Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются посёлок Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный в 15 километрах к западу от месторождения, и посёлок Пуровск, находящийся в 25 километрах к западу.

Ближайшими крупными месторождениями являются Тарасовское и Восточно-Тарасовское, расположенные в 32 километрах к юго-западу от рассматриваемой площади, Западно-Таркосалинское - в 30 километрах к западу, Губкинское - в 60 километрах к юго-западу, Харампурское - в 75 километрах к юго-востоку и Уренгойское - в 80 километрах к северо-западу.

Главной водной артерией является река Пур, протекающая западнее месторождения, которая образуется при слиянии рек Айваседапур и Пякупур. В пределах водоохранной зоны рек Пур и Айваседапур находятся непродуктивные скважины 2 и 125. В районе скважин 12, 20 и 905 в водоохранную зону заходит контур газоносности сеноманской залежи. Контуры нефтегазоносности неокомских залежей не затрагивают водоохранную зону.

По территории самого месторождения протекает множество мелких рек и ручьев, наиболее крупной из которых является река Тайяха, протяженность которой порядка 70 километров. Русла рек сильно меандрируют и имеют обширные песчаные и песчано-галечниковые отмели и косы. В весенний паводок, длящийся порядка двух недель, на реках наблюдается подъем воды на 2-3 метра, а иногда и более.

Владельцем лицензии на разработку залежей месторождения является ОАО НК «Таркосаленефтегаз», база которой находится в посёлке Тарко-Сале.

Доставка грузов на базу компании «Таркосаленефтегаз» осуществляется как по железной дороге, так и воздушным транспортом. Ближайшая железнодорожная станция Пуровск находится на левом берегу реки Пякупур в 10 километрах к западу от посёлка Тарко-Сале. Аэропорт посёлка Тарко-Сале способен принимать транспортные самолеты АН-26.

Возможна перевозка грузов автотранспортом по автотрассе Сургут-Ноябрьск-Новый Уренгой, проходящей через посёлок Пуровск, а летом можно осуществлять доставку грузов водным путем (по реке Пур через Обскую и Тазовскую губы).

В 30 километрах к западу от Восточно-Таркосалинского месторождения проходит трасса магистрального газопровода Уренгой-Челябинск. Южнее месторождения проходит нефтепровод, соединяющий Харампурское, Восточно-Тарасовское и Тарасовское месторождения с магистральным нефтепроводом. К этому нефтепроводу подключен и участок опытной эксплуатации Восточно-Таркосалинского месторождения. Электроснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС.

К настоящему времени на месторождении открыты и разведаны залежи в двух группах резервуаров: сеноманском (ПК1) и берриас-валанжинском (БП12 - БП17). Наряду с основными залежами пластового и сводового типа широко развиты залежи с литологическим и комбинированным литолого-тектоническим экранированием. В 1993 году запасы сеноманской и неокомских залежей нефти, газа и газоконденсата были представлены и утверждены в ГКЗ. На месторождении (в пределах лицензионного участка) пробурено 85 поисково-разведочных скважин и около 40 эксплуатационных. Ведется пробная эксплуатация нефтяной залежи пласта БП16, газовой ПК1, начато эксплуатационное бурение на конденсатные залежи БП12-14.

Залежи пластов БП120-0- БП121,2 преимущественно нефтяные, приурочены к северной периклинали Восточно-Таркосалинского поднятия, контролируются вверх по восстанию пластов зонами глинизации. Залежи пластов БП12 3- БП15 1,2 преимущественно газоконденсатные, приурочены к сводовой части Восточно-Таркосалинского поднятия, иногда осложнены литологическими и тектоническими экранами. Глубина залегания 2900-3100 м. Тип залежей - пластово-сводовые, массивные, водоплавающие, литологически и тектонически-экранированные. Дебиты нефти нефтяных залежей составляют единицы - первые десятки м3/сут. Дебиты газоконденсата основных залежей достигают 586.6 тыс. м3/сут на шт./ш. -10.3/19.1 мм (пласт БП12 3), 478.4 тыс. м3/сут на шт.16.1 мм (пласт БП142-3).

На основе комплексирования данных бурения, сейсморазведочных работ, ГИС и испытания скважин создана цифровая тонкослоистая геологическая модель пластов БП12-15 с целью проведения гидродинамического моделирования. Выполнено литолого-фациальное районирование осадков пластов БП12 3, БП14, БП15. Построены поверхности, описывающие геометрию, фильтрационно-емкостные свойства, насыщение продуктивных пластов и слагающих их интервалов, геометрию межфлюидного контакта. Произведена оценка балансовых запасов углеводородов.

В отчете изложены результаты работ по созданию детальной геологической модели пластов БП12-15 и подготовки ее к гидродинамическому моделированию в пакете программ «Эклипс». Первоначально заказчиком ставилась задача адаптации модели, построенной в ОАО СибНАЦ, без внесения в нее существенных изменений.

Впоследствие было принято решение заново выполнить геологическое моделирование и интерпретацию ГИС. Поскольку поступили материалы дополнительной сейсмической съемки, сделанной в западной части месторождения, пришлось пересмотреть и структурные построения.

1. Организационная часть

1.1 Краткая историческая справка по месторождению

Восточно - Таркосалинское месторождение входит в десятку крупнейших месторождений Ямало -Ненецкого округа. Отличительной особенностью этого месторождения является разработка одновременно в трех направлениях нефть- газ- газоконденсат.

Промышленной разработкой данного месторождения с 1992 года занимается компания Таркосаленефтегаз ,которая входит в систему «ИТЕРРА»холдинг ,что позволило выйти на мировой рынок по продаже углеводородного сырья. Например 20% от общего количества продаваемого за рубеж газа приходится на компанию «Таркосаленефтегаз».

Открытие месторождения приурочено к вскрытию Сеноманской газовой залежи в 1974 году разведочной скважиной №77,в Юго-Западной части газового контура.

На сегодняшний день предприятие насчитывает 175 эксплуатационных скважин, ведется строительство Установки Низкотемпературной Сепарации. В 1999 году сдана в эксплуатацию Установка Комплексной Подготовки Газа с производительностью 45 млн.м3 газа в сутки . На Контрольно Сборном Пункте нефтяного месторождения ведется интенсивное освоение ранее пробуренных разведочных скважин , что позволяет значительно экономить средства предприятия на бурение новых скважин.

