Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте на Рогожниковском нефтяном месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геолого-геофизические условия и состояние разработки Рогожниковского нефтяного месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.1.1 Географическая характеристика территории

1.1.2 Производственная инфраструктура и транспорт

1.2 Геолого-физическая характеристика

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Гидрогеологические условия месторождения

1.5 Физико-гидродинамические свойства пород-коллекторов

1.6 Свойство и состав пластовых флюидов

1.7 Состояние разработки месторождения в целом

2. Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте на Рогожниковском нефтяном месторождении

2.1 Опыт применения жидкостей глушения скважин на Рогожниковском нефтяном месторождении

2.2 Обоснование эффективности применения гидрофобно - эмульсионного состава для глушения скважин

2.3 Проектирование процесса глушения скважины с применением гидрофобной эмульсии

2.4 Обоснование выбора технологии глушения с использованием гидрофобной эмульсии

2.5 Контроль качества глушения скважины с использованием гидрофобной эмульсии

2.6 Перечень подготовительных работ, необходимых перед проведением подземного ремонта

2.7 Порядок проведения работ при глушении скважины перед подземным ремонтом

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В настоящее время нефтегазовый сектор промышленности Российской Федерации является одним из важнейших составляющих экономики, имеющим ключевое влияние на формирование бюджета. Вследствие этого ухудшение состояния ресурсной базы ввиду эксплуатации представляет собой наиболее острую проблему.

Запасы месторождений углеводородов постоянно сокращаются. Многие месторождения России находятся на заключительных стадиях разработки. Также, мировая экономическая ситуация неуклонно влияет на цену нефти. Государство вынуждено субсидировать нефтегазодобывающие компании, а те в свою очередь, заинтересованы в открытии и разработки новых месторождений и применении новейших технологий с целью максимизации прибыли.

Рогожниковское месторождение было открыто в 1992 году.

В 2006 году месторождению было присвоено имя действительного члена Российской академии естественных наук Владимира Шпильмана.

По величине извлекаемых запасов Рогожниковское месторождение. относится к крупным, по геологическому строению - к очень сложным. Суммарные балансовые запасы нефти по месторождению (пласты ВК₁, ЮК₀, ЮК_2-9 и P_z) составили 94829 тыс.т по категории С₁; 312192 тыс.т по категории С₂ и 407021 по категориям С₁+С₂.

Для повышения нефтеотдачи в условиях Рогожниковского нефтяного месторождения студентом предлагается использовать технологию глушения скважин при подземном ремонте скважин путем применения гидрофобных эмульсий.

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем сохранения и улучшения фильтрационных свойств пород-коллекторов ПЗП является одной из актуальных задач в нефтегазопромысловой отрасли. Нефтяная промышленность зарубежных стран уделяет серьезное внимание совершенствованию технологий заканчивания и ремонта скважин, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта.

При применении традиционных жидкостей глушения скважин (ЖГС) на водной основе (водные растворы солей) снижается фазовая проницаемость ПЗП по нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции. В связи с этим разработка новых химических методов сохранения и улучшения фильтрационных свойств продуктивного пласта, в основе которых лежит применение гидрофобизирующих растворов, является актуальной в нефтяной отрасли [1, 2, 3, 7, 8].

1. Геолого-геофизические условия и состояние разработки Рогожниковского нефтяного месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Рогожниковское месторождение находится в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 87 км на восток от г. Нягань и в 270 км на северо-запад от г.Сургут.

Обустройство месторождения находится в начальной стадии. В настоящее время на месторождении построены: 12 кустовых площадок; нефтегазосборные трубопроводы протяженностью 50.5 км; высоконапорные водоводы протяженностью 44.86 км; центральный пункт сбора нефти; кустовая насосная станция; 135-километровая бетонная дорога с 8 мостами; линия электропередачи ВЛПОкВ. Транспорт подготовленной нефти осуществляется по трубопроводу Д530 мм протяженностью 82.2 км до Красноленинской нефтеперекачивающей станции АК «Транснефть».

1.1.1 Географическая характеристика территории

Климат района резко континентальный и типичный для зоны тайги. Зима суровая и продолжительная, снежная. Весна короткая и бурная, лето теплое и непродолжительное, осень короткая. Средняя температура воздуха января составила - 21.9°С, а самого тёплого месяца (июля) - +16.0°С. Продолжительность безморозного периода - 82 дня, устойчивых морозов - 160 дней. Дней со средней температурой воздуха +10°С в пределах 80-90.

Снежный покров по многолетним наблюдениям формируется в среднем 23 октября, дата его схода - 11 мая. Снежный покров держится 196 дней. Средняя многолетняя высота снежного покрова 70 см. Среднегодовое количество осадков от 250 до 300 мм.

1.1.2 Производственная инфраструктура и транспорт

Рогожниковское месторождение территориально удалено от действующих объектов производственной инфраструктуры ОАО Сургутнефтегаз. Обслуживается месторождение НГДУ «Быстринскнефть».

На 01.01.2010 на месторождении построены:

- 265 добывающих скважин;

- 17 нагнетательных скважин;

- 10 разведочных скважин;

- 18 кустовых площадок;

- сеть внутрипромысловых трубопроводов сбора продукции скважин и системы ППД протяженностью 63.6 км и 41.9 км соответственно;

- промысловый нефтепровод «ДНС-3 Рогожниковского месторождения - ЦПС Рогожниковского месторождения» диаметром 530 мм, протяженностью 5.45 км и диаметром 426 мм, протяженностью 10.9 км;

- напорный нефтепровод «ЦПС Рогожниковского месторождения - НПС «Красноленинская»» диаметром 530, протяженностью 82.2 км;

- центральный пункт сбора нефти производительностью по нефти 2.0 млн. т/год, который включает в себя товарный парк, узлы сепарации, установки подготовки нефти - трехфазные сепараторы, насосную станцию, коммерческий узел учета нефти и комплекс административно-бытовых сооружений;

- дожимная насосная станция (ДНС-3) установленной производительностью 20 тыс.м³/сут. На 01.01.2010 не загружена;

скважина геологический пластовый месторождение



Рис. 1.1. Обзорная карта района работ (Фрагмент общегеографической карты Среднего Приобья М 1:2 500 000, 1986 г.)

