Западно-Тугровское месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 60 км к юго-западу от г. Нягань и 245 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска [1].
Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой [2]. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Красноленинское, Ловинское и Сыморьяхское (рисунок 1).
Рисунок 1 – Обзорная схема района месторождения
В тектоническом отношении месторождение приурочено к ряду локальных поднятий Тугровского малого вала – структуры II порядка в пределах Шеркалинского мегапрогиба – структуры I порядка [3].
В пределах Тугровского вала по данным бурения и сейсморазведочных материалов МОГТ выделяется большое количество тектонических разрывных нарушений, которые захватывают доюрские образования и юрские отложения [4, 5].
Промышленная нефтеносность месторождения связана с континентальными отложениями тюменской и шеркалинской свит: пласты Ю2-3, Ю4, Ю5, Ю6, Ю101 и Ю102, рисунок 2.
Рисунок 2 – Геологический профиль
J2b-bt пласт Ю2-3
В отложениях пласта выявлено четыре блока:
Залежь блока 1 – пластовая сводовая, литологически- тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 16,0×5,2 км, высотой 70 м.
Залежь блока 2 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 2,7×2,0 км, высотой 60 м.
Залежь блока 3 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 2,5×1,6 км, высотой 58 м.
Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,6×05 км, высотой 34 м.
По керну пористость определялась на 439 образцах из 20 скважин, проницаемость – на 414 образцах из 20 скважин, водоудерживающая способность – на 394 образцах из 20 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 33 образцах керна из 6 скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 22 образцах керна пластов из 4 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов получены по результатам исследований 12 образцов керна пластов из одной скважины.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю2-3, Ю4, Ю5. Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в 101 скважине. Совместно с пластами Ю101, Ю102 проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти изучены по 4 глубинным пробам из 2 скважин и 10 поверхностным пробам из 9 скважин. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
J2b-bt пласт Ю4
В отложениях пласта выявлено четыре блока:
Залежь блока 1 – пластовая сводовая, литологически- тектонически экранированная нефтяная, размером 14,0×4,5 км, высотой 45 м.
Залежь блока 2 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 2,7×2,0 км, высотой 40 м.
Залежь блока 3 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 1,5×1,0 км, высотой 7 м.
Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,7×05 км, высотой 18 м.
По керну пористость определялась на 210 образцах из 14 скважин, проницаемость – на 202 образцах из 13 скважин, водоудерживающая способность – на 190 образцах из 13 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 33 образцах керна из 3 скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 20 образцах керна пластов из 4 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов не изучены и приняты по аналогии с пластом Ю2-3.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю2-3, Ю4, Ю5. Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в 101 скважине. Совместно с пластами Ю101, Ю102 проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти изучены по 2 глубинным пробам из 1 скважин и 6 поверхностным пробам из 5 скважин. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
J2b-bt пласт Ю5
В отложениях пласта выявлено четыре блока:
Блок 1 – три залежи:
- Северная залежь – пластовая сводовая, литологически-, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 7,0×3,6 км, высотой 22 м;
- Южная залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная нефтяная залежь, размером 4,2×3,0 км, высотой 26 м;
- Восточная залежь – пластовая сводовая, литологически-, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 1,5×0,5 км, высотой 12 м.
Залежь блока 2 – пластовая сводовая, литологически-тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 2,6×2,0 км, высотой 27 м.
Залежь блока 3 – пластовая сводовая литологически-тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 1,0×1,0 км, высотой 15 м.
Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,8×05 км, высотой 14 м.
По керну пористость определялась на 187 образцах из 12 скважин, проницаемость – на 183 образцах из 12 скважин, водоудерживающая способность – на 176 образцах из 12 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности не определён по пласту. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 3 образцах керна пласта из одной скважины. Капиллярные характеристики коллекторов получены по результатам исследований 6 образцов керна пласта из одной скважины.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю2-3, Ю4, Ю5. Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в 101 скважине. Совместно с пластами Ю101, Ю102 проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти изучены по 2 глубинным пробам из 1 скважин и 2 поверхностным пробам из 2 скважин. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
J2b-bt пласт Ю6
В отложениях пласта выявлено два блока:
Залежь блока 1 – пластовая, литологически-, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,0×3,5 км, высотой 30 м;
Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,6×0,5 км, высотой 18 м.
По керну пористость определялась на 60 образцах из 8 скважин, проницаемость – на 55 образцах из 8 скважин, водоудерживающая способность – на 55 образцах из 8 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, обоснование фазовых проницаемостей, капиллярные характеристики коллекторов не определены по пласту. Данные характеристики взяты по аналогии пласта Ю5.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились по пласту Ю6 в период испытания. Всего проведено 9 гидродинамических исследований в 6 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти не изучены и приняты по аналогии пласта Ю5. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
J1t-a пласт Ю101
В отложениях пласта выявлено четыре блока.
Залежь блока 1 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная, размером 11,5×5,2 км, высотой 35 м.
Залежь блока 2 – пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная нефтяная залежь, размером 1,0×0,25 км, высотой 8 м.
Залежь блока 3 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 2,0×1,0 км, высотой 11 м.
Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером 5,7×05 км, высотой 25 м.
