Верхняя подсвита также представлена темносерыми глинами, но с присутствием тонких присыпок кварцево-глауконитовых алевролитов.
Эоцен.
Нижний,средний, верхний (нерасчлененные).
P21-P31(люлинворская свита)
Ярусы эоценового отдела распространены не повсеместно в следствии их малого размера. Мощность эоценовых отложений составляет 60-100 м. Этот отдел представляет люлинворская свита. Свита подразделяется на три подсвиты.
Нижняя подсвита сложена зеленовато-серыми глинами, нередко с прослоями алевролита.
Средняя подсвита сложена однородными зеленовато-серыми глинами.
Верхняя подсвита отличается от средней включениями глауконита, пирита и фауны.
Эоцен - олигоцен.
Верхний эоцен , нижний олигоцен(нерасчлененные).
P23-P31 (чеганская свита).
Чеганская свита представлена двумя подсвитами - нижней и верхней, сложена светлозелеными глинами, сидеритизированными с включениями пирита со следами ожелезнения, с прослоями алевролита и известняка. Основание верхней подсвиты прослеживается по чередованию глин и прослоев алевролита и известняка. Мощность свиты -60-100 м.
Нижний олигоцен.
P31(атлымская свита).
Атлымская свита представлена песками средне- и мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми, глинами серыми, коричневыми с прослоями песков и бурых углей. Мощность свиты - 100-125 м.
Средний олигоцен.
P32(новомихайловская свита).
Новомихайловская свита представляет собой неравномерное переслаивание песков и глин. Пески серые, светлосерые, тонкозернистые, полевошпатовые кварцевые с включением растительных остатков. Глины коричневатосерые, песчаные и алевролитистые, слоистые. Мощность свиты - 100-110 м.
Верхний олигоцен.
P33(журавская свита).
Журавская свита, мощностью 30-45 м, представлена алевролитистыми глинами, плотными с редкими прослоями и линзами алевролита светлосерого, микрослоистого.
Четвертичная система.
Осадки четвертичной системы залегают на размытой поверхности отложений палеогена. Представлены песками, глинами и озерно-аллювиальными образованиями. Современные осадки сложены пойменным аллювием и покровными отложениями.
Сводный геолого-геофизический разрез предоставлен в табличном виде в приложении 1.
3.2 Тектоника
В тектоническом отношении Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. Сургутский свод принадлежит к числу наиболее крупных структур I порядка Западно-Сибирской платформы. Западно-Сибирская платформа возникла в послепротерозойское время и относится к молодым.
Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в 1973 году составлена тектоническая схема под редакцией И. И. Нестерова (рис.1.3.1).
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, которая является одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется три структурно-тектонических этажа (фундамент, промежуточный этаж и чехол), различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.
Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.
Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагеосинклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермско-триасового возраста.
От образовавшегося нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метоморфизма. Развиты они не повсеместно. В пределах рассматриваемого района отложения среднего этажа не вскрыты.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента и представленный терригенными песчано-глинистыми отложениями. Именно эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.
В целом, Сургутский свод и осложняющие его структуры низких порядков относятся к Центральной тектонической области. Для центральной тектонической области характерным признаком является преобладание структур с северо-западным и северо-восточным простиранием.
Сургутский свод граничит на северо-западе, юго-западе и юге соответственно с Надымской, Ханты-Мансийской и Юганской мегавпадинами. На востоке Ярсомовским прогибом он отделяется от Нижневартовского свода, на севере – системой небольших впадин от Пурпейского свода. На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской меговпадины через небольшую седловину амплитудой 75-100 м Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной. По отношению к днищам окружающих впадин перепад глубины до наиболее приподнятой части свода по кровле баженовской свиты равен 600-800 м.
Федоровское Месторождение - одно из крупных многопластовых месторождений Сургутского свода.
В тектоническом плане Федоровское месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную брахиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.
3.3 Нефтегазоносность
К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений – многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская, васюганская и баженовская свиты), меловые отложения (мегионская свита (ачимовская толща, пласты БС10`-14) и вартовская свита( пласты БС1-2 и АС4-9)).
Промышленные скопления нефти Федоровского месторождения приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101 ), готерива (пласты БС2. БС1), баррема (пласты AC9, AC7-8, АС61,АС5-8, AC4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.
