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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Геологическая модель продуктивного горизонта Лугинецкого месторождения

В пределах Томской области отложения келловей-оксфорда представлены осадками васюганской свиты, подразделяющимися по литологической характеристике на верхнюю и нижнюю подсвиту.

Верхневасюганская подсвита сложена песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами и редкими прослоями угля. Строение подсвиты сложное и разнообразное. В состав ее входит один или несколько песчаных пластов, разделенных между собой алевролито-аргиллитовыми пачками. В разрезах отдельных локальных структур и более крупных тектонических элементов песчаные и глинистые пласты четко разграничиваются между собой и характеризуются широким пространственным развитием. Отложения подсвиты слагают для рассматриваемой территории основной продуктивный горизонт Ю_1. В составе горизонта Ю₁ выделяются широко развитые песчаные пласты Ю_I¹, Ю_I², Ю_I³, Ю_I⁴ и локально выдержанные песчаные пласты Ю_I⁵, Ю_I⁶ и т.д.

В представленной преимущественно аргиллитами нижневасюганской подсвите выделены три литологические пачки пород. Верхняя и нижняя пачки сложены аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов, средняя представлена преимущественно монотонной толщей глин. Верхняя пачка подсвиты не имеет широкого развития в пределах исследуемой территории и характеризуется частым фациальным замещением на песчаный пласт Ю_I⁴. Средняя пачка, распространенная почти повсеместно, опесчанивается лишь в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Возрастным аналогом ее являются песчаные пласты Ю_I⁵, Ю_I⁶ и т.д. Нижняя пачка подсвиты присутствует только во впадинах. В пределах сводов она опесчанивается, замещаясь на песчаные пласты группы Ю².

Наличие в составе верхневасюганской подсвиты повсеместно развитого пласта угля, иногда углистого аргиллита позволяет с достаточной степенью уверенности расчленить разрез горизонта Ю_I на две толщи: подугольную и надугольную. Присутствие в кровле подугольной толщи углисто-аргиллитовой пачки, а иногда и грубообломочного материала в виде плохо окатанной гальки (Южно-Моисеевская, Шахматная и др. площади) свидетельствуют о наличии незначительного внутриформационного перерыва между подугольной и надугольной толщами горизонта Ю_I.

Разнообразное, несвязанное между собой развитие песчаных пластов горизонта Ю_Iв его подугольной и надугольной толщах, разнообразный характер нефтегазонасыщения пластов-коллекторов требуют раздельного изучения строения этих толщ. Авторы статьи попытались решить эту задачу путем изучения строения и распространения выделенных ими типов разрезов как для подугольной толщи, так и для надугольной. Развитие нижних песчаных пластов подугольной толщи за счет фациального замещения ими глинистых пород двух верхних пачек нижневасюганской подсвиты предопределило необходимость совместного изучения их строения.

Формирование отложений подугольной толщи и нижневасюганской подсвиты связано с келловей-оксфордской трансгрессией. На раннем ее этапе морской бассейн проникал в пределы Нюрольской впадины, Колтогорского мегапрогиба и по мере погружения территории охватывал структуры I порядка. Стабилизация относительно глубоководных областей обусловила накопление на большем участке рассматриваемой территории глинистого и глинисто-алевролитового материалов. Лишь в восточной части, в зоне постепенного замещения васюганской свиты наунакской, существовала узкая полоса очень мелководного морского бассейна, где формировались песчаные пласты Ю_I⁵ и Ю_I⁶ и др. Изменение относительной направленности тектонических подвижек предопределило образование песчаных пластов Ю_I³иЮ_I⁴.

Большое влияние на общую картину распространения песчаных пластов подугольной толщи оказывали палеогеоморфологические особенности структур II и III порядков. К повышенным участкам приурочены более песчаные разрезы нижневасюганской подсвиты (Малоречинское куполовидное поднятие), а во впадинах развивались более глинистые (Черемшанское куполовидное поднятие). Характер изменения мощностей подугольной толщи и нижневасюганской подсвиты контролируется структурным фактором. Наибольшие мощности фиксируются во впадинах, меньшие - на сводах и мегавалах.

Анализ результатов изучения строения подугольной толщи горизонта K1 и нижневасюганской подсвиты показал, что по характеру развития песчаных пластов и замещения ими глинистых пачек подсвиты можно выделить четыре типа разреза исследуемого интервала, каждому из которых присуща определенная зональность распространения.