- кустовая насосная станция (КНС-1) с проектной производительностью 6.48 тыс.м³/сут. На 01.01.2010 загружена на 35.5%;

- газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 36 МВт;

- линия электропередачи ВЛ110 кВ от ПС «Чистая» до ПС 110/35/6 «Рогожниковская», протяженностью 40 километров;

- пять тансформаторных подстанций ПС 35/6 кВ;

- высоковольтная линия ВЛ-35 кВ протяженностью 29.4 км;

- высоковольтная линия ВЛ-6 кВ протяженностью 109.5 км;

- автомобильная дорога, протяженностью 130 км, обеспечивающая круглогодичную связь со всеми структурными подразделениями НГДУ «Быстринскнефть» и ОАО «Сургутнефтегаз»;

- внутрипромысловые дороги IV категории - 81.4 км, V категории - 44 км.

Подготовленная на собственном ЦПС до товарных кондиций нефть, транспортируется по нефтепроводу Д 530 мм и протяженностью 82.2 км до Красноленинской нефтеперекачивающей станции АК «Транснефть». Сдача добытого углеводородного сырья осуществляется на коммерческий узел учета нефти. Выделившийся, на первой и последующих ступенях сепарации газ Рогожниковского месторождения используется на собственные нужды нефтедобычи и выработку собственной электроэнергии на ГТЭС, при этом коэффициент утилизации на 01.01.2010 года составил 65.3%.

Источником водоснабжения системы ППД является подтоварная вода с УПН, вода с установки предварительного сброса пластовой воды и сеноманская вода, для чего на месторождении пробурены 9 водозаборных скважин на сеноманский горизонт.

Отчетная площадь приурочена к Северо-Красноленинскому малому своду, входящему в состав Красноленинского свода, осложняющего восточную часть

Кондинско-Полуйской мегамоноклинали. В пределах района работ выделяется серия локальных поднятий и куполов. В северной части Восточно-Рогожниковские I и II, осложняющие Рогожниковский крупный купол, входящий в состав одноименного куполовидного поднятия. В центральной части площади выделяются Сосновское I локальное поднятие и группа куполов без названия, осложняющих Малоатлымский малый вал. Рогожниковская и Малоатлымская антиклинальные структуры II порядка в границах отчетной площади разделяются Южно-Рогожниковским малым прогибом. На юге площади расположено Восточно-Сосновское поднятие.

Локальные структуры выражены по всем основным отражающим горизонтам. Постепенное вьшолаживание поднятий вверх по разрезу указывает на унаследованный характер тектонических движений в мезозой-кайнозойское время.

По схеме нефтегеологического районирования Рогожниковский участок относится к Красноленинскому району Фроловской нефтегазоносной области.

Нефтеносность месторождения установлена в отложениях нижнего мела ВК_Ь верхней юры ЮК₀, ЮК_Ь средней юры ЮК₂.₃, ЮК₄, ЮК₅, доюрских образованиях Тр (триас) и Pz (палеозой).

1.2 Геолого-физическая характеристика

По схеме нефтегеологического районирования Рогожниковский участок относится к Красноленинскому району Фроловской нефтегазоносной области.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской синеклизы, под редакцией И.И. Нестерова, исследуемая площадь приурочена к Северо-Красноленинскому малому своду входящему в состав Красноленинского свода, осложняющего восточную часть Кондинско-Полуйской мегамоноклинали в непосредственной близости от границы с Казым-Нижнедемьянской мегагемивпадиной. В пределах района работ выделяется серия локальных поднятий и куполов. В северной части Восточно-Рогожниковские I и II локальные поднятия, осложняющие Рогожниковский крупный купол, входящий в состав одноименного куполовидного поднятия. В центральной части площади выделяются Восточно-Сосновское I локальное поднятие и группа куполов без названия, осложняющие Малоатлымский малый вал. На самом юге площади отмечается Восточно-Сосновское поднятие, Рогожниковская и Малоатлымская антиклинальные структуры II порядка в границах площади разделяются Южно-Рогожниковским малым прогибом.

В доюрских образованиях выделены два сейсмостратиграфических комплекса, отождествленных со складчатым фундаментом и образованиями промежуточного структурного этажа (ПСЭ). По внутреннему рисунку и расположению волновых полей с учетом скважиной информации рогожниковский сейсмокомплекс подразделяется на три подкомплекса: нижний - Tp₁, средний - Тр₂ и верхний - Тр₃. Верхний в свою очередь разделен на шесть более мелких сейсмофациальных единиц (СФЕ): Трз¹, Тр₃², Тр₃³, Тр₃⁴, Тр₃⁵, Тр₃⁶, средний - на две СФЕ: Тр₂¹, Тр₂². Границы между СФЕ, проведены по отражающим горизонтам, проиндексированным по аналогии с вышеописанными: Tp₁, Tp₂¹, Тр₂², Тр₃¹ - Тр₃ ⁶.

Подошва рогожниковского сейсмокомплекса маркируется отражающим горизонтом А-1, отождествляемым с поверхностью складчатого фундамента.

По данным магнитной съемки в юго-западной части площади установлен региональный глубинный разлом северо-западной ориентировки (совпадает с руслом р.Оби), который отображается цепочкой линейно ориентированных, положительных аномалий. Согласно региональным геологическим исследованиям глубинный разлом приурочен к шовной зоне байкальского Уват-Хантымансийского срединного массива и поздних герцинид Уральской складчатой системы.

Склоны Рогожниковского крупного купола и Малоатлымского малого вала осложнены многочисленными заливообразными впадинами, простирание которых обусловлено в большинстве случаев разрывными нарушениями прифундаментной части разреза. В пределах Малоатлымского малого вала количественно преобладают разрывные нарушения северо-западного простирания. В пределах Рогожниковского крупного купола выделяются нарушения как северо-западного, так и северо-восточного простирания. Перепад абсолютных отметок по поверхности доюрских пород достигает 490 м. В целом наблюдается унаследовательность структурных планов осадочного чехла от структур доюрского основания.

В этом нефтегазоносном районе залежи нефти сформировались в коллекторах на различных стратиграфических уровнях: доюрские образования, нижняя юра (шеркалинская свита), средняя юра (тюменская свита), верхняя юра (абалакская, тутлеймская свиты), нижний мел (викуловская свита).

Собственно, на Рогожниковском месторождении выявлены залежи нефти в доюрских образованиях (пласты Тр, Pz), в отложениях тюменской (группа пластов ЮК_2-5), абалакской (пласт ЮК₁), тутлеймской (пласт ЮК₀), викуловской (пласт BK₁) свит.

