Анализ и прогнозирование временного ряда добычи нефти на ЮЛТ Приобского месторождения

Сортымская свита (K1b-v) залегает на баженовской свите и представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи. Толщина свиты составляет 506-556 м.

Отложения Усть-балыкской свиты (K1v-g)залегают на породах сортымской свиты и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится сармановской пачкой глин на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Сармановская пачка представлена аргиллитоподобными глинами от серых до темно-серых, преимущественно однородными.

Сангопайская свита (K1g-br)разделена на две подсвиты – нижнюю и верхнюю. Свита сложена глинистыми отложениями и песчаниками. Толщина свиты достигает 140 м.

Алымская свита (K1a)разделена на две подсвиты – нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена алевролитами, песчаниками и глинами, верхняя – преимущественно темно-серыми, слабобитуминозными глинами. Возраст свиты – аптский, толщина свиты – 142-159 м.

Покурская свита (K1a-K2s)завершает нижнемеловой разрез. В свите выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя и средняя подсвиты представлены песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинами. Верхняя сеноманская часть представлена также, но с характерной чертой - включения янтаря, слабая уплотненность пород.

Кузнецовская свита (К2t-k) представлена темно-серыми и черными глинами. Толщина свиты изменяется от 11 до 16 м.

Березовская свита (К2k-km)состоит из нижней и верхней подсвит.

Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками и глинами. Опоки светлые, голубовато-серые, прослоями до черных, плотные, слабоглинистые. Глины темно-серые, прослоями до черных, плотные, алевритистые.

Верхняя подсвита представлена светлыми зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Толщина свиты – 140 м.

Ганькинская свита (К2m-Pg1d)завершает разрез отложений меловой системы. Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящих в мергели. Встречаются зерна глауконита. Толщина свиты – 80-90 м.

Палеогеновая система (Pg)

Отложения меловой системы перекрываются палеогеновыми отложениями морского генезиса, представленными талицкой, люлинворской и тавдинской свитами.

В свою очередь морские осадки палеоцена и эоцена перекрываются континентальными осадками олигоцена, в состав которого входят атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

Талицкая свита (Рg1)представлена темно-серыми, почти черными глинами, монтмориллонитовыми в нижней части, плотными, аргиллитоподобными, иногда тонколистоватыми. В верхней части глины обогащены линзовидными включениями алевритового материала.

Люлинворская свита (Рg2)представлена светло-серыми, зеленоватыми,. прослоями почти белыми глинами. В нижней части глины опоковидные, в верхней – диатомовые, переходящие в диатомиты. Возраст свиты – нижний и средний эоцен. Толщина свиты – 190-200 м.

Тавдинская свита (Рg2-Рg3)сложена серыми, зеленовато-серыми, тонкослоистыми до листоватых глинами, прослоями алевритистыми, встречаются также прослои линз алевритов. Толщина свиты – до 140 м.

Атлымская свита (Рg3)сложена кварцевыми, разнозернистыми песками континентального происхождения с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты – до 40 м.

Новомихайловская свита (Рg3)представлена серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, часто комковатыми глинами с включением слабоуплотненных алевритов и бурых углей. Возраст свиты – среднеолигоценовый. Толщина свиты – 60-80 м.

Туртасская свита (Рg3)завершает разрез палеогена. Сложена алевритами, песками и глинами. Пески и алевролиты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты – 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения несогласно, в том числе и стратиграфически, перекрывают отложения палеогеновой системы, имеют повсеместное распространение и сложены аллювиальными, озерно-аллювиальными осадками. Литологически осадки представлены: в нижней части – серыми и зеленовато-серыми песками с прослоями глин, а в верхней – песками, глинами, суглинками и торфом. Толщина отложений – 15-30 м.

 

1.4 Структурно-тектонические  особенности

В тектоническом отношении район Приобского месторождения расположено в области распространения структур промежуточного типа внутренней мегасинеклизы Западно-Сибирской плиты.

Под фундаментом Западно-Сибирской плиты понимается структурный комплекс, подстилающий мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, начинающийся среднетриасовыми отложениями в районах с герцинским фундаментом и нижнеюрскими в районах с более древним фундаментом.

В пределах западной и центральной частей Западно-Сибирской плиты рельеф поверхности фундамента и рельеф поверхности консолидированной коры совпадают.

Западно-Сибирская плита отделена от Сибирской платформы структурообразующим разломом в дорифейском фундаменте.

В пределах Западно-Сибирской провинции выделено девять структурно-геоморфологических областей. Территория изысканий относится Средне-Обской области (крупная впадина) развития аккумулятивных и эрозионно-аккумулятивных речных террас.