По керну пористость определялась на 184 образцах из 12 скважин, проницаемость – на 103 образцах из 10 скважин, водоудерживающая способность – на 92 образцах из 9 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 14 образцах керна из 4 скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 14 образцах керна пластов из 3 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов пласта не изучались.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю101, Ю102. Всего проведено 93 гидродинамических исследований в 47 скважинах. Совместно в пластами Ю2-3, Ю4, Ю5 проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти в целом по пластам Ю101, Ю102 изучены по 5 глубинным пробам из 2 скважин и 13 поверхностным пробам из 6 скважин. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
J1t-a пласт Ю102
В отложениях пласта выявлено два блока.
Залежь блока 1 – пластовая сводовая, тектонически-, литологически экранированная нефтяная залежь, размером 10,9×5,2 км, высотой 35 м.
Залежь блока 3 – пластовая сводовая, тектонически-, литологически экранированная нефтяная залежь, размером 2,5×1,4 км, высотой 23 м.
По керну пористость определялась на 406 образцах из 16 скважин, проницаемость – на 295 образцах из 14 скважин, водоудерживающая способность – на 273 образцах из 13 скважин.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 18 образцах керна из 5 скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 13 образцах керна пластов из 3 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов пласта не изучались.
По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.
Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю101, Ю102. Всего проведено 93 гидродинамических исследования в 47 скважинах. Совместно в пластами Ю2-3, Ю4, Ю5 проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.
При проектировании параметры пористости, нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным ГИС.
Свойства нефти в целом по пластам Ю101, Ю102 изучены по 5 глубинным пробам из 2 скважин и 13 поверхностным пробам из 6 скважин. Дегазированная нефть лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика
|
Параметры |
Размерность |
Продуктивные пласты |
|||||
|
Ю2-3 |
Ю4 |
Ю5 |
Ю6 |
Ю101 |
Ю102 |
||
|
Средняя глубина залегания кровли |
м |
2359,0 |
2413,0 |
2438,7 |
2456,5 |
2525,5 |
2524,4 |
|
Площадь нефте/газоносности |
тыс.м2 |
68875 |
39673 |
26394 |
12569 |
31860 |
26090 |
|
Средняя общая толщина |
м |
33,8 |
26,8 |
22,5 |
23,4 |
11,4 |
29,3 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
м |
7,3 |
4,2 |
2,7 |
2,2 |
4,1 |
6,4 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина |
м |
2,2 |
2,4 |
2,1 |
1,4 |
3,2 |
6,0 |
|
Коэффициент пористости |
доли ед. |
0,15 |
0,17 |
0,16 |
0,16 |
0,17 |
0,16 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ |
доли ед. |
0,514 |
0,566 |
0,507 |
0,54 |
0,551 |
0,48 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ |
доли ед. |
0,494 |
0,492 |
0,489 |
0,54 |
0,496 |
0,48 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта |
доли ед. |
0,51 |
0,55 |
0,49 |
0,54 |
0,54 |
0,48 |
|
Проницаемость |
мкм2 |
3,9 |
21,7 |
9,6 |
7,9 |
76,3 |
45,4 |
|
Коэффициент песчанистости |
доли ед. |
0,26 |
0,20 |
0,17 |
0,14 |
0,44 |
0,41 |
|
Расчлененность |
ед. |
7,4 |
4,6 |
3,1 |
2,9 |
1,9 |
5,2 |
|
Начальная пластовая температура |
оС |
78 |
78 |
78 |
78 |
83 |
83 |
|
Начальное пластовое давление |
МПа |
20,4 |
20,4 |
20,4 |
20,4 |
21,4 |
21,4 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях |
мПа*с |
1,18 |
- |
0,91 |
0,91 |
1,09 |
1,09 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях |
г/см3 |
0,755 |
0,750 |
0,768 |
0,768 |
0,754 |
0,754 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях |
г/см3 |
0,827 |
0,824 |
0,827 |
0,827 |
0,828 |
0,828 |
|
Объемный коэффициент нефти |
доли ед. |
1,147 |
1,151 |
1,129 |
1,129 |
1,153 |
1,153 |
|
Содержание серы в нефти |
% |
0,35 |
0,29 |
- |
- |
0,34 |
0,34 |
|
Содержание парафина в нефти |
% |
3,23 |
2,86 |
3,76 |
3,76 |
3,33 |
3,33 |
|
Давление насыщения нефти газом |
МПа |
10,98 |
10,60 |
10,51 |
10,51 |
13,7 |
13,7 |
|
Газосодержание |
м3/т |
61,6 |
64,4 |
56,5 |
56,5 |
84,7 |
84,7 |
|
Коэффициент вытеснения (водой) |
доли ед. |
0,419 |
0,453 |
0,400 |
0,447 |
0,447 |
0,392 |
|
Коэффициент продуктивности |
м3/сут * МПа |
6 |
6 |
6 |
6 |
7,2 |
7,2 |
Библиографическая ссылка
Гасанов Р.А. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАДНО-ТУГРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // European Student Scientific Journal. – 2019. – № 3. ;URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=467 (дата обращения: 25.11.2024).