Непромышленные притоки нефти получены из отложений пласта АК₃ фроловской свиты в скважинах 756, 789, 793, 828, 870, 871. Наибольший дебит получен в скв. 790 (Qh=1.2 м³/сут при Ндин=1247.5 м).

Пласт ВК₁

В разрезе викуловской свиты выделяются песчано-алевритовые продуктивные прослои, которые экранируются углистыми глинами хантымансийской свиты. К кровле свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт М¹. В верхней части свиты выделяется песчано-алевритовый пласт BK₁ толщиной от 12 до 20 м. В его составе в среднем выделяется до 2-5 проницаемых прослоев, разделенных более глинистыми разностями пород.

Верхняя часть викуловской свиты представлена комплексом отложений регрессивного дельтового комплекса небольшой реки или группы рек с невысокими скоростями течения. Основная часть пласта представлена отложениями верхней надводной равнины дельтового комплекса. В пределах пласта выделяются отложения фаций дельтовых проток, береговых валов, стариц и пойменных болот. Меньшая часть отложений относится к подводной части дельтовой равнины. Песчано-алевритовые прослои связаны с отложениями проток и береговых валов, реже с песками разливов. Более глинистые прослои представлены отложениями стариц и внутридельтовых болот. Косвенным признаком формирований отложений в дельтовой обстановке является обилие углистого детрита как в песчаниках, так и алевролитах.

В пласте BK₁ выявлено 3 залежи, приуроченные к сводовым частям Восточно-Рогожниковского 2, Сосновского, Сирдемского и Восточно-Сосновского локальных поднятий.

Северная (Рогожниковская) залежь на абсолютных отметках от 1428 до 1455.5 м. Максимальный дебит нефти (6.4 м³/сут) получен в скважине 723. Нефтенасыщенные толщины достигают 17 м. Залежь пластово-сводовая, имеет длину 11 км, ширину 7 км.

Центральная (Сосновская) залежь. Максимальные безводные притоки нефти получены в скважинах 712 и 714, дебиты в которых составили 20 и 6 м³/сут при динамических уровнях 320 м и 422 м соответственно. Нефтенасыщенные толщины достигают 13.4 м. Залежь пластово-сводовая, её длина составляет 15 км, ширина 10 км.

Южная (Восточно-Сосновская) залежь. Максимальный приток нефти дебитом 5.46 м³/сут получен в скважине 783 на динамическом уровне 366.8 м. В остальных скважинах притоки нефти незначительные. Залежь пластово-сводовая. Длина ее составляет 15 км, ширина 11 км. Водонефтяной контакт пласта BK₁ принят на абсолютных отметках от 1433 м до 1484.9 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта BK₁ составляет 5.8 м.

Пласт ЮК₀

Разрез баженовской свиты на Рогожниковском месторождении отличается от типичного разреза баженовской свиты на Сургутском своде. Отличие связано в первую очередь со значительной пиритизацией верхней части баженовской свиты. Это обусловливает низкое сопротивление верхней части разреза, сложенного типичными битуминозными аргиллитами, сопоставимое с сопротивлением вышележащих небитуминозных ачимовских аргиллитов. С другой стороны, эти породы имеют высокую объемную плотность, не характерную для битуминозных аргиллитов. Так, в скважине №781 в верхней части свиты объемная плотность пиритизированных битуминозных аргиллитов достигает 2.8 г/см³.

Аномальные песчано-алевритовые прослои в отложениях баженовской свиты отсутствуют. Породы пласта ЮК₀ представлены аргиллитами черными и коричневато-черными, битуминозными, массивными, прослоями плитчатыми, с прослоями и линзами глинисто-карбонатных пород. Максимальная карбонатность пород отмечается в средней части свиты, что также существенно отличает ее от наблюдаемых закономерностей осадконакопления на Сургутском своде, где вниз по разрезу в баженовских отложениях уменьшается общее содержание органического вещества и увеличивается карбонатность пород.

В пласте ЮК₀ выявлено пять залежей в районе скважин 712, 723, 743, 781 и 825. В скв. 712 в интервале абсолютных отметок 2365-2399 м на 6 мм штуцере получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м³/сут. Сумма работающих мощностей по данным ПГИ -5 м. Средняя толщина отложений нижнетутлеймской подсвиты (пласт ЮК₀) составляет 16 м.

При испытании интервала на а.о. 2313-2345 м в скважине 723 получен приток нефти дебитом 4.8 м³/сут при динамическом уровне 1191 м. Мощность работающих интервалов составляет 6 м.

В скважине 743 из интервала на а.о. 2398-2432 м пласта ЮК₀ получен приток нефти дебитом 6 м³/сут при динамическом уровне 720 м. При общей толщине отложений пласта 16 м, работающая толщина составила 3,6 м.

При испытании интервалов на а.о. 2334,6-2375 м в скважине 781 получены притоки нефти дебитом 7.62 м³/сут при динамическом уровне 877.9 м. При общей толщине пласта 28 м, работающая толщина составила 3 м.

В скважине 825 получен приток нефти дебитом 5.2 м³/сут при динамическом уровне 1103.5 м из интервала абсолютных отметок 2353-2373 м пласта ЮК₀, общая толщина которого в скважине составляет 11 м, а работающая по данным ПГИ -2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ЮК₀ составляет 3.9 м.

Пласт ЮК₁

Залежь в отложениях пласта ЮК₁ выявлена в районе скважины 785, в которой при испытании интервала на а.о. 2350.5-2359.5 м получен промышленный приток нефти дебитом 69 м³/сут на 6 мм штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толщина проницаемых пропластков, которые приурочены к двум карбонатным прослоям в отложениях абалакской свиты, составила 3.8 м.

Пласт ЮК_2-3

Самые верхние продуктивные отложения тюменской свиты, относящиеся к пластам ЮК_2-3 и ЮК₄, относительно выдержаны по площади и обычно имеют большую общую мощность на крыльях и погружениях поднятий. Суммарные толщины рассматриваемых пластов изменяются от 40 до 70 м. Эффективные толщины обычно не превышают 15-20 м. Это связано с высокой расчленностью разреза и низкой песчанистостью отложений, обусловленных условиями формирования пластов.

В отложениях пласта ЮК_2-3 выявлено 3 залежи литологического типа.

В залежи района скважин 729, 737, 739, 750, 780 нефтенасыщенные толщины достигают 15 м. Максимальный дебит нефти (5 м³/сут) здесь получен в скважине 737 на динамическом уровне 995 м.

