Дипломная работа: Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторо

Подавляющее большинство выделенных залежей нефти и газа отнесено к пластовому сводовому типу. Термин "массивная" применен к залежам с подошвенной водой, или вскрытым одной-двумя скважинами, в которых условный ВНК принимался по подошве "самого низкого" нефтенасыщенного интервала. В случаях значительного по площади экранирования залежей зонами отсутствия пород-коллекторов они относились к структурно-литологическому типу.

Особо следует остановиться на трудностях, встреченных при обосновании первоначального положения ВНК многих залежей, которые в основном связаны с повышенным залеганием водонасыщенных прослоев. Главными природными факторами этого явления, с учетом накопившегося опыта подсчета запасов нефти многопластовых месторождений, являются: линзовидное залегание таких прослоев, тонкослоистый характер строения подсчетных объектов в конкретных скважинах и повышенная глинизация разреза пластов, обусловившая получение притоков воды при положительной характеристике их по данным ГИС. Нередко, особенно в слабо разбуренных залежах, ВНК в общепринятом понимании установить не удавалось, поэтому он принимался по усредненным абсолютным отметкам подошвы нефтенасыщенных интервалов. Для таких залежей использовался термин "условный раздел нефть-вода".

При сравнении параметров залежей одних и тех же по номенклатуре пластов как группы АВ, так и БВ, с данными по подсчету запасов 1987 года, следует иметь в виду, что при выполнении настоящей работы изменились стратиграфические разбивки между пластами и горизонтами. Таким образом, сравнение площадей и средних параметров отдельно по пластам носят отчасти условный характер.

При геометризации залежей в настоящем отчете использовались практически все разведочные и эксплуатационные скважины, поэтому линии контуров, ограничивающих газовые и нефтяные залежи, значительно более дифференцированы, чем ранее выполненных работах по подсчету запасов.

Залежь газа пласта ПК₁

Залежь приурочена к кровле покурской свиты сеноманского яруса и занимает сводовую часть Самотлорского месторождения. Залежь вскрыта значительным числом скважин. Газонасыщенность уверенно определяется по временным замерам РК. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -845 м. по данным ГИС и результатам опробования пласта в единственной скв.1г, в которой из интервала а.о. -839,3- - 841,1 м был получен свободный приток газа 518,7 тыс.т.

Залежь массивного типа, её размеры: 6,0х4,0 км, высота - 24м.

В связи с отсутствием новых данных запасы по залежи не пересматривались.

Залежи горизонтов группы АВ

Эта группа включает ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении горизонтов и пластов: АВ₁ , АВ_2-3 , АВ_4-5 , АВ₆ , АВ₇ и АВ₈ . Наиболее значимыми среди них являются первые три, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой. Три последующих пласта имеют второстепенное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших толщин.

Особенности геологического строения определили характер распределения коллекторов и положения ВНК залежей. В целом, отложения пластов АВ_2-8 формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Наиболее резкая латеральная изменчивость разреза характерна для отложений пластов АВ_6-8 , что привело к формированию относительно изолированных шнурковых песчаных тел, нефтяные и газовые залежи в которых сформировались в результате последующих тектонических процессов. Следовательно, залежи этих пластов относятся к структурно-литологическим. Резкое латеральное замещение песчаных тел явилось причиной формирования изолированных залежей, связанных с постседиментационными локальными структурными поднятиями. Отдельные нефтенасыщенные песчаные линзы в силу описанных выше особенностей геологического строения могут встречаться на разных абсолютных отметках. Следовательно, ВНК залежей будут «неустойчивыми» (свойственно индивидуальным залежам). Покрышкой являются весьма тонкослоистые пачки, глинистый материал которых образует покровные отложения.

Существенные изменения связаны со временем формирования отложений пласта АВ_4-5 . В это геологическое время происходило интенсивное поступление обломочного материала с большой долей песчаной фракции. Процесс седиментации сопровождался активизацией тектонических процессов, на фоне которых отложения авандельты и дельты проградировали с юго-востока на северо-запад. Песчаные тела представлены фациями авандельты (массивные песчаники), дельтовых каналов и устьевых баров. Поскольку поступление песчаного материала было обильным, то повсеместно имеется гидродинамическая связь в латеральном направлении. По вертикали гидродинамическая связь менее совершенна из-за наличия локально развитых глинистых прослоев. Активность процессов седиментации существенно снизилась в конце времени формирования пласта АВ_4-5 , в которое на территории месторождения была развита обширная дельтовая равнина, пересекаемая отдельными, но достаточно мощными, вероятнее всего субаэральными, дельтовыми каналами.