В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте БС16 на собственно Федоровской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 6,6 м.
В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.
При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м., в западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка имеет общую толщину 10-13м. В центральной части (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27,5 м..
Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники нижней пачки целиком замещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.
Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке –2242 (±3) м. Коллекторские свойства пласта: пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км.
В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС101. Песчаники пласта распространены по всем поднятиям Федоровского месторождения, но нефтенасыщены коллекторы только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт БС101 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС101 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на абсолютной отметке -2198м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости от 12 до 24%, нефтенасыщенности 0,63, песчанистости 0,34, проницаемости 0,206мкм2, нефтенасыщенные толщины до 10,2 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м.. Пласт ВС101 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).
К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловой системы) относятся нефтеносные пласты БС1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -1970 ± 5 м. для Федоровской площади, и -1962 ± 4 м. для Моховой.
Пласт БС2 присутствует на Федоровской и Моховой площадях. Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади, три - к Моховой. Коллекторские свойства пласта: пористость 27%, нефтенасыщенность 0,66 – 0,71 коэффициент песчанистости 0,54-0,65. проницаемость 0,717 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 14 м. среднее значение 4,9 м..
Залежи пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2,5 – 4 м.. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади до 6 м.. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: пористость 25 - 26%, нефтенасыщенность 0,66 – 0,71, коэффициент песчанистости 0,45 – 0,60 , проницаемость 0,621 мкм2.
В разрезе верхней подсвите вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются на Федоровском месторождении нефтеносными: АС4, АС5-6, АС7-8, АС9.
Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. На собственно Федоровском поднятии выделяются три отдельные залежи, кроме того, на сочленении Федоровской и Моховой площадей выделены еще две небольшие водонефтяные залежи.
На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежам изменяется в метрах от 1846 до 1861 в абсолютных отметках .
Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК отбивается на абс.отм.-1844-1845,8 м. Размеры её небольшие – 1,75х1,4 км..
Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористость 26 -27%, нефтенасыщенность 0,62 – 0,70, коэффициент песчанистости 0,47 – 0,59 , проницаемость 0,609 – 0,943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4,1 м.
Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 20 м. На Федоровском поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 ± 4 м. и –1836,2 ± 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами AC5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект AC5-8.
Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: пористость - 24%, нефтенасыщенность – 0,54 , коэффициент песчанистости 0,54 – 0,65, проницаемость 0,106 – 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м.
Залежи пластов AC5-6 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC5-6 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами AC5-8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади –1809,8 м., а для Моховой и Восточно-Моховой –1808,7 м.. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.
Добывающие скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезе пластов AC5-6, где присутствует трехфазное насыщение: сверху - газ, затем нефть, внизу – вода.
Коллекторские свойства пласта: пористость 26%, нефтенасыщенность 0,65, коэффициент песчанистости до 0,52 – 0,65, проницаемость 0,377 – 0,726 мкм2. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 – 30,6 м..
Залежь пласта AC5-6 пластово-сводовая, площадь ее 31,5 х 41 км., высота 55 м..
Залежь пласта АС4 газонефтяная, пластово-сводового типа, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, размеры её 51,2x 36.4 км, высота залежи 65 м. Начальная нефтенасыщенность пласта 0,61-0,67 пористость 26% коэффициент песчанистости 0,47 проницаемость 0,450 мкм2 Эффективная газонасыщенная толщина колеьлется от 0,4 до 21,6м, неытенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11,1 м. От нижележащих пластов AC5-8, пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.
По материалам ГИС в среднем ГНК принят на абсолютной отметке -1810 м. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади –1821,6 м., для Моховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 м..
3.4 Гидрогеологическая характеристика
В гидрогеологическом отношении Федоровское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.
Район Федоровского месторождения относится к южной геокриологической зоне ЗСН, для которой характерно существование преимущественно древней реликтовой толщи мёрзлых пород, залегающих на небольших глубинах (до 200м и более). Многолетнемерзлые породы (ММП) нередко чередуются с участками охлажденных и талых пород по площади и в разрезе, создавая благоприятные условия для гидравлической связи между водоносными горизонтами верхнего гидрогеологического комплекса и поверхностными водами.
На Федоровском месторождении реликтовая мерзлота залегает на глубинах от 180м. до 250м. Средняя мощность ММП составляет 40м. Мерзлыми являются породы нижней глинистой части новомихайловской свиты, и верхняя часть атлымской свиты.