Залежь района скважин 825, 826 характеризуется максимальной нефтенасыщенной толщиной 14 м. Максимальный дебит нефти 0.46 м³/сут получен в скважине 826 на динамическом уровне 1237.5 м.

В залежи района скважин 59, 709, 736, 757, 758, 785, 791 максимальные нефтенасыщенные толщины достигают 19 м. Максимальный дебит нефти (5.5 м³/сут) получен в скважине 709 на динамическом уровне 941 м.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ЮК_2-3 составляет 4.7 м.

Пласт ЮК₄

В отложениях пласта ЮК₄ выявлено три залежи, две из которых располагаются в юго-восточной части площади. Первая залежь находится на Восточно-Сосновском локальном поднятии в районе скважины 826, вторая - на Южно-Сосновском локальном поднятии в районе скважины 757, третья занимает большую часть территории лицензионного участка и располагается в районе скважин 820, 822, 713, 784, 791, 736, 750, 781, 737, 700. Максимальные дебиты по залежам составили 0.6, 9 и 24 м³/сут соответственно. Нефтенасыщенные толщины в пределах этих залежей изменяются от 0.4 до 12.5 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ЮК₄ составляет 2.4 м. Залежи литологические.

Пласт ЮК₅

В интервале пласта ЮК₅ выявлено 6 залежей. Первая находится на Восточно-Сосновском локальном поднятии в районе скважин 826 и 828, максимальный начальный дебит нефти в скважине 826 составил 0.6 м³/сут.

Вторая залежь приурочена к Малосирдемскому локальному поднятию и расположена в районе скважины 59, дебит нефти по которой составил 0.41 м³/сут.

Третья и четвертая залежи находятся на Малоатлымском малом валу.

Третья залежь - в районе скважин 713, 744, 743, 710, 742 (максимальный дебит нефти в открытом стволе составил 24 м³/сут, максимальная нефтенасыщенная толщина - 9.5 м.

Четвертая - в районе скважин 820, 822, 741, с максимальным дебитом нефти 1.58 м³/сут (Ндин=999.5 м).

На Восточно-Рогожниковском 2 локальном поднятии в районе скважин 739, 751, 781 расположена пятая залежь. Её максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина (скважина 751) составляет 4.8 м.

Шестая залежь - район скважин 701 и 737 (Восточно-Рогожниковское 1 л. п.) имеет максимальный дебит нефти 0.25 м³/сут (Ндин=1035 м).

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ЮК₅ составляет 2.1 м.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Доюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения триаса и палеозоя. Рельеф доюрских отложений Рогожниковского ЛУ является в значительной степени расчленённым и составлен сопками конической формы достаточно однообразного строения. Значительная часть сопок объединена в протяжённые гряды, которые в верхней части доюрских отложений Рогожниковского месторождения сложены вулканическими породами. В его центральной и восточной частях гряды преимущественно субширотного простирания, которые соединяются грядами субмеридионального направления.

Породы-коллекторы доюрского комплекса характеризуются трещинно-кавернозным, трещинно-кавернозно-поровым типами.

В пределах Рогожниковского месторождения в отложениях триаса выявлено 2 залежи, балансовые запасы нефти которых составляют около половины общих запасов месторождения.

Северная (Восточно-Рогожниковское 1 локальное поднятие) залежь по материалам сейсморазведки сформирована в зоне развития отложений Тр₃⁶. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах этой залежи достигают значений более 110 м. Размеры залежи составляют в ширину 8, в длину 9 км.

Границы южной залежи (основной), расположенной на Малоатлымском малом валу, проведены в соответствии с выделенными на сейсмических временных разрезах областями распространения трещиноватых пород и данными бурения. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина здесь составляет 15.7 м. Ширина залежи порядка 9 км, длина 34 км.

Залежь пласта Pz открыта в 2006 году в результате бурения разведочной скважины № 871Р. При её испытании в колонне в интервале 2655.0-2670.8м (а.о. 2554.2-2570.0 м) получен приток нефти дебитом 0.28 м³/сут при Нд-1193.5 м.

Граница распространения залежи с севера проведена, на основании сейсмических данных, как граница распространения пород палеозоя на поверхности доюрского основания. С запада и востока залежь ограничена линией распространения коллекторов по данным бурения и результатам испытания в скважинах №№ 790 и 828 (где при испытании притоков не получено). Вскрытая толщина пород палеозоя составляет в среднем 195 м, нефтенасыщенная -5 м. На основании петрографических и физико-химических исследований все породы, встречающиеся в разрезах скважин, можно подразделить на следующие петротипы: эффузивы кислого состава, среди которых особо выделяются перлитизированные разности и кора выветривания, эффузивы основного состава, кластолавы, туфы, туффиты (туфопесчаники, туфоконгломераты), терригенные породы (алевролиты, песчаники, конгломератобрекчии), метаморфические породы (хлоритовые и амфиболовые сланцы, амфиболиты).

Макро- и микроизучение комплекса показало сложное чередование разных типов пород и их разностей, неравномерное распределение в разрезе, возможность выделения отдельных потоков эффузивов, мощность которых колеблется от первых метров до 180 м.

Петрографические исследования указывают на формирование толщи в переходной зоне, сочетающей аэральную и субаквальную обстановку (мелководье).

Геохимические особенности изученных вулканитов свидетельствуют о смешанных источниках магм, включающих компоненты как глубинных, так и коровых уровней генерации расплавов.

В настоящее время наиболее продуктивными коллекторами являются эффузивы кислого состава, туфы и особенно кластолавы. Эффузивы кислого состава составляют порядка 58% от всех вскрытых пород, 14% из них являются нефтенасыщенными коллекторами. Туфы составляют 8% от всего вскрытого разреза. Но треть из них являются нефтенасыщенными коллекторами. Две трети объема кластолав является нефтенасыщенными коллекторами, но доля их в разрезе достаточно мала, всего 6,3%. Туффиты хотя и являются порой нефтенасыщенными, но слагают маломощные тела, распространенные локально. В целом, продуктивной является четвертая часть вскрытого разреза. Поскольку тип коллектора определяется как порово-кавернозно-трещинный, то перспективными могут быть любые трещиноватые породы независимо от состава

Таблица 1.1 - Усредненные результаты петрофизических исследований, выделенных петротипов пород доюрского основания из разведочных скважин Рогожниковского ЛУ

