1 2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Физико-географическая характеристика района
1.2. Геолого-геофизическая изученность района работ
1.3. Стратиграфия
1.4. Тектоника
1.5. Нефтегазоносность
1.6. Гидрогеология
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПЛАСТОВ МЕССОЯХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОСОБЕННОСТИ НАСЫЩАЮЩИХ ФЛЮИДОВ
2.1. Литолого-физическая характеристика пород
2.2 Комплекс геофизических исследований скважин пласта
2.3. Гидродинамические параметры пласта
2.4. Состав и свойства нефти и растворенного в ней газа
3. ЗАПАСЫ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список используемой литературы
ВВЕДЕНИЕ
Целью настоящей курсовой работы является изучение геологического строения Мессояхского месторождения в связи с его разедкой.
Для достижения цели в данной курсовой работе проведен анализ ранее проведенных работ с целью определения особенностей пластов с различным углеводородосодержанием Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения.
Первое из группы Мессояхских месторождений — Западно-Мессояхское газонефтяное — было открыто в 1983 году, второе — Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное — в 1990-м. Это самые северные из разрабатываемых нефтяных материковых месторождений России. Сложное геологическое строение и отсутствие транспортной инфраструктуры отложили начало освоения Мессояхи до второго десятилетия XXI века.
Перспективы развития Восточно-Мессояхского месторождения связаны в числе прочего с вовлечением в добычу запасов глубоких (около 3 000 м) запасов ачимовской толщи. В 2019 году предприятие приступило к полномасштабному освоению ачимовских залежей, геологические ресурсы которых оцениваются в 111 млн тонн. Пробуренные на эти пласты глубокие скважины продемонстрировали дебит в 5-8 раз выше среднего показателя по активу.
Разработка Западно-Мессояхского месторождения, извлекаемые запасы которого составляют 129 млн тонн нефти и газового конденсата и 74,2 млрд м³ газа — еще одно направление развития «Мессояхи». Геологические условия двух активов схожи, а значит на Западной Мессояхе могут применяться технологии, уже зарекомендовавшие себя при разработке Восточного участка: горизонтальные скважины и фишбоны.
ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Физико-географическая характеристика района
Западно- и Восточно-Мессояхское месторождения находятся в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского полуострова (рис.1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются п.Антипаюта и п.Тазовский, расположенные в 54 км на северо-запад и в 97 км на юг соответственно от границ Западно-Мессояхского лицензионного участка. Ближайшими нефтегазовыми месторождениями являются Ямбургское, Юрхаровское, Северо-Уренгойское, Тазовское. Месторождения приурочены к Мессояхской низменности, расположенной в пределах арктической тундры.
Морфологически описываемый район представляет собой полого-волнистую и плоскую ступенчатую равнину с большим количеством озёр и рек. Для местности характерно большое количество ледовых холмов. Абсолютные высотные отметки колеблются от 15 до 110 м. Глубина речных врезов составляет 5-10 м.
Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Значительное влияние на формирование климата оказывают: непосредственная близость моря, повышающая температуру зимой и снижающая ее летом; защищенность с запада Уральскими горами, с востока – Восточно-Сибирскими, и при этом — полная открытость территории с севера и юга из-за равнинно-плоского рельефа. Благодаря такому местоположению над территорией осуществляется меридиональная циркуляция, в результате которой периодически происходит смена холодных и теплых воздушных масс, что вызывает резкие переходы от тепла к холоду. Для данной территории ясно выражены муссонные ветры: зимой – с охлажденного материка на океан, летом – с океана на сушу. Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Наблюдаются поздние весенние и осенние ранние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток. Многолетняя средняя температура воздуха: января (самого холодного месяца) (-26,7оС); июля (самого теплого месяца) (+13,4оС); среднегодовая (-9,3оС); абсолютный минимум (-60 оС); абсолютныймаксимум(+32оС).
Рис. 1.1. Обзорная карта района работ.
Количество осадков за год — 350-400 мм. Большая часть осадков выпадает в теплый период и составляет 250-300 мм (с апреля по октябрь). Снежный покров оказывает существенное влияние на формирование климата из-за большой отражательной способности поверхности снега. Небольшое количество тепла, получаемое зимой от солнца, почти полностью отражается.
Территория месторождений расположена в пределах Мессояхской криологической области, характеризующейся сплошным распространением многолетнемерзлых пород по площади и монолитным строением по разрезу. В геокриологическом отношении месторождение изучено очень слабо. Ни в одной из глубоких скважин не изучался мерзлый керн и не использовалась льдистость на всю мощность многолетнемерзлых пород.
Основным препятствием для развития экономики района является полное отсутствие дорог. Летом передвижение возможно вездеходным транспортом и с помощью авиации.
Доставка необходимого оборудования и грузов возможна в навигацию по Тазовской губе судами со средним водоизмещением через речной порт Тазовский. Навигация длится с середины июля до второй декады сентября.
