Проведение геофизических исследований в скважинах на Федоровском месторождении

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.

 

1.2 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.

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.

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.

 

1.3 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..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ПЕТРОФИЗИКА И ФЕС ПОРОД РАЗРЕЗА

 

 

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, продуктивные от 6 до 60 Ом.м. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивление характеризуется низкими и сравнительно постоянными значениями 1-10 Ом.м.

Естественная  радиоактивность горных пород обусловлена  присутствием в них радиоактивных  элементов. Максимальной радиоактивностью характеризуются глины 20-25 мкр/час, радиоактивность песчаников и алевролитов возрастает с увеличением глинистости 2-20 мкр/час.

 

Таблица 1. Физические свойства различных пород.