Порода	Нефте насыщение	Пористость (Кп), %	Проницаемость (Кпр), *10-3 мкм2	Водоудерживающая способность (Квс), %
		Значение	Значение	Значение
		min	max	среднее	min	max	среднее	min	max	среднее
Конгломерато-брекчия		11.9	16.01	13.5	0.13	0.78	0.45	75.57	83.6	80.6
Алевролит, песчаник		4.19	13.81	8.4	0	0.18	0.06
Туфопесчаник	+	12.38	19.57	15.48	0	0.39	0.16	-	-	75.26
Туфоконгломерат	+	18.53	33.8	23.69	1.99	50.01	13.76	15.71	44.67	34.3
Туф	-	6.74	23.1	16.82	0	0.52	0.225	83.75	95.04	89.32
	слабое	4.93	33.41	21.81	0.02	72.2	12.63	22.33	82.5	52.6
	+	11.08	26.85	18.54	0.07	22.08	2.38	23.33	91.6	62.09
Кластолава	-	3.42	24.12	13.74	0	2.27	0.41	83.75	95.04	90.48
	+	3.74	26.38	17.45	0	56.61	0.73	40.03	96.79	68.31
Эффузив кислогосостава	-	2.86	21.88	11.5	0	4.24	0.29	41.32	100	87.9
	слабое	2.93	25.07	12.31	0	12.44	1.48	34.14	97.75	71.52
	+	1.99	30.87	12.37	0	31.6	6.06	18.97	94.56	60.72
Эффузив основного состава		2.09	8.3	4.81
Амфиболовый сланец	_	0.19	12.01	11.9	_	_	_	_	_	92.66

Наименование параметра	Численные значения по пластам
	BK1, р-н 825р	Пласт ВК1 р-н 712, 714 "центр" 723-734	ЮК0	ЮК1	ЮК2-5	Пласт Тг, р-н скв. 739 -729	Пласт Тг, р-н скв. 745 -735 - 827	Пласт Pz
Сжимаемость, 1/ГПа (пластовые условия): растворенного газа в жидкой фазе; безгазового остатка нефти; сухого пластового газа; испаренного конденсата; воды	3.888 0.690 (60) (15) 0.46	2.841 0.746 (60) (15) 0.46	2.675 1.014 (60) (15) 0.47	5.052 1.087 (60) (15) 0.47	5.126 1.014 (60) (15) 0.47	4.376 0.990 (60) (15) 0.47	4.523 1.015 (60) (15) 0.47	4.523 1.015 (60) (15) 0.47
Вязкость, мПа*с (пластовые условия): растворенного газа в жидкой фазе; безгазового остатка нефти; пластовой воды	0.052 12.32 0.50	0.033 6.503 0.50	0.020 1.645 0.30	0.053 1.584 0.30	0.040 1.918 0.27	0.075 1.675 0.26	0.055 1.593 0.26	0.055 1.593 0.26
Растворимость газа в нефти, м3/м3 (максимальная для условий пласта)	40	80	147	220	187	161	193	193
Начальное давление насыщения нефти газом, МПа	4.4	5	8.6	12.8	11.8	9.0	11.1	11.1
Плотность газонасыщенной нефти в условиях пласта, кг/м3	823	806	627	678	678	755	708	708
Вязкость газонасыщенной нефти в условиях пласта, мПа*с	8.39	4.0	0.75	0.48	0.64	0.85	0.62	0.62
Коэффициент сжимаемости газонасыщенной нефти, 1/ ГПа	0.77	0.87	1.41	2.09	1.95	1.39	1.65	1.65
Вязкость дегазированной нефти (при 20°С), мПа*с	19	16.4	4	4	5.5	6	5.5	5.5
Пересчетный коэффициент (принятое значение)	0.953	0.92	0.720	0.710	0.731	0.845	0.772	0.772



Рис. 1.2. Геологический профиль триасовых отложений Рогожниковской площади (по Курышевой Н.К)

Рис. 1.3. Схема тектонического районирования Рогожниковской площади

1.3 Нефтегазоносность

Рогожниковское нефтяное месторождение расположено в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Красноленинской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рис. 4).

В этом нефтегазоносном районе залежи нефти сформировались в коллекторах на различных стратиграфических уровнях: доюрские образования, нижняя юра (шеркалинская свита), средняя юра (тюменская свита), верхняя юра (абалакская, тутлеймская свиты), нижний мел (викуловская свита).

Собственно, на Рогожниковском месторождении выявлены залежи нефти в доюрских образованиях (пласты Тр, Pz), в отложениях тюменской (группа пластов ЮК_2-5), абалакской (пласт ЮК₁), тутлеймской (пласт ЮК_о), викуловской (пласт ВК₁) свит.

Непромышленные притоки нефти получены из отложений пласта АК₃ фроловской свиты в скважинах 756, 789, 793, 828, 870, 871. Наибольший дебит получен в скв. 790 (Qh=1.2 м³/ сут. при Ндин=1247.5 м).

Пласт ВК₁

В пласте ВК₁ выявлено 3 залежи, приуроченные к сводовым частям Рогожниковского куполовидного поднятия, Сосновского, Сирдемского и Восточно-Сосновского локальных поднятий Малоатлымского малого вала.

Северная (Рогожниковская) залежь исследована скважинами 723, 724, 725, 729, 734, 739, 740, 750, 751, 781, 793, 794, 796, 203 на абсолютных отметках от 1428 м (скв. 796) до 1442 м (скв. 740). Максимальный дебит нефти (6.4 м³/сут. При ДР 62 атм.) получен в скважине 723. В скважине 734 из интервалов а.о. 1421-1427 м и 1430-1433 м получены притоки нефти с пластовой водой дебитами 11.3 м³/сут. с содержанием нефти 85% и 9.2 м³/сут. с содержанием нефти 55% при динамических уровнях 555.5 м и 545 м соответственно. Нефтенасыщенные толщины достигают 17 м. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная, её высота достигает более 20 м, площадь - 62 км². Запасы по категории С₁ приняты по южной части залежи (скважины 794, 734, 796, 723, 750).

Центральная (Сосновская) залежь приурочена к западной части Малоатлымского малого вала. Максимальные безводные притоки нефти получены в скважинах 712 и 714, дебиты в которых составили 20 м³/сут. и 6 м³/сут. при динамических уровнях 320 м и 422 м соответственно. Нефтенасыщенные толщины достигают 13.4 м (скважина 712). Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная. Её высота достигает более 40 м. Площадь залежи - 130 км². Запасы по категории С₁ приняты по центральной части залежи.