В пределах вскрываемой части Федоровского месторождения выделяются следующие водоносные комплексы:
Валанжин-готерив-барремский водоносный комплекс охватывает отложения песчаных пород мегионской и вартовской свит. В целом комплекс сложен чередованием песчаных пород с глинистыми. Водообильность их весьма различная и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты воды по пласту БС10 достигают 144 м3/сут., при динамическом уровне 1038м. Минерализация вод в верхних пластах комплекса составляет 14-20 г/л (пласты группы АС4-9,БС1-2), в нижних 15-25 г/л (пласты группы БС8-10). Воды хлоркальциевого типа. Сульфиды отсутствуют. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием метана от 89% до 94%, тяжелых углеводородов 7-3,6 % , содержание азота 2-4%. Содержание СО2 не превышает 0,5 %, сероводород отсутствует.
Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс сложен рыхлыми и слабосцементированными песками и песчаниками покурской свиты. Дебиты воды достигают 1000-1500 м3/сут. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация около 15-21 г/л, удельный вес 0,892-0,996 г/см3 в пластовых условиях. Содержание закисного и окисного железа до 0,04 мг/л, содержание брома 43-57 мг/л, йода 4,3-18,7 мг/л. Вода имеет слабощелочную реакцию (PH=6,2-8,9). Воды напорные, их широко используют для законтурного зоводнения.
Комплекс характеризуется преимущественно свободным водообменом. Условия питания, циркуляции, влияние климатических и геоморфологических факторов обуславливают наличие в нем и пресных подземных вод, имеющих практический интерес для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой.
Подземные воды комплекса в настоящее время используются для поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений. Близость их химического состава с составом нефтяных вод обеспечивает им хорошо вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на самом эксплуатируемом месторождении. Большой интерес подземные воды комплекса представляют для промышленной добычи йода.
Верхний водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям четвертичного и олигоценового возраста. Общая мощность 350-400 м. Проницаемые породы комплекса содержат слабонапорные воды гидрокарбонатно-натриевого состава, минерализация 1 г/л. Дебиты скважин достигают 150-500 м3/сут. Воды пригодны для употребления в бытовых и технических целях.
Питание подземных вод осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков. Разгрузка происходит в гидросеть. В санитарном отношении воды четвертичных отложений отвечают требованиям ГОСТа 2374-82, но в пределах крупных населенных пунктов качество вод снижается вследствие хозяйственно-бытового загрязнения, в связи с этим, ограничивается возможность использования подземных вод для целей питьевого водоснабжения
Глава 4.Физические свойства горных пород
Плотность осадочных пород зависит от минерального скелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотности жидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеров породообразующих частиц.
Плотность горной породы – масса единицы объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных пород обычно обратно пропорциональна их пористости.
Пористость горной породы – свойства породы, заключающиеся в наличие в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или долях единицы.
Различают:
пористость абсолютную – все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;
пористость открытую (насыщенную) – совокупность сообщающихся между собой пустот;
пористость эффективную – совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации.
Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов.
По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы:
сверхкапиллярные - 2-0,5мм (движению жидкости и газа препятствуют лишь силы трения);
капиллярные - 0,5-0,0002мм (значительно препятствуют также капиллярные силы);
субкапиллярные - менее 0,0002мм (из-за действия капиллярных сил движения жидкости в природных условиях практически невозможно, поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глина, глинистые сланцы и др.) не относят к коллекторам).
Содержание в пустотах горных пород нефти, газа, воды называется насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - доля объема пустот в горной породе, заполненной нефтью. Аналогично определяются коэффициенты газо-водонасыщенности.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Проницаемость является одним из важнейших коллекторских свойств. Проницаемость измеряется объемным расходом невзаимодействующей с породой жидкости определенной вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления.
Удельное электрическое сопротивление горных пород изменяется в очень широких пределах и определяется минеральным составом, пористостью, минерализацией пластовых вод, соотношением воды и нефти в поровом пространстве. В зависимости от характера насыщения и глинистости коллекторов, удельное сопротивление песчаников изменяется от 1,5 до 60 Ом.м. Водоносные коллектора отмечаются сопротивлением от 1,5 до 6,4 Ом.м,
29-04-2015, 00:34