Геологический отдел предприятия «Таркосаленефтегаз» является ведущим отделом не только в Пуровском районе, но и в Тазовском, Красноселькупском. Интерпретация и обработка ранее полученных гелогопромышленных данных позволяет по новому оценить экономическую эффективность добываемого сырья.

На сегодняшний день «Таркосаленефтегаз» является основным подрядчиком в освоении и эксплуатации следующих месторождений:

1.Юмантыльского;

2.Тапского лицензионного участка;

3.Ханчейского газоконденсатного месторождения;

4.Южно-Пырейного нефтяного месторождения;

5.Юрхаровского нефтегазового месторождения;

6.Южно-Русского газового месторождения.

Наличие современного технического обеспечения и высоко квалифицирован- ного персонала позволяет вести одновременно строительство, разработку и эксплуатацию данного месторождения.

2. Геологический раздел

2.1 Геофизическая изученность

восточный таркосалинский месторождение скважина

Планомерное изучение северных регионов Тюменской области началось в конце 50-х годов. Площадные и маршрутные сейсморазведочные работы в сочетании с глубоким бурением позволили определить общий структурный план территории Ямало-Ненецкого округа и выделить ряд структур II и III порядков, представляющих интерес для проведения на них поисковых работ на нефть и газ.

В 1963-1965 годах региональными сейсмическими исследованиями масштаба 1:1000000, проводимыми вдоль рек Пур, Пурпе, Пякупур и Айваседапур, и работами точечного

авиасейсмозондирования МОВ выявлен ряд положительных структур третьего порядка, в том числе и Восточно-Таркосалинское поднятие.

С 1970 года в пределах Восточно-Таркосалинской площади начали проводиться площадные сейсмические исследования МОВ и уже работами сейсмопартии 27/71-72 Восточно-Таркосалинское поднятие было подготовлено по отложениям мела и верхней юры под глубокое поисковое бурение.

Краткие сведения о сейсмических исследованиях, проведенных в районе Восточно-Таркосалинской площади, начиная с 1970 года и полученных геолого-геофизических результатах приведены в таблице 2.1.

2.2 Краткий анализ геологоразведочных работ

Глубокое поисково-разведочное бурение на Восточно-Таркосалинской площади было начато в 1971 году скважиной 16, на которую возлагалась задача поисков газа в сеномане, залежей нефти и газа в нижнемеловых отложениях и изучения геологического разреза площади. В марте 1971 года из этой скважины при испытании продуктивного интервала 1233-1243 метра был получен фонтан газа дебитом 477 тыс.м3/сут. через штуцер диаметром 16 мм. Таким образом, скважина 16 стала первооткрывательницей сеноманской газовой залежи нового Восточно-Таркосалинского месторождения, что послужило основанием для уменьшения проектной глубины данной скважины.

За период с 1971 по 1976 годы для изучения сеноманской залежи пробурено 13 скважин. Кроме того, в 1974 году была закончена бурением первая поисковая скважина 20 (забой 3133 метров) на нижнемеловые отложения, а в 1975 году пробурена вторая поисковая скважина 71 (забой 4022 метра), которая вскрыла отложения средней юры. Обе скважины по неокомским горизонтам попали в погруженную зону западного склона Восточно-Таркосалинского поднятия. Таким образом, установлено несоответствие структурного плана по отражающему горизонту Г нижележащим Б и Т.

В 1976 году пробурена скважина72 (забой 3935 метров), вскрывшая юрские отложения. На глубине 3918 метров при спуске инструмента начался интенсивный перелив промывочной жидкости и произошел прихват бурового инструмента. Были установлены изоляционные мосты и перекрыты юрские отложения. В скважине испытаны меловые отложения в интервалах 2954 -2960 метров (пласт БП14) и 2872 -2880 метров (пласт БП12), получены фонтаны газоконднесатной смеси с водой. Получение смешаных газоводяных притоков объясняется негерметичностью эксплуатационной колонны и изоляционных мостов.

С 1978 года начинается целенаправленная разведка неокомских и юрских горизонтов. Принципиально важным открытием этого периода является получение фонтана нефти из пласта БП16 в скважине 73 (интервал 3064 -3085 метров). Дебит нефти на шт. 10 мм составил 46,1 м3/сут. Пласт БП16 становится основным объектом разведки на Восточно-Таркосалинском месторождении.

К началу 1982 года на Восточно-Таркосалинском месторождении было выявлено более 10 залежей углеводородов, приуроченных к различным типам ловушек: сводовая пласта ПК1; пластовые - пластов БП121-3, БП141, БП142, БП143; пластовые литологически экранированные - пластов БП120, БП121, БП17; литологические - БП161, БП162. При этом было установлено, что залежь пласта БП161 имеет сложное строение и не контролируется структурным планом. Залежь вытянута в меридианальном направлении. Ее восточная и западная границы прослежены с помощью сейсморазведки и бурения. В южном и северном направлениях залежь была не оконтурена. В 1983-1985 годах основной объем поисково-разведочного бурения на месторождении был сосредоточен на юге Восточно-Таркосалинской площади для изучения сложного клиноформного строения пластов группы БП16-БП17. Для изучения развития коллекторов

пласта БП161 в северном направлении в этот период пробурены скважины 134, 141, 148, вскрывшие продуктивные песчаники.

Начиная с 1986 года основной объем поисково-разведочного бурения перемещается в северном направлении. В этом году пробурены скважины 200, 205 и 207, которые уточнили контур нефтегазоносности пласта БП161 и расширили его перспективы.

1987-1988 годы характеризуются наибольшей интенсивностью ведения геологоразведочных работ.

Работами 1989 года заканчивается второй этап поисково-разведочных работ на месторождении. С 1990 года начинается третий этап, в задачу которого входило изучение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов пластов БП16-БП17, изучение фазового состояния пластовых флюидов в связи с подготовкой месторождения к подсчету запасов в 1993 году.