Высокая степень заболоченности, сложная гидрографическая обстановка района, расчлененность рельефа создают трудности для осуществления нормальных грузоперевозок при производстве работ.
Зимой передвижение возможно авиатранспортом, гусеничным транспортом, а также по зимникам автотранспортом
1.2. Геолого-геофизическая изученность района работ
На этапе региональных исследований северных территорий Западно-Сибирской равнины территория участка отчетных работ была покрыта следующими съемками:
— геологической съемкой масштаба 1:1 000 000 (ВСЕГЕИ, 1951-1952гг., НИИГА,1952-1955гг., ЗСГУ, 1954-1955гг);
— аэромагнитной съемкой масштабов 1:1 000 000 (НИИГА, 1953-1954гг.) 1:200 000 (НГТ,1958-1959гг), 1:50 000(ПГО “Севзапгеология”, 1981-1982гг.);
— гравиметрической съемкой масштабов 1:1 000 000 (КГУ, 1957-1958гг), 1:200 000 (ПГО ”Севзапгеология”, Мессояхская 1981-1982гг.);
— электроразведочной площадной МТЗ-съёмкой масштаба 1:1 000 000 (ТКРЭ, ЭП 67/70,1970);
— геолого-геоморфологической съемкой масштаба 1:500 000 (ВНИГРИ, 60-е годы).
Результаты этих исследований легли в основу представлений о тектоническом строении платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. Используя материалы гравиразведки, сотрудники Главтюменьгеологии в 1963 г. наметили крупную положительную структуру — Среднемессояхское куполовидное поднятие.
Работами ЯНГТ, сейсморазведочной партией 66/69 г. методом МОВ подтверждено наличие Среднемессояхского куполовидного поднятия в юрско-меловом разрезе платформенного комплекса и отмечено наличие углового несогласия на границе меловых и юрских отложений.
В результате региональной съемки СЗ МОВ М 1:500 000, выполненной ЯНГТ в 1970-74 гг., были выяснены общие черты геологического строения южного и северного склонов Среднемессояхского поднятия по верхнеюрским и меловым горизонтам. Геологическое строение меловых и частично юрских горизонтов исследовано детально в 1971-72 гг. площадными сейсморазведочными работами МОВ 1:200 000 (с/п 22, ПГО «Ямалгеофизика»). По результатам этих исследований Среднемессояхская нефтегазоперспективная структура (НГПС) была подготовлена к поисково-разведочному бурению на меловые и верхнеюрские горизонты. При этом установлено, что Среднемессояхское куполовидное поднятие представляет собой вал, осложненный в своде двумя локальными поднятиями: Западно- и Восточно-Мессояхским и серией дизъюнктивных нарушений. На рисунке 1.2 дана схема геолого-геофизической изученности района месторождения. Изучение площади глубоким бурением проводилось Тазовской НРЭ ПГО «Заполяр-нефтегазгеология» с 1975 года.
Всего на Среднемессояхском вале согласно «Геологическим проектам» пробурено 25 скважин, из них 13 (1, 2, 10, 11, 12, 14, 18, 33, 35, 36, 38, 41, 47) – на Восточно-Мессояхской площади, девять (4, 5, 6, 20, 21, 24, 25, 26, 31) – на Западно-Мессояхской площади, пять (7, 8, 9, 16, 69) – на Среднемессояхской площади.
Начато в 1970г. поисковое на Маломессояхской площади (скв.51), продолжается бурение на Восточно-Мессояхской площади (скв.49).
Сейсмокаротажем охвачен меловой разрез при бурении скважин 2 и 4.
Непосредственно на площади работ с/п 33/01-02 пробурены скв. № 2 глубиной 3204 м, вскрывшая отложения нижней юры, и скважина № 49 до глубины 2030 м (валанжин), законсервированная во время бурения в связи с отсутствием финансирования.
1.3. Стратиграфия
Осадочные породы мелового возраста повсеместно представлены нижним и верхним отделами. Но в связи с отсутствием достаточно выраженной литологической границы между отделами, описание меловой системы дается по сериям (надгоризонтам), выделенным в объеме крупных седиментационных циклов.
В разрезе нижнемеловых и сеноманских отложений верхнего мела выделяются две крупные серии: зареченская и покурская.
Зареченская серия объединяет преимущественно морские песчано-алеврито-глинистые осадки берриас-раннеаптского возраста, в составе которых вверх по разрезу и с запада на восток заметно возрастает количество песчаного материала, образующего выдержанные по простиранию пласты мощностью до 10-12м.
Будучи расположенным в зоне сочленения Уренгойского, Тазовского, и Малохетского фациальных районов, Средне-Мессояхский вал характеризуется переходным типом разреза нижнемеловых отложений. Однако, по основным литолого-стратиграфическим показателям его следует относить к Тазовскому фациальному району, в пределах которого в составе зареченской серии выделяются: мегионская, заполярная и ереямская (малохетская) свиты.
