Построение геологической модели залежи

3.2 Тектоника

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

Нижний этаж или фундамент сформировался в палеозойское время, и соответствует геосинклинальному развитию современной платформы. Отложения фундамента представлены эффузивными, сильно дислоцированными породами.

Средний - объединяет эффузивно-осадочную толщу, сформировавшуюся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовом периоде.

Верхний - мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, сложенный осадочными песчано-глинистыми отложениями.

Рис. 2.1 Фрагмент тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под редакцией: Шпильмана В.И., Змановского Н.И., Подсосовой Л.Л., 1998 г.)

В пределах Демьянского нефтегазоносного района в разрезе Западно-Сибирской плиты выделяются только два структурных этажа: палеозойский фундамент, и залегающий субгоризонтально на неровной поверхности фундамента платформенный чехол.

Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» Усть-Тегусское месторождение располагается в пределах структуры первого порядка - Демьянского мегавала линейно вытянутого с северо-запада на юго-восток, который в свою очередь с севера примыкает к Юганской мегавпадине. С западной стороны мегавал отделяется от Пологрудовского мегавала узким вытянутым с северо-запада на юго-восток Васисским мегапрогибом. От Каймысовского свода с северо-восточной стороны мегавал отделяет структура второго порядка: Кельтаминская ложбина. От Каймысовского свода мегавал отделяет Верхнедемьянская мегаседловина. Размеры Демьянского мегавала составляют 270х80 км.

В северной части мегавала к настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, Урненское, Усть-Тегусское.

На месте расположения Усть-Тегусского месторождения по кровле фундамента единая структура, контролирующая залежи в отложениях тюменской свиты, не выделяется и структурный план по кровле фундамента представлен отдельными небольшими локальными поднятиями.

3.3 Нефтегазоносность

Усть-Тегусское месторождение находиться в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в южной части Тюменской области, в Каймысовской нефтегазоносной области, в Демьянском нефтегазоносном районе и расположено в пределах двух лицензионных участков Урненского и Усть-Тегусского.

Месторождение расположено в северной части Демьянского мегавала, основная продуктивность которого связана с юрскими отложениями тюменской свиты (пласты Ю2, Ю3, Ю4).

Кроме юрских отложений в Демьянском нефтегазоносном районе регионально нефтеносны неокомские и ачимовские отложения. В 20 км на севере от Усть-Тегусского месторождения расположены крупные месторождения Тайлоковское и Северо-Ютымское, находящиеся разработке. В пределах этих месторождений доказана нефтеносность сеноманских, неокомсих, ачимовских и юрских отложений. На Усть-Тегусском месторождении ачимовские отложения были испытаны в скважине 116 на глубинах 2365,0-2371,0 и 2376,0-2383,0. В результате испытания была получена пластовая вода дебитом 5,66 м3/сут. Отложения меловой системы в скважинах не испытывались, так как по результатам интерпретации ГИС и анализам, проведённым на керне, присутствие УВ не обнаружено. Таким образом, нефтеносность меловый и ачимовских отложений на Усть-Тегусском месторождении не доказана.

Практически все поисково-разведочные скважины Усть-Тегусского месторождения вскрыли палеозойские отложения. Палеозойские отложения представлены в той или иной степени метаморфизированными эффузивными породами. В большинстве скважин фундамент представлен андезито-базальтовыми, дацитовыми и диабазовыми порфиритами.

В породах доюрского основания развита кора выветривания, которая представлена продуктами переработки гранитов, эффузивных пород и туфов (структурный элювий). Структурный элювий представлен глинисто-песчаными, песчано-глинистыми и глинистыми породами. В отложениях доюрского фундамента промышленная нефтеносность не выявлена.

В октябре 1991 г. было открыто Усть-Тегусское месторождение, доказана продуктивность отложений тюменской свиты в пределах Усть-Тегусской площади: в скв. 100 при испытании в процессе бурения пластов Ю2-4 получен приток нефти с глинистым раствором. В колонне скважина испытана в марте 1992 года: дебит нефти из пласта Ю2 составил 56,4 м3/сут на 5 мм штуцере.