Более подробно результаты геологоразведочных работ, проведенных на территории Восточно-Таркосалинского месторождения изложены в отчете по подсчету запасов нефти, газа и конденсата Восточно-Таркосалинского месторождения за 1993 год (ТТЭ, Тюмень) и в отчете: «Разработка детальной геологической модели Восточно-Таркосалинского месторождения», ОАО «СибНАЦ», Тюмень,1998 год.

2.3 Литолого-стратиграфическая изученность

Геологический разрез Восточно-Таркосалинского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, который перекрывает породы палеозойского складчатого фундамента. С поверхностью фундамента связан отражающий сейсмический горизонт А.

Фундамент

Породы палеозойского фундамента в пределах месторождения бурением не вскрыты, забой наиболее глубоких скважин не вышел из отложений нижней юры. Предполагаемая глубина залегания фундамента по данным геофизических исследований составляет 4800 - 5100 метров.

Ближайшими скважинами, которые вскрыли доюрские породы, являются Таркосалинская 299 и Западно-Таркосалинская 99. Скважина Таркосалинская 299 (забой 4945 метров) вскрыла палеозойские отложения на глубине 4911 метров. По керну породы фундамента (ПСЭ) представлены бобово-оолитовыми бокситами, очень крепкими, преимущественно на кремнистом цементе.

В скважине Западно-Таркосалинской 99 (забой 4723 метра) фундамент (ПСЭ) вскрыт на глубине 4502 метра и представлен зелеными и коричневатыми базальтами, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), от слабо выветрелых до состояния коры выветривания. Ниже глубины 4677 метра породы практически не подвержены процессам выветривания.

Осадочный чехол.

Отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла в пределах Восточно-Таркосалинского месторождения представлены осадочными образованиями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах палеозойского фундамента и ПСЭ, представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В пределах рассматриваемой территории юрские отложения делятся на два крупных фациальных комплекса: ранне-среднеюрский и верхнеюрский, каждый из которых имеет свой генетический набор осадочных образований с соответствующим сочетанием органических остатков. При этом значительная часть келловейских отложений рассматривается совместно с верхнеюрскими, так как они связаны формационно.

Нижне-среднеюрские отложения характеризуются развитием преимущественно континентальных образований, объединенных в заводоуковскую серию, в составе которой выделяются береговая, ягельная, котухтинская и тюменская свиты. Бурением в пределах месторождения вскрыта только верхняя часть нижней юры - тюменская свита (скважины 71 и 72). По данным бурения и геофизических исследований рассматриваемого участка и смежных территорий на породы фундамента с несогласием ложатся преимущественно песчанистые отложения береговой свиты.

Береговая свита (геттанг-ранний плинсбах) представлена грубозернистыми песчаниками, гравелитами, конгломератами с прослоями серых аргиллитов. В пределах Восточно-Таркосалинского месторождения вероятнее всего имеют развитие отложения, относящиеся к верхам береговой свиты (поздний синемюр - ранний плинсбах). При этом наиболее ранние осадочные образования накапливались в наиболее пониженных участках доюрского рельефа. Каждый последующий слой, перекрывая нижележащий, частично ложился непосредственно на палеозойские породы. Толщина отложений береговой свиты от первых метров до 50-60 метров в наиболее погруженных участках доюрского палеорельефа.

Ягельная свита (плинсбах) сложена преимущественно темно-серыми и серыми аргиллитами, от тонкоотмученных до алевритовых, с зеркалами скольжения, с прослоями серых песчаников и алевролитов. Толщина свиты достигает 80-90 метров.

Котухтинская свита (плинсбах-ранний аален) представлена переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов. По характеру слагающих пород котухтинская свита делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю, в кровле которых залегают глинистые пачки, имеющие региональное развитие. В кровле нижней подсвиты выделяется тогурская пачка (ранний тоар), сложенная темно-серыми аргиллитами, толщина которой достигает 60-70 метров. К тогурской пачке приурочен отражающий сейсмический горизонт Т4. В кровле верхней подсвиты залегает 50-60 метровая радомская пачка (поздний тоар - ранний аален), сложенная темно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. К радомской пачке приурочен отражающий сейсмический горизонт Т3. Толщина отложений котухтинской свиты составляет 600-630 метров.

Тюменская свита (аален-ранний келловей) вскрыта скважинами 71, 72, 913 и 916. По характеру слагающих ее пород тюменская свита делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена переслаивающимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками с преобладанием алеврито-глинистых пород. В разрезе нижней подсвиты выделяются песчано-алевритовые пласты Ю7 - Ю9, которые в пределах Восточно-Таркосалинской площади не выдержаны как по латерали, так и по разрезу.

Средняя подсвита сложена частым неравномерным переслаиванием аргиллитов, иногда углистых, с глинистыми песчаниками и алевролитами. Участками отмечаются прослои углей. В средней подсвите выделяются пласты Ю5 - Ю6, которые на рассматриваемой территории практически не прослеживаются. Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов. В верхней подсвите выделяются пласты Ю2 -Ю4.

Верхнеюрские морские осадочные образования (с большей частью келловея) трансгрессивно перекрывают континентальные отложения тюменской свиты. Представлены они отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (келловей-оксфорд века) представлена двумя подсвитами: нижней - глинистой и верхней - песчано-глинистой, формирование которых происходило соответственно в морских и прибрежно-морских условиях.

Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами. Глинистые отложения нижней подсвиты являются региональной покрышкой для среднеюрских продуктивных отложений (пласт Ю2).

Верхняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами, переслаивающими с аргиллитами. В объеме верхней подсвиты выделяется пласт Ю1, который в пределах рассматриваемой территории делится на три части. Толщина отложений васюганской свиты составляет 90 - 95 метров.

Георгиевская свита (кимеридж) представлена темно-серыми (до черных) аргиллитами, тонкоотмученными, крепкими, с глауконитом и обломками фауны кимериджского возраста. Толщина свиты изменяется от 20 до 29 метров, при этом отмечается увеличение толщины в восточном направлении.

Баженовская свита (возраст волжский-раннеберриасский) сложена битуминозными аргиллитами. Породы баженовской свиты характеризуются естественной радиоактивностью, что позволяет использовать их в качестве репера. К баженовской свите приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Б. Толщина свиты достигает 72 метра, при этом в восточном направлении происходит постепенное увеличение толщины.