Первый тип разреза включает пласт Ю_I и все пачки нижневасюганской подсвиты, две верхние из которых хорошо выдержаны по площади, а нижняя развита лишь в наиболее погруженных частях рельефа. Общая мощность разреза изменяется от 40 до 60 м, увеличиваясь во впадинах. Мощность проницаемой его части варьирует от 6 до 10 м. Пласт Ю_I³ присутствует либо непосредственно под пластом угля, либо отделяется от него незначительной по мощности аргиллито-алевролитовой пачкой. Сложен он песчано-алевролитовыми разностями, характеризующимися низкими коллекторскими свойствами. Основное распространение отложения первого типа получили в центральных, северо-западных частях Каймысовского свода, в зоне сочленения Каймысовского и Нижневартовского сводов.

Второй тип разреза включает в себя нижнюю толщу горизонта Ю_I и нижневасюганскую подсвиту, представленную средней и нижней ее пачками. Песчаная составляющая этого типа разреза включает в себя пласт Ю_I³ и фациальный аналог верхней части нижневасюганской подсвиты - пласт Ю_I⁴. Мощность пласта Ю_I³ - 4-15 м, Ю_I⁴ - 6-17 м. В случае их объединения мощность коллектора может достигать 25-30 м. Как в случае объединения пластов, так и в случае их разобщенности коллектор расположен либо непосредственно под углисто-аргиллитовым репером, либо отделяется от него алевролито-аргиллитовой пачкой мощностью 4-13 м. Невыдержанность пластов Ю_I³ и в пределах локальных структур намечается в юго-восточной части территории распространения разреза рассматриваемого типа.

Нижневасюганская подсвита при мощности 20-50 м более выдержана в своей средней части и менее - в нижней. Незначительное опесчанивание средней части нижневасюганской подсвиты имеет место в пределах Верхнесалатской, Майской, Лосинской, Колотушной, Тамбаевской, Нюльгинской и др. площадей. Основное развитие второй тип разреза получил в пределах Нюрильской впадины, Колтогорского мегапрогиба, Нижневартовского свода, различных частей Средневасюганского и Пудинского мегавалов.

Третий тип разреза состоит из песчаного пласта Ю_I⁴ , средней и нижней пачек нижневасюганской подсвиты. Пласт Ю_I располагается либо в подошве углисто-аргиллитовой пачки, либо отделен от нее 4-8 метровой толщей непроницаемых пород. Представлен он песчано-алевролитовыми разностями пород и изменяется по мощности от 10 до 20 м. Нижневасюганская подсвита при мощности 10-40 м имеет те же закономерности развития, что и выше рассмотренные отложения. Распространен третий тип разреза в западной части Средневасюганского и Александровского мегавалов.

Характерной особенностью четвертого типа разреза является то, что наряду с присутствием пласта Ю_I⁴ наблюдается значительное опесчанивание средней части нижневасюганской подсвиты, следствием которого является появление пластов Ю_I⁵ , Ю_I⁶ и т.д. Как правило, пласты эти маломощны (3-5 м), не выдержаны в разрезе и в плане. Иногда, объединяясь, они могут создавать коллекторы мощностью до 20 м (Лугинецкая площадь). Нижневасюганская подсвита сильно опесчанена и представлена средней и нижней пачками. При общей мощности изучаемого интервала 30-60 м наблюдается тенденция к ее увеличению в восточном направлении. Суммарная мощность проницаемых пластов изменяется от 10 до 20 м. Наиболее полно четвертый тип разреза выражен в пределах Пудинского мегавала и эпизодически зафиксирован на Александровском и Средневасюганском мегавалах.

Особенности строения надугольной толщи обусловили разнообразие взаимных сочетаний пластов, слагающих разрез. Всего выделено шесть таких сочетаний-типов разреза.

Первый тип разреза характеризуется присутствием пластов Ю_I¹ и Ю_I². Пласты хорошо выдержаны в пределах локальных структур и по площади. Разделяются они аргиллито-алевролитовой пачкой, мощность которой составляет 8-12 м. Сложены пласты преимущественно песчаными, песчано-алевролитовыми разностями пород с высокой фильтрационно-емкостной характеристикой. Отмечается тенденция к увеличению общей мощности надугольной толщи от 20 до 40 м в направлении от центральных частей мегавалов и сводов к их склонам. Мощность проницаемой части пласта Ю_I¹ изменяется от10 до 23 м, а пласта Ю_I² - от 5 до 12 м. На некоторых площадях (Оленья, Стрежевая) межпластовая алевролит-аргиллитовая пачка опесчанивается, и пласты, объединяясь, могут создавать коллекторы значительной мощности. Наиболее широкое распространение отложения этого типа разреза имеют в пределах западного склона Каймысовского свода, в Колтогорском мегапрогибе и в северо-западной части Александровского мегавала.