Южная (Восточно-Сосновская) залежь сформировалась в сводовой части восточной половины Малоатлымского малого вала. Максимальный приток безводной нефти дебитом 5.46 м³/сут. получен в скважине 783 на динамическом уровне 366.8 м в интервале а.о. 1468.4-1472.4 м. Залежь пластово-сводовая, осложнена тектоническими экранами. Площадь залежи составляет 131 км². Водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках от 1433 м до 1484.9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 13.8 м (скважина 825). Высота залежи достигает более 50 м. Запасы по категории С₁ приняты по трём участкам (районы скважин 755, 756, 825, 827, 870, 783, 875 и 784). В пласте ЮК₀ выявлено пять залежей в районе отдельных скважин 712, 723, 743, 781 и 825, запасы по которым приняты по категории С₁. При испытании пласта все притоки представлены безводной нефтью. Возможно, что закартированные залежи являются частями единой сложно построенной пластовой залежи с обширными зонами отсутствия коллекторов.

Пласт ЮК_о

В скв. 712 в интервале абсолютных отметок 2365-2399 м на 6 мм штуцере получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м³/сут. Сумма работающих толщин по данным промысловой геофизики - 5 м. Средняя толщина отложений нижнетутлеймской подсвиты (пласт ЮК_о) составляет 16 м.

При испытании интервала на а.о. 2313-2345 м в скважине 723 получен приток нефти дебитом 4.8 м³/сут. при динамическом уровне 1191 м. Толщина работающих интервалов составляет 6 м.

В скважине 743 из интервала на а.о. 2398-2432 м пласта ЮК_о получен приток нефти дебитом 6 м³/сут. при динамическом уровне 720 м. При общей толщине отложений пласта 16 м, работающая составила 3.6 м.

При испытании интервала на а.о. 2334.6-2375 м в скважине 781 получен приток нефти дебитом 7.62 м³/сут. при динамическом уровне 877.9 м. При общей толщине пласта 28 м, работающая составила 3 м.

В скважине 825 получен приток нефти дебитом 5.2 м³/сут. при динамическом уровне 1103.5 м из интервала абсолютных отметок 2353-2373 м пласта ЮК_о, общая толщина которого в скважине составляет 11 м, а работающая по данным ПГИ - 2 м.



Рис. 1.4. Карта нефтегеологического районирования территории Ханты-Мансийского автономного округа (Шпильман А.В., 2001 г., фрагмент)

Пласт ЮК₁

Залежь в отложениях пласта ЮК₁ выявлена в районе скважины 785, в которой при испытании интервала на а.о. 2350.5-2359.5 м получен промышленный приток безводной нефти дебитом 69 м³/сут. на 6 мм штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толщина проницаемых пропластков, которые приурочены к двум карбонатным прослоям в отложениях абалакской свиты, составила 3.8 м. Залежь пластовая литологическая.

Пласты ЮК _2-5

Коллекторы пластов ЮК_2-5 полностью нефтенасыщены (по данным испытаний поисково-разведочных скважин пластовая вода не получена) и эффективные толщины равны эффективным нефтенасыщенным толщинам. Коллекторы преимущественно незначительной мощности, пласты имеют сложное строение, как в разрезе, так и в плане, не выдержаны по простиранию.

Пласт ЮК₂-₃

Исторически, по мере большего изучения пласта бурением, выделяемые ранее отдельные залежи пласта ЮК_2-3 объединились в единую залежь, ограниченную линией замещения коллектора сложного заливообразного рисунка. Такая «изрезанность» в плане и сообщаемость коллектора по площади является вполне обоснованной, учитывая аллювиальный генезис этих отложений. Откартировались изолированные зоны отсутствия коллекторов внутри области его развития. Залежь имеет продолжение за пределы Рогожниковского Л.У. в северном, восточном, южном и западном направлениях.

Эффективные нефтенасыщенные толщины подвержены по площади резким изменениям, достигая значения 19.4 м (скв. 709) при среднем её значении 5.0 м.

Максимальный дебит нефти достигает 46 м³/сут. на 4 мм штуцере (скважина 785 в интервале а.о. 2371.7-2380.7 м; 2386.7-2392.7 м; 2398.7-2404.7 м). Запасы нефти и растворенного газа категории С₁ приняты по 9 участкам (районы скважин 737, 780, 739, 729, 709, 713, 785, 792, 796, 784, 873, 749, 757. Площадь запасов категории С₂ принята до эффективной нефтенасыщенной изопахиты 2 м. Залежь пластовая литологически ограниченная.

Пласт ЮК₄

Коллекторы пласта ЮК₄ имеют широкое распространение на территории лицензионного участка, занимая около 70% его территории. Здесь откартировались 3 пластовые литологически ограниченные залежи нефти. Они имеют продолжение за пределы Рогожниковского ЛУ, где, по-видимому, соединяются, являясь (как и залежь пласта ЮК _2-3) единой сложно построенной залежью.

Основная (северная) залежь, имеет площадь развития коллекторов до половины площади лицензионного участка. Линия глинизации пласта, ограничивающая площадь запасов категории С₂, имеет сложное заливообразное строение. Наряду с этим откартировались замкнутые зоны отсутствия коллекторов и внутри площади их развития.

Эффективные нефтенасыщенные толщины характеризуются резкими изменениями по площади. При этом выделяется полосообразная зона повышенных значений этого параметра субмеридионального простирания, в пределах которой значения эффективных нефтенасыщенных толщин достигают максимального значения - 18.8 м (скв. 795). Здесь же получен максимальный дебит нефти - 30 м³/сут. на штуцере 6 мм в интервале а.о. 24540-2487 м (после ГРП). По-видимому, эта зона представляет собой площадь развития руслового комплекса литофаций основного русла палеореки (отложения пласта принадлежат образованиям тюменской свиты аллювиального генезиса). На этом основании можно предполагать наличие здесь полосы наиболее грубозернистых песчаников повышенных значений ФЕС. В пределах залежи выделены 4 участка, по которым запасы подсчитаны по категории С₁ (районы скважин 757, 739, 711-795 и 713).

Две залежи незначительной площади откартировались в южной части ЛУ. Одна из них расположена на Южно-Сосновском л.п. в районе скважин 757, 1411. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют в них 10.2 и 10.4 м соответственно. Дебиты в скважине 757 составили 40 м³/сут. на штуцере 6 мм (после ГРП). Запасы по категории С₁ приняты в районе скважины 757.