Меловая система

Меловые отложения представлены двумя отделами: нижним и верхним. По характеру слагающих отложений меловой разрез делится на три комплекса: неокомский, апт-альб-сеноманский и верхнемеловой (без сеномана).

Неоком, в составе которого выделяются сортымская и тангаловская свиты, представляет собой осадочный комплекс, сформировавшийся в условиях регрессии морского бассейна. В рассматриваемом районе переход к компенсированному осадконакоплению произошел где-то после формирования глинистой пачки над пластом БП120.

Сортымская свита (берриас-валанжин) наиболее полно охарактеризована керном, особенно продуктивная часть разреза. В основании свиты залегает глинистая пачка небольшой толщины, которую обычно называют подачимовской.

Выше в разрезе выделяется ачимовская толща, представленная несколькими песчано-алевритовыми пачками, переслаивающимися с глинистыми породами.

На отложениях ачимовской толщи согласно залегают уплотненные аргиллитоподобные глины, темно-серые, нередко алевритистые, с прослоями и линзами песчаников и алевролитов, накопление которых происходило в условиях бокового заполнения бассейна сидементации.

В этих условиях сформировались линзовидные ловушки пластов БП16-БП17, которые содержат основные выявленные запасы нефти Восточно-Таркосалинского месторождения.

Выше залегает толща, представленная ритмичным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пластов. К песчаникам пластов БП120-БП14 приурочены залежи углеводородов.

В кровле сортымской свиты выделяется 25-30-метровая чеускинская пачка, представленная преимущественно глинистыми отложениями. Практически для всех отложений сортымской свиты характерно наличие обугленного растительного детрита. Толщина сортымской свиты 680-700 метров.

Тангаловская свита (поздний валанжин-ранний апт) занимает значительный объем в разрезе рассматриваемой площади, но не содержит продуктивных пластов. Она согласно залегает на отложениях сортымской свиты и представлена тремя подсвитами: нижней, средней и верхней. Нижняя и средняя подсвиты сформировались в прибрежно-морских условиях и сложены переслаиванием пластов серых песчаников и аргиллитоподобных глин. Толщина отложений тангаловской свиты от 480 до 600 метров.

Апт-альб-сеноманский комплекс на рассматриваемой территории представлен преимущественно континентальными песчано-глинистыми отложениями, которые выделяются в объеме покурской свиты.

Покурская свита (аптский-сеноман) по характеру слегающих ее отложений делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена сложно чередующимися светло-серыми песчаниками, серыми алевролитами и темно-серыми и буровато-серыми глинами. В основании залегает евояхинская толща (пласты ПК21-22), сложенная преимущественно песчаными породами. Мощность ее непостоянна, в направлении Южно-Пырейной площади (к северо-востоку) она существенно возрастает. К подошве евояхинской толщи приурочен отражающий сейсмический горизонт М.

Средняя подсвита представлена пачками глин и глинистых алевролитов.

Верхняя подсвита сложена серыми и светло-серыми песчаниками, реже уплотненными песками. Верхняя подсвита (пласт ПК1) является регионально газоносной. На Восточно-Таркосалинском месторождении основные выявленные запасы газа также приурочены к сеноману. Общая толщина пород покурской свиты составляет 850-930 метров.

Верхнемеловые отложения (без сеномана) в пределах рассматриваемой площади представлены морскими глинистыми образованиями кузнецовской, березовской и ганькинской свит, являющихся региональной покрышкой для газоносных пород сеномана.

Кузнецовская свита (турон-ранний коньяк), которая начинает цикл морских глинистых осадков верхнего мела и палеогена, трансгрессивно перекрывает отложения покурской свиты. Представлена она серыми (до темно-серых) и зеленовато-серыми глинами, с включением глауконита и остатков фауны. К нижней части кузнецовской свиты приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Г. Толщина свиты от 55 до 70 метров, при этом происходит постепенное ее увеличение в восточном направлении.

Березовская свита (поздний коньяк-кампан) согласно залегает на кузнецовской. Литологически она расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена преимущественно темно-серыми глинами. К кровле нижнеберезовской подсвиты приурочен отражающий сейсмический горизонт С.

Верхняя подсвита представлена серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми глинами. Толщина глинистых пород березовской свиты 260-275 метров.

Ганькинская свита (поздний кампан-датский) согласно перекрывает отложения березовской свиты. Сложена она серыми глинами, участками зеленовато-серыми, часто алевритистыми, с прослоями известковистых. Толщина свиты составляет 340-350 метров.

Палеогеновая система

Палеогеновая система в пределах Восточно-Таркосалинского месторождения представлена осадочными образованиями верхов ганькинской, тибейсалинской, люлинворской, тавдинской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита (палеоцен) согласно залегает на ганькинской. По характеру слагающих ее отложений свита делится на две подсвиты: нижнюю - глинистую и верхнюю - преимущественно песчаную. Общая толщина отложений тибейсалинской свиты 230-240 метров.

Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на тибейсалинской и расчленяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоковидными глинами серого и пепельно-серого цвета. Средняя подсвита представлена серыми глинами, преимущественно диатомитовыми, с прослоями диатомитов. Верхняя подсвита сложена диатомитовыми глинами, с прослоями алевритистых глин зеленовато-серого цвета. Толщина люлинворской свиты 160-170 метров.

Тавдинская свита (поздний эоцен) согласно залегает на люлинворской и завершает комплекс морских глинистых осадков верхнего мела и палеогена. Представлена она зеленовато-серыми глинами, листоватыми, алевритистыми, с прослоями алевролитов и глауконитовых песков, мелкозернистых, кварцевых. Толщина свиты достигает 70 метров.

Атлымская свита (олигоцен) сложена преимущественно светло-серыми песками, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, с редкими прослоями серых алевролитов и глин. Толщина отложений атлымской свиты, верхняя часть которой частично размыта, равна 70-75 метров.

Четвертичная система

На размытой поверхности палеогеновых отложений с несогласием залегают осадки четвертичной системы. Представлены они песками супесями, суглинками, глинами ледниково-аллювиального и озерно-аллювиального генезиса. Встречаются прослои торфа толщиной до 4-5 метров и линзы галечников. Толщина четвертичных отложений составляет 40-50 метров.