Средне-Обская область подразделена на семь довольно обширных по площади структурно-геоморфологических районов. Территория изысканий входит в Юганский район (моноклиналь) развития эрозионно-аккумулятивных речных террас.

Средне-Обская область почти полностью совпадает со Средне-Обской крупной впадиной унаследованного развития. Здесь вполне четко отображается связь рельефа не только со структурой рельефообразующих пород, но и с более древним структурным планом.

По высотным отметкам Средне-Обская область ближе всего стоит к Северной области; абсолютные высоты здесь в большинстве случаев не превышают 50—100 м, лишь местами (район Аганских «гор») они достигают 125—150 м. В зонах развития низких террас Оби и Иртыша высоты снижаются до 20—40 м.

Хотя Средне-Обская область и является наиболее пониженной территорией Западно-Сибирской провинции, за исключением Крайнего Севера, она довольно густо расчленена, гидросетью. Отмечается  в пределах положительных структурных элементов развитие регрессивной эрозии и углубление русел рек, врез которых сравнительно небольшой. Местами отмечается осушение болот и спуск озер в реки. В целом эта область отличается высокой заболоченностью и заозеренностью, плоскими, низкими междуречными пространствами, которые представлены высокими террасами Оби и Иртыша.

В геокриологическом отношении исследуемая территория относится к зоне редкоостровного распространения многолетнемерзлых пород (~1%), Обь-Иртышской области.

 

 

1.5 Характеристика  нефтегазоносности месторождения

Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются нижнемеловые отложения валанжинского возраста (сортымская свита) – пласты БС100, БС101, БС113, БС121-3 и юрские отложения: – пласт ЮС1 (васюганская свита) и – пласт ЮС2 (тюменская свита). нефтяное месторождение является многопластовым и сложным по своему геологическому строению.

Согласно балансу запасов РФ ГФ по состоянию на 1.01.2003г на месторождении выделено 7 подсчетных объектов: БС121-3 (основной объект разработки); БС100, БС101, ЮС1, ЮС21, ЮС22, БС113.

Выявленный этаж нефтеносности составляет 726 м: от 2204 м (пласт БС100 нижнемеловые отложения, валанжинский ярус) до 2930 м (пласт ЮС22 среднеюрские отложения, тюменская свита). Залежи продуктивных пластов характеризуются различной степенью изученности.

Пласт БС121-3

В процессе разбуривания месторождения продуктивный пласт БС121-3 вскрыт 1380 скважинами. Пласт БС121-3 вскрыт на глубинах 2416-3037.2 м. Средняя глубина залегания продуктивной части пласта 2480 м. В некоторых скважинах пласт обводнен.

Северная залежь (залежь 1) приурочена к поднятию, залежь 2, состоящая из южной и восточной частей - к Северо-Еловому. Отложения пласта сформировались в шельфовой зоне неокомского морского палеобассейна, береговая линия которого смещалась в северо-западном направлении, в сторону углубления бассейна седиментации. В пределах месторождения отложения пласта БС121-3 представлены песчаными, алевритовыми, карбонатными и глинистыми породами, сформировавшимися в прибрежно-морских и мелководно-морских лито-фациальных условиях. Пласт делится на три пропластка: БС121, БС122, БС123. Пропластки БС122, БС123представлены сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород. Они образовывались при снижении активности гидродинамического режима осадконакопления, местами седиментация проходила в довольно спокойных условиях.

Скопление углеводородов в верхней части продуктивного разреза пласта БС121-3 обусловлено наличием выдержанной глинистой покрышки, толщиной 25-30 м. Средняя общая толщина пласта равна 25.6 м, эффективная 11.1 м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 0.4 до 11.1 м при среднем значении 4.1 м.

Пласт неоднороден по строению и характеризуется литологической изменчивостью: средняя толщина проницаемых прослоев в нефтенасыщенной части пласта 1.6 м, непроницаемых – 1.7 м. Коэффициент песчанистости в нефтенасыщенной части пласта изменяется в широких пределах от 0.041 до 0.851.

Коллекторские свойства пласта по керну: пористость – 0.228, проницаемость – 0.178 мкм2, водоудерживающая способность 37.2% .

Залежь 2приурочена к Северо-Еловому и Еланскому поднятиям. Средняя глубина залегания продуктивной части пласта 2485 м. Залежь пластово-сводовая, литологическиэкранированая, водоплавающая.

Средняя общая толщина пласта равна 28.5 м, эффективная 10.4 м. Пласт неоднороден по строению и характеризуется литологической изменчивостью: средняя толщина проницаемых прослоев в нефтенасыщенной части пласта 1.7 м, непроницаемых – 2.9 м. Коэффициент песчанистости в нефтенасыщенной части пласта изменяется в широких пределах от 0.052 до 0.649.