В непосредственной близости в 3 км на юго-запад от Усть-Тегусского расположено Урненское месторождение. Пласты юрских отложений на данных месторождениях имеют единую корреляцию. Особенностью разреза является то, что пласт Ю1 продуктивен в пределах Урненского месторождения, а в пределах Усть-Тегусского он полностью водоносен; пласты Ю2, Ю3, Ю4 на Урненском месторождении выклиниваются, либо водоносны, а в пределах Усть-Тегусского промышленно нефтеносны.

3.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения

3.4.1 Объем и методика гидрогеологических исследований

Изучение гидрогеологических условий вскрытых скважинами отложений на Усть-Тегусском месторождении проводилось в ходе ведения геологоразведочных работ, по результатам испытания и опробовании пластов, содержащих преимущественно краевые и подошвенные воды, непосредственно связанные с залежами углеводородов в юрских отложениях.

Непосредственно в водоносных комплексах специальные гидродинамические исследования не проводились. Исследования скважин, давших притоки воды, проводились по общепринятой методике. Комплекс исследовательских работ в скважинах, давших притоки воды включал:

1) определение дебитов скважин при соответствующих динамических уровнях и депрессиях;

2) замеры пластовых и забойных давлений, пластовых температур в скважинах;

3) определение гидродинамических характеристик коллекторов и их продуктивности;

4) определение содержания хлор-иона экспресс-методом;

5) отбор проб пластовой воды и растворенного газа для изучения химического состава, определения физических свойств.

В период с 2006 г. по 2010 пробурено дополнительно 74 скважин, из них 65 эксплуатационных и 9 разведочных (6, 7, 43, 47, 48, 53, 54, 107, 117). Новые данные по пробам пластовой воды были получены из 43, 47, 54,58 и 117 разведочных скважин. Всего было отобрано 14 проб пластовой воды: 7 проб из пласта Ю4, 1 проба из пласта Ю3, 6 проб из пласта Ю2. Существующие общие рекомендации о длительности испытания пластов в разведочных скважинах, пробуренных до 2006 года, с целью удаления фильтрата из прискваженной зоны пласта и получении неискаженной пробы воды или отбора проб после откачки пластового флюида, практически никогда не выполнялись. Поэтому большая часть получаемых данных об ионном составе пластовой воды и ее минерализации несут искаженную информацию о свойствах воды и для установления каких-либо закономерностей не пригодны.

Физические и химические свойства пластовых вод изучались КТЭ Новосибирского производственного геологического объединения «Новосибирскгеология», ООО «ТННЦ».

Пластовое давление замерялось как глубинными манометрами, так и определялось расчетным путем. Температура воды на глубине спуска прибора в поисково-разведочных скважинах замерялись максимальным термометром. Для определения водообильности и проницаемости пород использовались наблюдения за восстановлением уровня в скважинах, пробуренных до 2006 г.

В большинстве случаев исследования объектов проводились в скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной - 31. В процессе бурения на Усть-Тегусском месторождении с помощью КИИ опробовано 3 объекта. Из 28 объектов получены притоки воды, в т.ч. 10 - водонефтяных, 14 - чисто водных, 4 - вода с пленкой нефти.

По Усть-Тегусскому месторождению не представлены пробы водорастворенного газа. Поэтому, характеризуя пластовые воды, в предыдущем подсчете запасов 2006 года для ориентира служили значения минерализации соответствующих комплексов по соседним месторождениям (Западно-Ютымскому, Восточно-Тайлаковскому, Северо-Айяунскому и Полуньяхскому) с учетом существующих закономерностей в изменении состава вод по площади и по разрезу. В период 2006-2009 гг. новые данные по водорастворенному газу не появились.