2.4 Тектоника

В пределах Восточно-Таркосалинской площади выделяется два структурных этажа: складчатый фундамент и платформенные образования, представленные мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом.

Складчатый фундамент Западно-Сибирской геосинеклизы имеет гетерогенное строение, окончательная консолидация которого произошла в позднегерцинскую эпоху складчатости. Восточно-Таркосалинская площадь находится в пределах Бахиловской структурно-формационной зоны, характеризующейся развитием эвгеосинклинальных формаций, представленных преимущественно толеитовыми базальтами с прослоями и пачками черных глинистых и кремнистых сланцев. Породы сильно дислоцированы и метаморфизованы.

По данным региональных и площадных сейсморазведочных работ рельеф поверхности фундамента по отражающему горизонту А (низы осадочного чехла) осложнен структурными выступами, разделяющимися заливообразными прогибами. Глубина залегания горизонта А на выступах составляет 4850 - 4925 метров.

Все структурные выступы осложнены серией дизъюнктивных нарушений разной амплитуды и простирания. Из них наиболее ярковыраженными являются нарушения, прослеженные в северо-восточном и юго-восточном направлениях. По данным сп 39/89-90 возраст выделенных разломов, в основном, позднеюрский и древнее. Тектонические нарушения, затронувшие отложения неокома, были зафиксированы в пределах западного склона Восточно-Таркосалинского к.п.

Верхний структурный этаж - собственно мезозойско-кайнозойский осадочный чехол, сформировавшийся в условиях длительного и постоянного прогибания фундамента, наиболее изучен. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизованных пород.

В разрезе осадочного чехла следится целый ряд отражающих поверхностей, связанных с различными по возрасту и литологии осадками от нижней юры до верхнего мела: А (подошва платформенного чехла); Т1, Т2, Т3 и Т4 (средняя и нижняя юра); Б (кровля баженовской свиты), М (апт); Г (сеноман). Наиболее прослеживаемыми отражающими горизонтами являются горизонты Б и Г. Первый приурочен к кровле битуминозных аргиллитов баженовской свиты и занимает в разрезе очень близкое положение к границе юры и мела. Отражающий горизонт Г связан с подошвой глинистых пород кузнецовской свиты (кровля сеномана).

Тектоническое строение территории, отображенное в структурных планах осадочного чехла, рассматривается далее в тексте при анализе структурных построений, выполненных настоящими работами.

2.5 Нефтегазоносность

Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в пределах западной части Тазовского нефтегазоносного района (НГР) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО). Восточно-Таркосалинское месторождение по отдельным залежам соединяется с Южно-Пырейным месторождением, расположенным северо-восточнее от него.

В изученной бурением части разреза Восточно-Таркосалинского месторождения залежи выявлены в сеноманских (газовая) и валанжинских (нефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные) отложениях, всего 26 залежей углеводородов. В этой главе даются краткие сведения о неокомских залежах, подробное описание которых приведено в отчете по подсчету запасов (7).

Газовая залежь пласта ПК1 залегает в кровле покурской свиты (сеноман) и контролируется структурным планом.

В пределах сеноманской залежи Востчно-Таркосалинского месторождения пробурено 54 разведочных скважины и 15 эксплуатационных. Промышленная газоносность доказана испытанием 15 разведочных скважин, специально пробуренных для изучения сеноманской газоносной толщи. Дебиты газа достигают 787 тыс.м3/сут. на 22 мм шайбе. Из 37 глубоких разведочных скважин, вскрывших сеноманскую залежь, испытаны только 71, 205, 907.

Все результаты испытания сеноманских скважин подробно рассмотрены в отчетах по подсчету запасов за 1976, 1981, 1993 годы и приведены в таблице 2.4.

ГВК определен в 33 скважинах. Положение его составляет от -1228.3 до -1232.9 метра. Средний уровень составляет -1230 метра. В соответствии с принятым ГВК размеры залежи пласта ПК1- 42 километра в меридианальном и 36 километров в широтном направлении. Залежь массивная. Газонасыщенные толщины песчано-алевритовых пород-коллекторов, вскрытые скважинами, изменяются в пределах 0.9-31.1 метра.

Нефтяная залежь пласта БП120 находится на северном погружении Восточно-Таркосалинского поднятия. Промышленная нефтеносность доказана испытанием скважины 200, в которой из интервала 2923-2926 метров получен приток нефти дебитом 6,4 м3/сут. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтяная залежь пласта БП120-1 также расположена на северном погружении Восточно-Таркосалинского поднятия. В южном, западном и восточном направлениях коллекторы данного пласта глинизируются. Промышленная нефтеносность доказана испытанием пласта в трех скважинах. В скважине 200 из интервала 2942-2945 метров получен приток нефти дебитом 10,1 м3/сут. при депрессии 19,0 МПа. В скважине 908 из интервала 2998-3002 метров, что гипсометрически ниже на 39 м по сравнению с объектом в скв. 200, получен фонтан нефтегазоконденсатной смеси дебитом 17,6 м3/сут. на штуцере 8 мм.

Нефтяная залежь пласта БП121 (основная) расположена на северном погружении Восточно-Таркосалинского поднятия и занимает несколько большую площадь по сравнению с предыдущими. Дебиты нефти при испытании пласта БП121 изменяются от 3,9 м3/сут. (скважина 200) до 7,5 м3/сут. (скважина 207) на динамических уровнях. В скважине 134 при испытании интервала 2930-2936 метров получен фонтан нефтегазоконденсатной смеси. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтяная залежь пласта БП121 (район скважины 906) расположена в северо-восточной части рассматриваемой площади и вскрыта 3 скважинами. Промышленная нефтеносность доказана испытанием интервала 2954-2960 метров в скважине 906, из которого получен приток нефти дебитом 19,2 м3/сут при депрессии 14,5 МПа. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтяная залежь пласта БП122 приурочена к северному погружению Восточно-Таркосалинского поднятия. Промышленная нефтеносность пласта БП122 доказана испытанием трех скважин. В скважине 205 из интервала 2941-2947 метров получен приток нефти дебитом 5,7 м3/сут. при депрессии 16 МПа. При испытании интервала 2960-2964 метра скважины 918 получен приток нефти 17,1 м3/сут. при депрессии 12,5 МПа. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БП121-3 приурочена к песчано-алевритовым отложениям основного купола Восточно-Таркосалинского поднятия. В пределах газоносной части залежи испытано 6 скважин, дебиты газоконденсата в сводовой части достигают 287,6 тыс. м3/сут. на шайбе 20,1 мм, что говорит о довольно высокой продуктивности коллекторов данного пласта. Залежь пластовая, сводовая.