Вторая залежь сформировалась на Восточно-Сосновском л.п. в районе скважин 789, 826 и 873. Эффективные нефтенасыщенные толщины здесь составляют 2.3, 8.6 и 6.1 м соответственно. Дебиты достигают 3.8 м³/сут. при Нд - 686.3 м (скв. 826 после ГРП). В районе скважины 826 запасы приняты по категории С₁.

Пласт ЮК₅

В интервале пласта ЮК₅ выявлено 6 залежей. Две залежи откартировались в пределах Рогожниковского куполовидного поднятия. На Восточно-Рогожниковском 2 л.п. расположена залежь района скважин 739, 751, 781. Её максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина (скважина 751) составляет 4.8 м. Дебит нефти по скважине 781 при испытании пластов ЮК_2-5 составил 1.16 м³/сут. при Нд - 1128 м (в пласте ЮК₅ Нэф=1.8 м). По категории С₁ здесь выделяется площадь района скважины 739.

Залежь района скважин 701 и 737 (Восточно-Рогожниковское 1 л.п.) имеет максимальный дебит нефти 0.25 м³/сут. при Ндин=1035 м (скв. 737), максимальная нефтенасыщенная толщина - 7.6 м. Запасы промышленной категории по этой залежи не выделены.

На Малоатлымском малом валу сформировались 4 залежи. Одна залежь откартировалась на Восточно-Сосновском локальном поднятии в районе скважин 826 и 828. Максимальный начальный дебит нефти здесь получен в скважине 826 при совместных испытаниях пластов ЮК_4-5 - 0.6 м³/сут. при Нд - 1174 м (нефтенасыщенная толщина здесь составила 1.9 м). В скважине 828 эффективная нефтенасыщенная толщина составила 3.7 м. По этой залежи запасы подсчитаны только по категории С₂.

Вторая залежь приурочена к Малосирдемскому л.п. и расположена в районе скважины 59. Дебит нефти при совместном испытании пластов ЮК_2-5+PZ составил 0.41 м³/сут. при Нд - 310 м, Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.4 м. Запасы промышленной категории по этой залежи также не выделены.

В залежи района скважин 820, 822, 741 максимальный дебит нефти составил 1.58 м³/сут. при Нд - 999.5 м (скв. 820), где выделяется и максимальная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина - 8 м. Запасы по категории С₁ здесь не выделены.

Единственная залежь пласта ЮК₅ на Малоатлымском малом валу, где выделены запасы категории С₁ (район скв. 713), это залежь в районе скважин 713, 744, 743, 710, 742. Максимальный дебит нефти в открытом стволе при совместных испытаниях пластов ЮК_4-5 в скважине 713 составил 24 м³/сут. при максимальной же эффективной нефтенасыщенной толщине здесь 9.5 м.

Все залежи пласта ЮК₅ пластовые литологически ограниченные и, по-видимому, являются частями единой залежи, соединяясь за пределами Рогожниковского ЛУ.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Доюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения триаса и палеозоя. Породы-коллекторы доюрского комплекса характеризуются трещинно-кавернозным, трещинно-кавернозно-поровым типами. Характерным для залежей триаса является разный гипсометрический уровень ВНК по разрезам скважин.

В пределах Рогожниковского месторождения в отложениях триаса выявлено 2 залежи, балансовые запасы, нефти которых составляют около половины общих запасов месторождения.

Северная залежь сформировалась в сводовой части Рогожниковского куполовидного поднятия (Восточно-Рогожниковское 1 л.п.) и ограничена границей распространения коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 52.6 м (скв. 781). Притоки нефти достигают 81 м³/сут. на 6 мм штуцере (скв. 751, перфорация в интервале а.о. 2539.7-2579.7 м). Запасы по категории С₁ приняты на двух участках: районы скважин 729, 751 и 739, 781.

Границы южной залежи (основной), расположенной на Малоатлымском малом валу, проведены в соответствии с выделенными на сейсмических временных разрезах областями распространения трещиноватых пород и данными бурения. Эффективные нефтенасыщенные толщины здесь подвержены резким изменением по площади и по данным поисково-разведочного бурения достигают значения 177.6 м (скв. 876) при средней эффективной нефтенасыщенной толщине 15.7 м. Соответственно, резко изменчива и продуктивность скважин. Притоки нефти в колонне достигают 52 м³/сут. на 4 мм штуцере (скв. 787 в интервале глубин 2522-2581 м). Залежь массивная структурно-литологическая.Ширина залежи порядка 9 км, длина 34 км.

Залежь пласта Pz открыта в 2006 году в результате бурения разведочной скважины №871Р. При её испытании в колонне в интервале 2655.0-2670.8 м (а.о. 2554.2-2570.0 м) получен приток нефти дебитом 0.28 м³/сут. при Нд - 1193.5 м.

Граница распространения залежи с севера проведена, на основании сейсмических данных с/п 2/04-05, как граница распространения пород палеозоя на поверхности доюрского основания. С запада и востока залежь ограничена линией распространения коллекторов по данным бурения и результатам испытания в скважинах №790 и №828 (где при испытании притоков не получено).

Вскрытая толщина пород палеозоя составляет в среднем 195 м, нефтенасыщенная - 5 м.

1.4 Гидрогеологические условия месторождения

В гидрогеологическом отношении район проектируемых работ приурочен к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, одного из наиболее крупных аккумуляторов подземных вод. По условиям залегания, формирования и движения подземных вод, нефтегазоносности и т.д. выделяется три самостоятельных, наложенных один на другой гидрогеологических бассейнов: кайнозойский, мезозойский и палеозойский.

Кайнозойский гидрогеологический бассейн - инфильтрационная система, в составе которой выделяется два гидрогеологических комплекса: четвертичный и эоцен-олигоценовый.

Четвертичный водоносный комплекс, сложенный переслаиванием песков, алевритов и глин, прослоями гравия и галечников, весьма невыдержан по мощности (от 0 до 100 м) и пространственно неоднороден по фильтрационным параметрам. Он включает в себя грунтовые воды сезоннопротаивающего слоя и таликов в толще многолетнемерзлых пород, а также напорные водоносные горизонты талых вод.

Грунтовые воды, имеющие связь с атмосферой и дренируемые рекой, в своем режиме (изменение уровня, химического состава) зависят от майско-июньского паводка и сентябрьского меженя рек, инфильтрационного питания и мерзлотных условий района. Пространственное изменение уровня грунтовых вод находится в прямой зависимости от регионального изменения рельефа изучаемого района. Грунтовые воды пресные, гидрокарбонатно-натриевые.