Отложения пласта АВ_2-3 связаны с активным осадконакоплением в условиях дельтовой равнины, где отложения представлены фациями шнурковых песчаных дельтовых каналов, баров и фациями тонкослоистого разреза, залегающими между шнурковыми телами. Песчанистость разреза относительно высокая, следствием которой является наличие вертикальной и горизонтальной связности разной степени совершенства.

Отложения пласта АВ₁ ³ представлены переходными фациями, формировавшимися при углублении морского бассейна, уменьшении доли песчаных фракций в поступающем обломочном материале, активизации сдвиговой тектоники, формировавшей складки волочения северо-западного простирания.

Процессы углубления моря и сдвиговой тектоники наибольшее влияние оказали на формирование отложений пласта АВ₁ ^1-2 . Глинистые песчаники здесь представлены фациями покровных отложений. Мощные песчаные тела на востоке месторождения образовались на завершающей стадии формирования пласта АВ₁ ^1-2 в результате лавинной седиментации.

В результате описанных тектоно-седиментационных процессов сформировалась единая гидродинамическая система для пластов АВ_1-5 , имеющая один ВНК и ГНК.

Залежи пластов БВ₀ - БВ₇

В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ₀ ¹ , БВ₀ ² , БВ₁ , БВ₂ , БВ₇ ¹ и БВ₇ ² .

Пласты БВ₀ -БВ₇ формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ₇ ) и шельфовой равнины. Отложения пласта БВ₇ ² откладывались при кратковременной трансгрессии, сместившей область наиболее активной седиментации на восток. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений. В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. Дистальная часть области активной седиментации в виде отдельных песчаных тел встречена практически на всей восточной границе месторождения. В описанных условиях продуктивными являются отдельные песчаные линзы, имеющие разные положения ВНК.

Последовавшая регрессия моря привела к проградации области активной седиментации на территорию месторождения. Для отложений пласта характерен четко выдержанный регрессивный характер разреза. Разрез наиболее опесчанен в кровле пласта, эффективные толщины возрастают с юго-востока на северо-запад. В настоящее время в пласте открыта одна залежь. Тем не менее, геологическое строение пласта свидетельствует об имеющихся перспективах новых открытий.

Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ₆ -АВ₈ . Характерным является наличие в разрезе шнурковых песчаных тел во вмещающем (по латерали и по вертикали) тонкослоистом разрезе, отложения которого с одной стороны вмещают локальные песчаные линзы, с другой стороны имеют невысокую проницаемость вплоть до ее отсутствия. Ширина шнурковых тел уменьшается вверх по разрезу. Следствием такого строения разреза, как и в описанных выше отложениях пластов АВ_6-8 , является наличие большого количества залежей с разными положениями ВНК.

Залежи пласта БВ₈

В стратиграфическом отношении пласт залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ₈ ⁰ , БВ₈ ¹ , БВ₈ ² и БВ₈ ³ . Корреляция трёх последних пластов оказалась затруднительной в силу их высокой прерывистости, что и определило их объединение в единый объект подсчета запасов.

Отложения пласта формировались в условиях шельфа после перерыва, связанного с отложением глин в кровле пласта БВ₁₀ . Отложения пластов

БВ₈ ^1-3 представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций (простирание с юго-востока на северо-запад) и баровых тел. Особенность формирования разреза обусловлена постепенным перемещением области наиболее активной седиментации песчаных тел с юго-восточной половины месторождения в северо-западную, что, по-видимому, связано с тектоническим режимом. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК – положением залежей на структуре второго порядка. Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях.

Формирование пласта Б₈ ⁰ определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока. Область наибольшей песчанистости отложений пласта расположена за восточной границей лицензионного участка. В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной.

Залежи пласта БВ₁₀

Связанная с этим пластом залежь нефти разбурена по проектной эксплуатационной сетке, что позволило, с одной стороны, детализировать её геологическое строение, с другой, - в целом подтвердить принятые ранее её тип и положение ВНК.

Залежь на большей части площади пластово-сводового типа. В западной части залежь экранируется обширной зоной замещения коллекторов. В северной половине месторождения отмечается преимущественное опесчанивание верхней части горизонта, в южной половине - нижней. По этой причине залежь пласта БВ₁₀ разделена на два подсчетных объекта: БВ₁₀ ⁰ и БВ₁₀ ^1-2 . Высокие вертикальная и латеральная неоднородности разреза, характерные для клиноформенного этапа формирования разреза, явились причиной частых изменений уровня ВНК в пределах от –2160 м на востоке до -2190 - -2000 м на остальной части месторождения.В южной части месторождения положение внешнего контура нефтеносности остается весьма условным.