Газоконденсатная залежь пласта БП123 вскрыта одной скважиной 134. Находится она на северном склоне Восточно-Таркосалинского поднятия. При испытании интервала 2945-2950 метров в скважине 134 получен приток газа дебитом 21,8 тыс. м3/сут. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтяная залежь пласта БП124 вскрыта одной скважиной, приурочена она к основному куполу Восточно-Таркосалинского поднятия. При опробовании пласта БП124 в скважине 129 получен приток нефти с водой (дебит нефти 3 м3/сут., воды - 2 м3/сут.).

Газоконденсатная залежь пласта БП140 вскрыта 4 скважинами. Промышленная газоносность доказана испытанием скважины 913 в интервале 2924-2932 метра, из которого получен фонтан газа дебитом 50,5 тыс. м3/сут. на 10 мм шайбе.

Газоконденсатная залежь пласта БП141-2 (основная) вскрыта 17 скважинами. Приурочена залежь к песчано-алевритовым отложениям основного купола Восточно-Таркосалинского поднятия. В пределах залежи испытано 10 скважин, дебиты газоконденсата достигают 478,4 тыс. м3/сут. на шайбе 16,1 мм, что говорит о высокой продуктивности коллекторов пласта БП142. При испытании скважин 73 и 127 получены пленки нефти с водой. Залежь пластовая, сводовая.

Нефтяная залежь пласта БП141-2 (район скважины 912) вскрыта одной скважиной. Расположена она в пределах западного склона Восточно-Таркосалинского поднятия. Промышленная нефтеносность подтверждена испытанием двух объектов в скважине 912. При испытании кровельной части получен приток нефти дебитом 4,0 м3/сут. Совместное опробование верхнего и дополнительно прострелянного нижнего увеличило приток нефти до 6,8 м3/сут. Залежь пластовая, литологически экранированная.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БП15 (основная) вскрыта 10 скважинами, приурочена она к песчано-алевритовым сложнопостроенным коллекторам в пределах основного купола Восточно-Таркосалинского поднятия. В пределах газоносной части разреза испытано 4 скважины, дебиты газоконденсата не превышают 3,64 тыс. м3/сут., что говорит о низких коллекторских свойствах. Нефтеносная часть разреза опробована в 4 скважинах, притоки нефти достигают 3,9 м3/сут.

Газоконденсатная залежь пласта БП15 (район скважин 72-75) вскрыта 5 скважинами, приурочена она к двум локальным куполкам, осложняющим северо-западный склон основного купола. Промышленная газоносность доказана испытанием двух скважин, расположенных в восточной части залежи. В скважине 72 притока не получено.

Нефтяная залежь пласта БП15 (район скважины 17) вскрыта одной скважиной. Залежь контролируется вероятнее всего небольшим малоамплитудным локальным куполком, осложняющим северо-западный склон Восточно-Таркосалинского поднятия. При испытании продуктивных отложений совместно с водоносным пропластком получен приток нефти с водой общим дебитом 3,1 м3/сут. (нефти 2,0 м3/сут.).

Нефтяная залежь пласта БП161 содержит основные запасы нефти Восточно-Таркосалинского месторождения и характеризуется наибольшей сложностью строения коллекторов. В пределах пласта БП161 выделяются 4 продуктивные линзы: северная, район скважины 901-902, центральная, южная.

Нефтяная залежь пласта БП161 (северная) вскрыта 10 поисково-разведочными скважинами. Промышленная нефтеносность залежи доказана опробованием 8 скважин. Дебиты нефти достигают 58,4 м3/сут. на штуцере 8 мм. При испытании пласта БП161 в скважинах 907 и 918 установлен высокий газовый фактор, составляющий соответственно 816,9 и 2055 м3/м3.Залежь литологическая.

Нефтяная залежь пласта БП161 (район скважин 901-902) вскрыта двумя скважинами. При испытании продуктивных отложений в скважине 902 (интервал 3132-3150 метров) получен переливающий приток нефти дебитом 1,5 м3/сут. при депрессии 16,1 Мпа, а в скважине 901 из интервала 3146 - 3195 м получен приток нефти дебитом 6,9 м3/сут. Залежь литологическая.

Нефтяная залежь пласта БП161 (центральная) вскрыта 12 поисково-разведочными скважинами. Промышленная нефтеносность залежи доказана опробованием 6 скважин. Дебиты нефти достигают 52,4 м3/сут. на штуцере 8 мм. В скважинах 128 и 909 получены высокие газовые факторы. Залежь литологическая.

Нефтяная залежь пласта БП161 (южная) вскрыта 18 поисково-разведочными скважинами. Промышленная нефтеносность залежи доказана опробованием 13 скважин Дебиты нефти достигают 61,1 м3/сут. на 8 мм штуцере. В пределах южной залежи, как и в предыдущих, в ряде скважин (18, 73, 133) получены высокие газовые факторы. Залежь литологическая.

Нефтяная залежь пласта БП162 вскрыта 8 поисково-разведочными скважинами. Промышленная нефтеносность доказана испытанием продуктивных отложений в 4 скважинах. В скважине 134 при опробовании интервала 3133-3140 метров получен фонтан нефти дебитом 5,2 м3/сут. на 4 мм штуцере. Скважина 207, расположенная гипсометрически ниже скважины 134 на 50 метров, дала при испытании фонтан нефти дебитом 8,3 м3/сут. на штуцере 6 мм. Газовый фактор при этом составил 1430 м3/м3. Плотность нефти, отобранной в поверхностных условиях из скважины 207, изменяется от 0,803 до 0,836 г/см3, глубинных проб 0,827 г/см3. В скважине 126 при опробовании интервала 3079-3086 метров дебит нефти составил 34,2 м3/сут. на 10 мм штуцере. Залежь литологическая

Нефтяная залежь пласта БП163 (район скв. 902) вскрыта одной скважиной. При опробовании коллекторов пласта БП163 в скважине 902 получен приток нефти дебитом 1,05 м3/сут на динамическом уровне 1303,5 метров.

