Краткая характеристика разрабатываемых месторождений

Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис.2) находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3°С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23°С), самым теплым - июль (+18°С).

Рис. 2 - Обзорная карта Самотлорского месторождения

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты – г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие – расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района – русские, ханты и манси. В мало населенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

Тектоника и стратиграфия месторождения. В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту “Б” Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тахорского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка./2/

Наиболее крупная из них собственно Самотлорская, расположенная в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части. Белозерная структура по кровле пласта БВ10осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 м Общие размеры структуры 6х15 км в пределах изогипсы минус 2130 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м имеет размеры 32х40 км, амплитуду 150 м.

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.

Рисунок 1.2 – Характеристика продуктивных пластов

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено

Рис.3 - Стратиграфическая схема

Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ_14-22, а БВ_19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ_8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко- и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ₁₀ и БВ₈. Мощность свиты 326¸ 370м.

Горизонт АВ _2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. По площади распространения горизонта АВ _2-3 наблюдается замещение песчано-алевролитовых отложений глинистыми в северо-западных и южных участках месторождения. На остальной территории опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта характеризуется незакономерным локально-пятнистым распределением. По характеру взаимоотношения песчано-алевритовых и глинистых слоев в горизонте АВ _2-3 выделяется два типа разреза.

Первый тип разреза представлен тонкослоистым чередованием песчаников, алевролитов и глин с толщиной не более 4.0 метров.

Второй тип разреза - песчаный (монолитный) представлен в основном песчаниками, умеренно и слабоглинистыми, хорошо отсортированными с прослоями алевролитов, крупнозернистых, глинистых, хорошо и среднеотсортированных.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю₂).Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220 -250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части.Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м.Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю₁. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны(горизонт Ю₁).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серы- ми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”.Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми.На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ_14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными.Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников.Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ_8-12. Песчаники светло-се-рые, серые, мелко- и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ₁₀ и БВ₈.Мощ- ность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты.В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевроли тов и аргиллитов.Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ_2-8.Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ₁.Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь.Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков журавской свиты, мощность их достигает до 125м.

Характеристика пластов. На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах: АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₇, БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀, БВ_19-22, ЮВ_1-2.

Пласт АВ₁ ^1-2.

Залежь пласта АВ₁^1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо- Покурскую и др. В основном, пласт АВ₁^1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с a сп ³ 0.35-0.6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по a пс> 0.6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20 м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20 м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о.-1675, 0 - 1698, 0 м: на западном склоне структуры -1675, 0 -1680, 0 м; на восточном отмечается погружение до отметок -1698 м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 34*24 км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 65*40 км, высоту 80 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ ₁³.

В пласте АВ₁³ выделяются три литологических типа:

1). глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой a пс=0.35-0.6.

2). тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с a пс> 0.6, толщиной менее 4 м.

3). монолитные песчаники - прослои с a пс> 0.6 и толщиной свыше 4 м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ₁³ литологические разности по площади развиты неповсеместно.Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ₁³ полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ₁³ полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ₁³ выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ₁³ содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке -1611м. Залежь пласта АВ₁³ в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56*38км, высоту 140 м. Размеры газовой шапки 20*17км, высота 60 м.Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ_2-3.

Продуктивный горизонт АВ_2-3 отделяется от нижезалегающего АВ_4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ_2-3 и АВ_4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ_2-3 и АВ_4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ_2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. -1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках -1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14, 5*9, 5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7, 5м.

Размеры нефтяной части 52*32км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9, 3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Пласт АВ_4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ_4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях.Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском - 54 м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах -1670-1690 м.ГНК отбивается на а. о. -1612, 0-1615, 0м. Для залежи горизонта АВ_4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3, 5*1, 5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2, 7м. Размеры нефтяной части -28*21км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина -18, 3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ₈.

В горизонте БВ₈ сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской пло- щади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ₈ разделен на четыре пласта БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ₈⁰, пласты БВ₈¹ и БВ₈² практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ₈³ присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ₈^1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ₈⁰ и БВ₈^1-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке -2075м. В северной (район скв, 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м.Залежь пластово-сводо-вая; размеры залежи - 43*27км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4, 3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках -2071-2081м. Размеры залежи 39*26км, высота -150м, нефтенасыщенная толщина -17, 3м.

Пласт БВ₁₀.

Продуктивный горизонт БВ₁₀ характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ₁₀⁰ и собственно БВ₁₀, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ₁₀⁰ и БВ₁₀ по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тен-денция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ₁₀⁰) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ₁₀, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ₁₀ сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-вос-точной периклинали залежь “раскрывается”в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до -2190-2195м, к своду поднимаются до -2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40*21км, высота -144м, эффективная нефтенасыщенная толщина -7, 9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Пласты ЮВ₁^1-2 и ЮВ₁¹.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ₁^1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках -2316м (север) и -2310м (юг), в среднем на отметке -2313м. Размеры залежи 6, 0*3, 0км, высота -66м, средняя нефтенасыщенная толщина -13, 5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о.-2451м, на юго-западе на а.о.-2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3, 4*2, 4км, высота-55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12, 2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ₁¹ установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о.-2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, - 2471м, 2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. -2476м и 2490м.

На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. -2476м. Залежь имеет размеры 3.2*1.5км, высота - 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. -2322м и -2369м, соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. -2399м -2404м. Размеры 1, 4*3, 5км, высота - 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке -2352м. Размеры залежи 1, 1*0, 75км, высота - 7м.

Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. -2353м. Размеры 1, 6*0, 9м, высота - 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245, ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1, 4*0, 7км, высота - 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.

Физико-химические свойства нефтей, насыщающих углеводородных газов, свободного газа в газовой шапке и свойства пластовых вод Самотлорского месторождения рассматриваются в ряде специальных работ и представлены в таблице 2.2. По групповому составу нефти относятся к смешанному типу с преобладанием метановых (40 – 50%) и примерно равным количеством нафтеновых и ароматических углеводородов. По товарным свойствам они относятся к классу высокосернистых, подклассам малосмолистых (ЮВ1 – БВ10) и смолистых (остальные горизонты).

По содержанию парафина нефти всех горизонтов, за исключением АВ4-5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ4-5 умеренно парафинистые. Пластовые нефти горизонтов БВ8 и БВ10 характеризуются сравнительно низким давлением насыщения, которое меньше первоначального пластового в два раза.

Газонасыщенность пластовых нефтей по глубинным пробам составляет 104 – 107 м3/м3. Вязкость их в пластовых условиях практически равна 1, 7 МПа•с. Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатов.

Для целей поддержания пластового давления на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложение карбонатных солей.