3.4.2 Характеристика гидрогеологических комплексов

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

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

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

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

В разрезе нижнего гидрогеологического этажа выделяется пять водоносных комплексов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Основные компоненты хлор и натрий с калием присутствуют в количестве 9929-12056 и 5740-7350 мг/л. Значения магния не превышают 20-72 мг/л, гидрокарбонат-иона - 183-561 мг/л.

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

Перекрывается четвертый водоносный комплекс отложениями алымской свиты 30м.

Ачимовская толща, которая приурочена к III водоносному комплексу, представлена чередованием песчаников, часто известковистых и аргиллитов. Мощность комплекса колеблется от 20 до 110 м

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

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

II гидрогеологический комплекс (пласты группы Ю1, васюганская свита) в литологическом отношении представлен разнозернистым песчаником, гравелитами с прослоями аргиллитов. Мощность комплекса колеблется от 5 до 65 м

Пластовые воды нижнего гидрогеологического этажа Усть-Тегусского месторождения представлены крайне ограниченным количеством проб. Для описания гидрогеологических условий комплексов привлечены данные по Урненскому месторождению, на котором с этим комплексом связаны залежи нефти в пласте Ю1. Пористость по керну составляет 16,08 %, максимальная достигает 23,2 % в скважине 21 (единичный случай) в северо-западной части месторождения Проницаемость по пласту составляет - 148,46 мД. На Усть-Тегусском месторождении данный пласт Ю1 не является продуктивным. Пластовые воды васюганской свиты на данном месторождении представлены 2 пробами. Из скважин, пробуренных после предыдущего подсчета запасов в 2006 году, отбор проб, характеризующих пласт Ю1, не производился.

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

Ионы хлора находятся в пределах 11779-16700 мг/л, натрий+калий - 8680-13400 мг/л. Концентрация Са++ составляет 460 мг/л. Магний изменяется от 160 до 175 мг/л.

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

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

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

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

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

Пластовые воды Pz на Усть-Тегусском месторождении не изучены. Пластовые воды Pz представлены двумя кондиционными пробами в скважине 38 близрасположенного Урненского месторождения. Максимальная минерализация составила 22,9 г/л. Содержание хлора - 13450 мг/л, натрий+калий - 6415 мг/л, кальций-ион - 2082 мг/л, магний-ион - 116,3 мг/л. Для вод характерно наличие НСО3 535 мг/л, PH до 6. Вода очень жесткая 113,5. Плотность пластовой воды составляет 1,016 г/см3. На соседнем Тайлаковском месторождении минерализация по этому комплексу составляет 21 г/л.

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

Анионный состав характеризуется содержаниями хлора в количестве - 6830- 17250 мг/л, гидрокарбоната - 100-1950 мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных количествах (до 1 %-экв).

Специальная часть. Детальное изучение геологического строения залежи углеводородов. Подсчет запасов

Глава 4. Детальная корреляция продуктивной толщи и прослеживание продуктивного пласта в ее разрезе

В комплекс геофизических исследований скважин проведенных на Усть-Тегусском месторождении входят следующие методы:

• cтандартный каротаж (СП+КС);

• боковое каротажное зондирование (БКЗ);

• боковой каротаж (БК);

• боковой микрокаротаж (БМК);

• микрозондирование (МКЗ);

• индукционный каротаж (ИК);

• радиоактивный каротаж (ГК, НГК);

• плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-п);

• акустический каротаж (АК);

• резистивиметрия;

• кавернометрия.

Качество проведения ГИС

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

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

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

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

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

Боковой каротаж (БК)- фокусированный метод, позволяющий оценивать УЭС пород в тонкослоистых высокоомных отложениях (до 10000 Омм), проводился в интервале записи БКЗ в масштабе глубин 1:200 во всех скважинах. Масштаб регистрации кривых либо линейный (2,5 Омм/см), либо логарифмический (модуль 6,25 или 10). Скорость регистрации 2000-3000 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой КП-11Э, ЭК-М и К-3. Погрешности регистрации связаны со смещением нуля и искажением масштабов записи. В целом, качество материалов хорошее и удовлетворительное.

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

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