25
|
|
|
|
|
32
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,25
|
|
|
|
|
34
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,25
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,25
|
|
|
|
Таблица 4.6 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач 3. Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности пласта
|
Параметр
|
Количество
|
значение
|
Коэф. вариации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
5
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
2
|
|
|
|
|
|
3
|
Толщина общая, м
|
5
|
12,12
|
4
|
19,2
|
0,455
|
|
4
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
8,8
|
4
|
13,6
|
0,545
|
|
5
|
в водонасыщенной части
|
3
|
14,333
|
7,8
|
19,2
|
0,335
|
|
6
|
Толщина эффективная, м
|
5
|
5,48
|
0,6
|
13,2
|
0,848
|
|
7
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
1,2
|
0,6
|
1,8
|
0,5
|
|
8
|
в водонасыщенной части
|
3
|
8,333
|
3,6
|
13,2
|
0,47
|
|
9
|
Коэффициент расчлененности
|
5
|
2,8
|
1
|
4
|
0,416
|
|
10
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
1,5
|
1
|
2
|
0,333
|
|
11
|
в водонасыщенной части
|
3
|
3,667
|
3
|
4
|
0,129
|
|
12
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
5
|
1,957
|
0,6
|
5,2
|
0,747
|
|
13
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,8
|
0,6
|
1,2
|
0,354
|
|
14
|
в водонасыщенной части
|
3
|
2,273
|
0,6
|
5,2
|
0,658
|
|
15
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
5
|
2,554
|
0,6
|
10,8
|
1,003
|
|
16
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
5,067
|
2,2
|
10,8
|
0,8
|
|
17
|
в водонасыщенной части
|
3
|
1,8
|
0,6
|
4,2
|
0,592
|
|
18
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу
|
5
|
0,452
|
0,044
|
0,825
|
0,547
|
|
19
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,136
|
0,044
|
0,45
|
1,695
|
|
20
|
в водонасыщенной части
|
3
|
0,581
|
0,427
|
0,825
|
0,31
|
|
21
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
5
|
0,001
|
0,001
|
0,002
|
0,299
|
|
22
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,002
|
0,001
|
0,002
|
0,333
|
|
23
|
в водонасыщенной части
|
3
|
0,001
|
0,001
|
0,002
|
0,269
|
|
24
|
Коэффициент пористости
|
5
|
0,164
|
0,159
|
0,176
|
0,026
|
|
25
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,168
|
0,159
|
0,176
|
0,051
|
|
26
|
в водонасыщенной части
|
3
|
0,164
|
0,16
|
0,174
|
0,021
|
|
27
|
Коэффициент
нефтенасыщенности
|
2
|
0,503
|
0,404
|
0,593
|
0,188
|
|
28
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,089
|
|
|
|
|
29
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,111
|
|
|
|
|
30
|
в водонасыщенной части
|
|
0,072
|
|
|
|
|
31
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,016
|
|
|
|
|
32
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,06
|
|
|
|
|
33
|
в водонасыщенной части
|
|
0,012
|
|
|
|
|
34
|
Показатель зональной
неоднородности проницаемости
|
|
0,055
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,037
|
|
|
|
|
36
|
в водонасыщенной части
|
|
0,046
|
|
|
|
Таблица 4.7 Мурьяунское месторождение. Пласт Ач4. Результаты изучения
геологического строения и морфологической сложности залежи
|
Параметр
|
Количество
|
значение
|
Коэф. вариации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
16
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
2
|
|
|
|
|
|
3
|
в водонефтяной зоне
|
3
|
|
|
|
|
|
4
|
в т.ч. без раздела между
нефтью и водой
|
0
|
|
|
|
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
16
|
26,763
|
2,8
|
46,4
|
0,452
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
23,68
|
14,4
|
32,3
|
0,308
|
|
7
|
в водонасыщенной части
|
14
|
22,129
|
2,8
|
46,4
|
0,557
|
|
8
|
Толщина эффективная, м
|
16
|
9,656
|
1,2
|
17,801
|
0,495
|
|
9
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
9,14
|
7,3
|
12,199
|
0,204
|
|
10
|
в водонасыщенной части
|
14
|
7,771
|
1,2
|
17,801
|
0,604
|
|
11
|
Коэффициент расчлененности
|
16
|
8,313
|
1
|
20
|
0,632
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
6
|
4
|
11
|
0,435
|
|
13
|
в водонасыщенной части
|
14
|
7,357
|
1
|
20
|
0,775
|
|
14
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
16
|
1,162
|
0,4
|
6
|
0,725
|
|
15
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
1,523
|
0,4
|
6
|
0,769
|
|
16
|
в водонасыщенной части
|
14
|
1,056
|
0,4