Пласт БП17 имеет сложное литологическое строение и разделяется на несколько самостоятельных объектов: БП171 и БП172. В пределах пласта БП171 выделяются 3 продуктивные линзы: район скважины 916, район скважины 128, район скважины 77.

Нефтяная залежь пласта БП171 (район скважины 916) вскрыта двумя скважинами. Приурочена она к южному локальному куполу основного поднятия Восточно-Таркосалинской площади. Промышленная нефтеносность доказана испытанием двух объектов в скважине 916, дебит нефти 9,3 м3/сут. на динамическом уровне 1359 метров.

Нефтяная залежь пласта БП171 (район скважины 128) вскрыта одной скважиной и приурочена к северному локальному куполу основного поднятия. Промышленная нефтеносность доказана испытанием скважины 128, дебит нефти 7,4 м3/сут. на динамическом уровне 1300 метров.

Нефтяная залежь пласта БП171 (район скважины 77) тоже вскрыта одной скважиной. Промышленная нефтеносность доказана испытанием скважины 77, в результате которого получен фонтан нефти дебитом 97,2 м3/сут. на 8 мм штуцере, являющийся самым мощным на месторождении.

Нефтяная залежь пласта БП172 вскрыта скважиной 79, при испытании которой (интервал 3132-3139 метров), получен приток безводной нефти дебитом 3,84 м3/сут. на динамическом уровне 1182 метра.

В скважине 137 из отложений пласта БП17 (интервал 3097-3102 метра) получен приток воды с нефтью (дебит воды 44,46 м3/сут., нефти - 2,34).

Физико-химическая характеристика и состав пластового газа приведены в табл. 3.2.озонирование и обезжелезивание вод. Необходимость фторирования устанавливается органами санитарно-эпидемиологической службы.

Четвертичный водоносный горизонт является наиболее изученным в пределах рассматриваемой территории. В основном это надмерзлотные воды несквозных таликов, реже межмерзлотные воды.

Надмерзлотные воды несквозных таликов распространены под всеми ручьями, озерами и на залесенных водоразделах. Они приурочены к современным и среднеплейстоценовым отложениям - пескам, супесям, гравийно-галечниковым отложениям. Глубина залегания надмерзлотных вод от 10 до 30 метров. Отсутствие водоупора с поверхности обусловило безнапорный характер вод четвертичного горизонта. Дебиты скважин изменяются от 0,3 до 13,0 л/с.

Хотя четвертичный и атлым-новомихайловский водоносные горизонты гидродинамически связаны, для водоснабжения рекомендуются воды нижней части атлым-новомихайловского горизонта, так как они наиболее защищены от поверхностного загрязнения.

2.6 Условия осадконакопления и корреляция пластов БП 12-15

Корреляция пластов, слагающих шельфовую толщу неокома, в пределах отдельно взятого месторождения, как правило, не вызывает затруднений. При построении геологической модели за основу взята корреляция крупных седиментационных циклов, содержащих продуктивные пласты БП15, БП14, БП140, принятая ранее при подсчете запасов (7). Пласты, выделяемые СибНАЦ (8), соответствуют отчетным следующим образом: БП141 - БП140, БП142 - БП14, БП143 - БП15.

Детальное расчленение разреза с целью выделения пластов и пачек более мелкого ранга производилось с учетом особенностей осадконакопления шельфовых отложений, исходя из представлений о литологической выдержанности и протяженности одних осадков и определенной изменчивости и неоднородности других.

В основу фациального анализа положена известная методика Муромцева В.С., основанная на определении генетических признаков осадка по электрометрическим разрезам скважин, при этом кривые ПС сопоставляются с типовыми электрометрическими моделями фаций, устанавливается принадлежность их к той или иной генетической группе осадков. Исходными данными для анализа служат также сейсмические образы фаций.

Критерием достоверности выполненной корреляции служит непротиворечивость всех данных, свидетельствующих об условиях осадконакопления: форма залегания песчаных тел в разрезе и в плане, простиранние кромок палеошельфа и относительное положение депоцентров мощностей. Ниже приводится результат реконструкции обстановок осадконакопления шельфовых пластов БП 15-12.

Пласт БП15

После накопления довольно мощной, преимущественно глинистой толщи, перекрывающей пласт БП16, скорость регрессии морского бассейна несколько возросла, в результате чего глубины в пределах Восточно-Таркосалинской площади уменьшились и приблизилась береговая зона, расположенная восточнее. На рассматриваемую территорию наряду с глинистыми стали поступать и песчано-алевритовые фракции осадочного материала, главным образом, мелкозернистой размерности.

В ходе продолжавшейся регрессии выделяются, по меньшей мере, два этапа последовательного выдвижения осадков в направлении от источника сноса вглубь бассейна.

На первом этапе осадконакопления кромка шельфа проходила в пределах восточной части территории. Положение бровки определялось в процессе детальной корреляции разрезов скважин по профилям, выравнивавшимся на подошву глинистой пачки - покрышки пласта БП14 (прил. ). Максимальные толщины пласта, образованного на этом этапе, приурочены к бровке шельфа (район скважин 200, 908 на севере и скважин 123, 143 на юге площади) или к пониженному в палеоплане участку шельфовой террасы (район скважин 205, 134). Данные отложения выделены в объеме пласта БП152.

Согласно волновой картине, наблюдаемой на временных разрезах (Рис. 2.2.), кромка шельфа БП152 отделяется от пониженного участка террасы резким «уступом». То же самое заметно на профилях выравнивания, проходящих через скважины 70 -79, 909 -77 и другие. Поэтому, в области распространения пласта БП152 возможны локальные зоны его глинизации, разделяющие пласты, отлагавшиеся на разных уровнях седиментации.

Основная зона глинизации этого же пласта проходит западнее и отвечает кромке шельфовой террасы.

Очередной этап седиментации характеризовался последовательным выдвижением шельфовых осадков в направлении с северо-востока на юго-запад, в результате этого образовался более молодой шельфовый пласт БП151. На временных разрезах характер

залегания пластов БП152, БП151 отображен «чешуйчатостью» соответствующего отражения: резким затуханием восточного из них и появлением несколько выше по разрезу более «слабого» западного (пример, пр.4395009, 11, 13).