Напорные водоносные горизонты по фильтрационным и гидрохимическим параметрам соответствуют горизонту грунтовых вод и имеют с ним гидравлическую связь. Пьезометрическая поверхность залегает на глубине от 0 до 20 м. Водоупорной кровлей служат глины озерно-ледникового генезиса и мерзлые породы. Режим напорных вод контролируется теми же условиями, что и грунтовые. О водообильности четвертичного комплекса можно судить по данным откачек из таликов в тонкозернистых песках мощностью 30 м, давших 300-500 м³/сут. при понижении 3-5 м в районах, прилегающих к исследуемому участку.

Эоцен-олигоценовый гидрогеологический комплекс, сложенный чередованием прослоев глин, алевролитов, кварц-полевошпатовых песков, диатомитов туртасской свиты, глин, алевритов, песков и углей черталинской свиты, глин, алевритов и песков тавдинской свиты имеет мощность 300-500 м. Основной объем вод этого комплекса находится в твердом состоянии, в силу чего его водообильность значительно уступает водообильности четвертичного. Судя по данным бурения, подошва наиболее льдистых пород мощностью 160-230 м залегает на глубинах 300-350 м, что оставляет некоторую вероятность обнаружения талых песчаных зон, приуроченных к нижней части тавдинской свиты. Следует ожидать, что эти воды будут пресными и пригодными для технического и бытового использования.

Верхний геологический бассейн подстилается мощной (порядка 300-800 м) глинистой толщей верхнемелового-палеогенового возраста, выполняющую роль регионального водоупора. В нем встречаются редкие прослои глауконитовых песчаников (нижняя подсвита люлинворской свиты), слоистых алевролитов (верхняя подсвита талицкой свиты), глауконитовых алевролитов (кузнецовская свита), но сведения о водопроводимости этих отложений отсутствуют. Можно предположить, что для специальных водозаборных сооружений (бесфильтровых скважин, лучевой системы горизонтальных фильтров, гидроразрыва пластов) приток из них может представить практический интерес.

Глинистая толща и многолетнемерзлые породы практически полностью исключают гидродинамическую связь между водами кайнозойских и мезозойских отложений на территории изучаемого района. Отличия в закономерностях движения, режима, условий формирования, химического состава этих вод предопределили выделение мезозойского гидрогеологического бассейна в качестве разновидности эксфильтрационной водонапорной системы, напор в которой создается, главным образом, при уплотнении преимущественно глинистых пород и частично коллекторов.

В составе мезозойского гидрогеологического бассейна выделяются три водоносных комплекса, разделенных субрегиональными водоупорами.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс охватывает отложения уватской, хантымансийской и викуловской свит. Он подразделяется на два водоносных горизонта: уватский и викуловский, разделенные глинистой водоупорной толщей нижней части хантымансийской свиты.

Уватский водоносный горизонт, охватывающий верхнюю часть ханты-мансийской свиты сложен песками и алевролитами с прослоями алевритовых глин имеет мощность порядка 500 м и залегает в интервале глубин 1200-1700 м. В пределах изучаемого района данный горизонт практически не опробован. По редким материалам испытания этого горизонта на соседних участках: проницаемость порядка 100-500 мД; газонасыщенность пластовых вод 0.5-0.7 г/л; водорастворенный газ азотно-метанового состава, сухой; по составу воды хлоркальциевого типа с минерализацией 13-15 г/л.

Водоносный горизонт, представленный песками и песчаниками, алевролитами с многочисленными гнездами глин, имеет мощность порядка 200-300 м и залегает в интервале глубин 1900-2300 м. Проницаемость, отметки пьезометрических уровней, производительность скважин предполагается близкими соответствующим параметрам уватского горизонта. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу, предполагаемое значение минерализации от 13.6 г/л до 14.2 г/л. По материалам исследования 95 проб из 39 скважин пластовые воды горизонта ВК₁ относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Газонасыщенность пластовых вод от 0.5-1.0 г/л. Водорастворенный газ азотно-метанового состава, сухой.

В целом для апт-альб-сеноманского водоносного комплекса в рассматриваемом районе следует ожидать региональное снижение отметок пьезометрических напоров в северо-западном направлении.

Вышеописанный водоносный комплекс подстилается субрегиональным глинистым водоупором верхней подсвиты алымской свиты мощностью 40-70 м.

Неокомский гидрогеологический комплекс, включающий в себя и нижнюю подсвиту алымской свиты аптского возраста, сложен ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов нижней подсвиты алымской свиты, песчаниками и алевролитами, чередующимися с глинами уплотненными черкашинской свиты, глинами уплотненными алевритовыми с пластами мелкозернистых песчаников и алевролитов в верхней части и глинами уплотненными с редкими прослоями песчаников мелкозернистых и алевролитов в нижней части ахской свиты. Мощность комплекса порядка 600 м, интервал глубин залегания 2250-3300 м. Отдельные водоносные пласты имеют мощность от 8 до 40 м, а мощность разделяющих их глинистых толщ 20-100 м.

Пластовые воды, преимущественно, хлоркальциевого типа, реже, особенно в нижней части комплекса, гидрокарбонатно-натриевого типа. Минерализация 9-17 г/л. В составе водорастворенных газов преобладает метан (85-90%) и его гомологи. Газонасыщенность пластовых вод порядка 1.0-2.0 л/л. Абсолютные отметки пьезометрической поверхности неокомского комплекса снижаются в северо-западном направлении.

Вышеописанный комплекс отделяется от юрского гидрогеологического комплекса региональным водоупором, включающим в себя плотные валанжинские глины, верхнеюрско-валанжинские битуминозные аргиллиты мощностью 30-70 м, плотные глины абалакской свиты мощностью 30-50 м.

Юрский гидрогеологический комплекс сложен в верхней части (тюменская свита) переслаиванием песчаников, алевролитов и плотных глин с редкими линзами и прослойками мергелей; в нижней части (горелая, береговая, новоуренгойская свиты) - плотными глинами, прослоями битуминозными, включающими в себя прослойки песчаников и алевролитов, пластами песчаников и алевролитов с прослоями черных глин. Общая мощность комплекса не менее 750 м. Интервал глубин залегания 3400-4400 м. Единичные данные испытания водоносных пластов этого комплекса указывают на дебиты скважин, не превышающие 10 м³/сут. при понижениях 1200 м.

...