|
3,8
|
0,648
|
|
17
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
2,122
|
0,4
|
17,6
|
1,245
|
|
18
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
2,517
|
0,4
|
11,2
|
1,156
|
|
19
|
в водонасыщенной части
|
14
|
1,998
|
0,4
|
17,6
|
1,26
|
|
20
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу
|
16
|
0,361
|
0,05
|
0,722
|
0,437
|
|
21
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
0,386
|
0,249
|
0,722
|
0,421
|
|
22
|
в водонасыщенной части
|
14
|
0,351
|
0,05
|
0,63
|
0,431
|
|
23
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
16
|
0,003
|
0,001
|
0,006
|
0,571
|
|
24
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
0,004
|
0,001
|
0,006
|
0,39
|
|
25
|
в водонасыщенной части
|
14
|
0,002
|
0,001
|
0,006
|
0,616
|
|
26
|
Коэффициент пористости
|
16
|
0,176
|
0,159
|
0,19
|
0,057
|
|
27
|
в нефтенасыщенной части
|
5
|
0,181
|
0,159
|
0,19
|
0,046
|
|
28
|
в водонасыщенной части
|
14
|
0,173
|
0,159
|
0,19
|
0,056
|
|
29
|
Коэффициент
нефтенасыщенности
|
5
|
0,542
|
0,435
|
0,632
|
0,133
|
|
30
|
Толщина непроницаемого
раздела между нефтью и водой
|
3
|
1,867
|
0,8
|
3,8
|
0,734
|
|
31
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,326
|
|
|
|
|
32
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,152
|
|
|
|
|
33
|
в водонасыщенной части
|
|
0,379
|
|
|
|
|
34
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,17
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,147
|
|
|
|
|
36
|
в водонасыщенной части
|
|
0,177
|
|
|
|
Таблица 4.8
Мурьяунское месторождение. Пласт ЮС2 Результаты изучения геологического
строения и морфологической сложности пласта
|
Параметр
|
Количество
|
значение
|
Коэф. вариации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
среднее
|
минимальное
|
максимальное
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Количество скважин
|
9
|
|
|
|
|
|
2
|
в т.ч. в нефтяной зоне
|
1
|
|
|
|
|
|
3
|
в водонефтяной зоне
|
1
|
|
|
|
|
|
4
|
в т.ч. без раздела между
нефтью и водой
|
0
|
|
|
|
|
|
5
|
Толщина общая, м
|
9
|
20,022
|
11,6
|
31,8
|
0,285
|
|
6
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
12,65
|
6,1
|
19,2
|
0,518
|
|
7
|
в водонасыщенной части
|
8
|
19,363
|
5,5
|
31,8
|
0,378
|
|
8
|
Толщина эффективная, м
|
9
|
4,889
|
1,6
|
10,4
|
0,515
|
|
9
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
2
|
2
|
2
|
0
|
|
10
|
в водонасыщенной части
|
8
|
5
|
1,6
|
10,4
|
0,491
|
|
11
|
Коэффициент расчлененности
|
9
|
3,556
|
2
|
5
|
0,378
|
|
12
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
2
|
2
|
2
|
0
|
|
13
|
в водонасыщенной части
|
8
|
3,5
|
2
|
5
|
0,35
|
|
14
|
Толщина проницаемого
прослоя, м
|
9
|
1,375
|
0,4
|
7,4
|
0,91
|
|
15
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
1
|
0,6
|
1,4
|
0,283
|
|
16
|
в водонасыщенной части
|
8
|
1,429
|
0,4
|
7,4
|
0,928
|
|
17
|
Толщина непроницаемого
прослоя, м
|
9
|
3,405
|
0,4
|
13,2
|
1,031
|
|
18
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
3,6
|
0,4
|
12
|
1,131
|
|
19
|
в водонасыщенной части
|
8
|
3,291
|
0,4
|
13,2
|
1,028
|
|
20
|
Коэффициент песчанистости
по разрезу
|
9
|
0,244
|
0,092
|
0,591
|
0,732
|
|
21
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,158
|
0,104
|
0,328
|
0,797
|
|
22
|
в водонасыщенной части
|
8
|
0,258
|
0,092
|
0,727
|
0,878
|
|
23
|
Коэффициент проницаемости,
кв.мкм(дарси)
|
9
|
0,005
|
0,001
|
0,01
|
0,665
|
|
24
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,003
|
0,001
|
0,005
|
0,667
|
|
25
|
в водонасыщенной части
|
8
|
0,005
|
0,001
|
0,01
|
0,648
|
|
26
|
Коэффициент пористости
|
9
|
0,171
|
0,154
|
0,183
|
0,053
|
|
27
|
в нефтенасыщенной части
|
2
|
0,164
|
0,154
|
0,175
|
0,064
|
|
28
|
в водонасыщенной части
|
8
|
0,171
|
0,158
|
0,183
|
0,05
|
|
29
|
Коэффициент
нефтенасыщенности
|
2
|
0,556
|
0,529
|
0,58
|
0,046
|
|
30
|
Толщина непроницаемого
раздела между нефтью и водой
|
1
|
0,6
|
0,6
|
0,6
|
0
|
|
31
|
Показатель общей
неоднородности проницаемости
|
|
0,442
|
|
|
|
|
32
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0,444
|
|
|
|
|
33
|
в водонасыщенной части
|
|
0,42
|
|
|
|
|
34
|
Показатель послойной
неоднородности проницаемости
|
|
0,337
|
|
|
|
|
35
|
в нефтенасыщенной части
|
|
0
|
|
|
|
|
36
|
в водонасыщенной части
|
|
0,311
|
|
|
|