По форме залегания в плане и в разрезе пласт БП151 образует конус выноса; в восточном и северо-восточном направлении происходит его выклинивание по схеме стратиграфического несогласия, максимальные толщины его фиксируются вблизи кромки палеошельфа, существовавшей на время формирования данного пласта и ориентированной, примерно, в северо-западном направлении. В западной части площади происходит его существенная глинизация.

Образование покрышки над пластом БП15 происходило, по-видимому, в условиях кратковременной трансгрессии. В сущности пласты БП15 - БП14 образуют один крупный трансгрессивно-регрессивный цикл, характеризующийся постепенным изменением условий осадконакопления от глубоководных к более мелководно-морским и одновременным увеличением поступающего терригенного материала все более крупных фракций.

Пласт БП14

Формирование пласта БП14 происходило в условиях продолжавшейся регрессии моря. В процессе седиментации немаловажную роль, по-видимому, играли вдольбереговые течения, поэтому осадки пласта были распределены в пределах довольно широкой шельфовой террасы, краевая западная часть которой, примерно соответствовала кромке шельфа, сформированной к концу времени накопления пластов БП152,1, восточная ее часть протягивалась за пределы рассматриваемой площади.

На этой территории создались условия для накопления преимущественно песчано-алевритового материала, характеризующегося, в большинстве случаев, хорошей отсортированностью. Результаты испытания пласта подтверждают наличие в разрезе коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

При формировании пласта в пределах рассматриваемой аккумулятивной террасы регрессивные условия осадконакопления прерывались кратковременной трансгрессией, поэтому в его составе выделены пласты более низкого ранга: БП143 и БП142. Каждый из них характеризуется опесчаниванием «тыловых», обращенных к суше частей и расщеплением, частичной глинизацией фронтальных, обращенных к морю, причем в большей степени заглинизирован нижний пласт. Тонкая глинистая пачка, разделяющая эти пласты, на востоке опесчанивается, в этом случае пласт БП14 становится гидродинамически связанным.

На запад, за пределы аккумулятивной террасы, осадочный материал поступал, по-видимому, периодически, порциями, поэтому здесь формировались преимущественно линзовидные, песчано-алевритовые тела с более низкими коллекторскими свойствами. По своим условиям образования эти тела являются близкими по возрасту но не изохронными шельфовым пластам БП142,3.

Положение бровки шельфа на время формирования пластов БП142,3 ориентировочно определяет зону встречной глинизации этих пластов с запада и с востока.

Завершает разрез самый молодой пласт БП141, наращивающий шельфовую террасу в западном направлении. В восточном направлении этот пласт выклинивается по схеме стратиграфического несогласия (пр.2193006). Кроме того, в зоне своего распространения пласт характеризуется линзовидностью или наличием локальных зон глинизации, о чем свидетельствуют как разрезы скважин, так и наблюдаемая по временным разрезам волновая картина.

После формирования пласта БП14 преимущественно регрессивный режим осадконакопления сменился трансгрессивным, прерываемым кратковременными регрессиями и, возможно, этапами стабилизации морского бассейна. В этот период сформировалась мощная, преимущественно алеврито-глинистая толща, разделяющая пласты БП14 и БП12 и содержащая проницаемые пласты, как правило, небольших толщин: БП140 и БП13 (последний в данном отчете не рассматривается).

Пласт БП12 по характеру слагающих его отложений представляет собой сложную и неоднородную по коллекторским свойствам толщу, которая в пределах месторождения разделяется на ряд самостоятельных объектов, выделенных при подсчете запасов как пласты БП121, БП122, БП123, БП121-3, БП124.

Пласты БП121, БП122, БП123 имеют развитие только в северной части месторождения, здесь же, к каждому из них приурочены самостоятельные залежи.

В центральной, наиболее приподнятой части структуры был выделен в качестве объекта пласт БП121-3 как единая, гидродинамически связанная песчано-алевритовая толща, являющаяся аналогом пластов БП121 - БП123 северной части месторождения. Предполагалось, что залежь этого пласта ограничивается на севере зоной глинизации. В то же время в отчете СибНАЦ отмечается, что пласт БП123 практически не отделяется глинистым барьером от пласта БП121-3.

Поэтому, с целью построения корректной геологической модели, следует принять пласт БП121-3 центральной части месторождения за аналог пласта БП123 северной его части (далее в тексте упоминается только пласт БП123).

Формирование залегающего в основании разреза пласта БП124 происходило в условиях кратковременной регрессии и незначительного возрастания в поступающем терригенном материале доли песчано-алевритовой фракции. В результате этого был образован песчано-алевритовый, с глинистыми прослоями пласт небольших эффективных толщин, зачастую полностью заглинизированный.

После кратковременной трансгрессии и образования покрышки над пластом БП124 наступило, по-видимому, резкое воздымание всей рассматриваемой территории, в том числе и в области источника сноса. В результате этого пласт БП123 отлагался в условиях мелководной прибрежной обстановки при большом поступлении терригенного песчано-алевритового материала. Из всех неокомских объектов этот пласт содержит наибольшую долю коллекторов, которая составляет в среднем 82%. Песчаники пласта, как правило, серые, мелко- и среднезернистые, кварц-полевошпатовые, в разной степени алевритистые. Текстура пород - коллекторов однородная и слоистая, чаще горизонтальная, реже волнистая.

По своему фациальному облику пласт представлен, вероятнее всего, осадками вдольбереговых и устьевых баров, сложно взаимоотносящихся друг с другом, участками перемытых и переотложенных. Об этом свидетельствуют некоторые особенности строения пласта, фиксируемые на электрометрических разрезах скважин и достаточно типичные для той или иной фации, особенности залегания фаций в разрезе и особенности пространственного размещения песчаных тел и глинистых экранов.

По форме кривой ПС пласт БП123 на севере и северо-западе площади мог быть сформирован отложениями вдольбереговых баров (скважин 907, 908, 914 и др.), устьевых баров, впоследствие частично переработанных течениями (скважин 141, 906, 902).

...