Горизонт ЮС2

Горизонт ЮС2 в пределах Сургутского свода продуктивен на значительной территории и, по-видимому, является региональной залежью, охватывающей территорию Западно-Сургутского, Сургутского, Восточно-Сургутского, Елового, Федоровского, Савуйского, Русскинского, и ряда других месторождений.

На большинстве месторождений в разрезе горизонта ЮС2 выделено два продуктивных пласта: ЮС21 и ЮС22, граница между которыми является условной. При этом залежь пласта ЮС21 на исследуемой территории прослеживается практически повсеместно, а пласт ЮС22 нефтеносен в пределах локальных участков.

Пласт ЮС22

Проницаемость пласта крайне низкая – 2*10-3 мкм2, пористость, принятая при подсчете запасов составляет 17%, нефтенасыщенность 58%. В целом геологическая изученность пласта ЮС22 на месторождении является крайне низкой. Данный объект является объектом доразведки.

Пласт ЮС21

Пласт ЮС21 на месторождении характеризуется низкой степенью изученности. Абсолютные отметки залегания кровли горизонта изменяются в пределах 2800 - 2915 м. По характеру изменения эффективных толщин залежь пласта ЮС21 отнесена к литологически экранированному типу.

По данным исследования керна горизонт ЮС2 представлен чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин, переслаивающихся в отдельных частях разреза пропластками и прослоями углей и углистых сланцев, толщина которых достигает 1 - 1.5 м.

Пласт ЮС1

Общая толщина пласта варьирует от 8 до 20 м. В отложениях пласта ЮС1 выявлено три залежи нефти.

Залежь 1 приурочена к своду на западном склоне Северо-Елового поднятия и по типу является пластово-сводовой, частично литологически экранированной. ВНК принят условно на отметке -2757.1 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя. Коллектора пласта ЮС1 на залежи 1 имеют невысокие фильтрационно-емкостные свойства и относительно высокую нефтенасыщенную толщину.

Залежь 2 приурочена к одному из локальных структурных осложнений на Северо-Еловом поднятии и по типу является пластово-сводовой. Высота залежи 29 м. Средняя нефтенасыщенность по скважинам залежи составляет 53.3%. В плане участки с повышенной нефтенасыщенностью отмечаются в северной центральной части залежи. Краевые части залежи характеризуются пониженными значениями нефтенасыщенности.

Залежь 3 была первоначально выявлена при бурении скважин на восточном погружении структурного носа, образованного Восточно-Моховым и Северо-Еловым поднятиями. Размеры залежи составляют 1х0.8 км, высота – 9 м. ВНК принят условно при отметке -2782.1 м. Средняя толщина проницаемого прослоя 1.6 м, непроницаемого – 0.8 м. Объект ЮС1 в пределах залежи 3 обладает более низкими фильтрационно-емкостными свойствами, чем по залежи 2.

Пласт БС113

На большей части площади месторождения пласт заглинизирован, в отдельных скважинах представлен водоносными линзами. Залежь нефти обнаружена лишь в юго-западной части лицензионного участка на западном склоне Северо-Елового поднятия. Небольшой участок залежи расположен также на Федоровском лицензионном участке.

ВНК залежи принят на отметке -2378 м. Размеры залежи 7х2.5 км, высота около 13 м. Абсолютная проницаемость пласта по ГИС изменяется от 17*10-3 мкм2 до 5*10-3 мкм2 в скважине №205Р. Пористость коллектора также изменяется от 20.9% до 18.6%. Коэффициент пористости, принятый при подсчете запасов составляет 21%, нефтенасыщенности 55%.

Пласт БС101

На месторождении в пласте БС101 выявлено две залежи, приуроченные к Северо-Еловому поднятию. Пласт имеет сложное геологическое строение и характеризуется значительной литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью по площади и разрезу.

Залежь 1 Тип залежи пластово-сводовый, литологически экранированный. Размеры залежи 6.6х3.5 км, высота около 7 м. Отметка ВНК по залежи колеблется от -2252.7 до -2558.0 м

Залежь 2 расположена к востоку от северной части залежи 1. ВНК принят на отметке -2255 м. Эффективная толщина в среднем составляет 3.6 м, изменяясь от 0.6 м до 6.1 м. Песчанистость разреза в среднем составляет 0.59. Расчлененность разреза в среднем составляет 1.8, изменяясь от 1 до 4. Средняянефтенасыщенность по скважинам составляет 0.564. Пористость в среднем по скважинам составляет 22.6%.