Мегионская свита. Отложения мегионской свиты представлены аргиллитоподобными глинами, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритистыми с пластами серых и светло-серых песчаников, количество которых увеличивается в восточном направлении.
В своде Среднемессояхского вала отложения мегионской свиты отсутствуют, точнее выклиниваются, вследствие ранненеокомского размыва пластов БУ15-БУ22. Указанная группа пластов в полном объеме развита на склонах вала, где они образуют кольцевые стратиграфически экранированные ловушки, перспективные в нефтегазоносном отношении. Ожидаемая мощность свиты в полных ее разрезах составляет 600-700 м.
Заполярная свита. Отложения заполярной свиты представлены чередованием сероцветных песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глин, включающих обилие обугленного растительного детрита, отпечатки растений и обломки древесины.
В верхней части свиты, примерно в 50-100 м от ее кровли, обособляется пачка «шоколадных» глин, сопоставляемых с их стратиграфическим аналогом в Уренгойском фациальном районе.
Поздневаланжин-готеривский возраст свиты установлен на основании определений спорово-пыльцевых комплексов и по положению в разрезе.
На своде Среднемессояхского вала нижние пласты заполярной свиты (БТ8-БТ5) выклиниваются вследствие интенсивного роста структуры на данном этапе времени.
Полная мощность свиты до 520 м.
Малохетская (ереямская) свита. Малохетская свита залегает на различных пластах заполярной свиты. Представлена в основном песчаниками сероцветными, полимиктовыми, мелкосреднезернистыми с малопротяженными прослоями и пластами алевритов и зеленовато-бурых, реже черных углистых глин. В составе пород встречаются линзы и пропластки бурых углей.
В основании свиты, как правило, залегает пласт конгломератов и гравелитов. Баррем-аптский возраст свиты установлен по отпечаткам листьев растений и спорово-пыльцевым комплексам.
Мощность свиты изменяется от 280 до 380 м.
Покурская серия объединяет мощную толщу сероцветных алеврито-песчаных пород континентального и озерно-аллювиального генезиса. Кровля серии (надгоризонта), разделяющая алеврито-песчаные отложения сеномана и трансгрессивно перекрывающие их глинистые осадки турона, является четким литолого-стратиграфическим репером и надежным сейсмоотражающим горизонтом, обозначенным индексом «Г».
В пределах Мессояхского вала покурская серия выделяется в объеме одноименной свиты.
Покурская свита. Покурская свита сложена серыми и светло-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, полимиктовыми и кварц-полевошпатовыми песками и песчаниками, содержащими прослои и зонально протяженные пласты глин.
Характерной особенностью свиты является обилие обугленного растительного детрита, наличие линз и пропластков бурого угля. Поздне апт-сеноманский возраст свиты установлен по спорово-пыльцевым комплексам и по положению в разрезе.
Мощность свиты 680-760 м.
В прикровельной сеноманской части покурской свиты Средне-Мессояхского участка выявлены крупные по запасам скопления нефти и газа, контролируемые Западно-Мессояхским и Восточно-Мессояхским поднятиями.
Дербышинская серия объединяет верхнемеловые отложения (без сеномана). Формирование пород серии происходило в условиях длительной морской трансгрессии, продолжавшейся на протяжении всего турон-маастрихтского времени.
Серия представлена преимущественно серо-цветными глинами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников.
Мощность серии до 900 м.
В соответствии с региональной стратиграфической схемой 1991 года Средне-Мессояхский участок располагается в пределах Тазовского фациального района, где в составе дербышинской серии (снизу-вверх) выделяются: кузнецовская, часельская и танамская свиты.
Кузнецовская свита. Кузнецовская свита претерпевает существенные изменения в литологии и толщине со стратотипом. В ее составе в данном фациальном районе отчетливо обособляются четыре пачки.
Нижняя (мамийская) пачка представлена темно-серыми и буровато-черными битуминозными глинами. Толщина пачки 6-10 м.
Вторая (лукияхинская) пачка сложена зеленовато-серыми глинами и плотными глинистыми алевритами. Количество алевритового материала увеличивается к кровле пачки, вследствие чего граница последней с вышележащей газсалинской пачкой является «скользящей» и не всегда четкой.
Толщина пачки изменяется от 20 до 50 м.
Третья (газсалинская) пачка представлена переслаиванием зеленовато-серых глинистых алевролитов и песчаников, слабослюдистых с глауконитом.
Толщина пачки изменяется от 40 м на Западно-Мессояхском до 130м на Маломессояхском поднятиях.
В туронских отложениях газсалинской пачки на Заполярном, Южно-Русском и Харампурском месторождениях выявлены крупные промышленные скопления сухого газа. По данным ГИС газсалинская пачка в сводах Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий также продуктивна.
Венчает разрез кузнецовской свиты мереяхинская пачка глинистых пород, содержащая маломощные прослои алевритов. В северо-восточном направлении пачка постепенно выклинивается за счет замещения алеврито-песчаными отложениями газсалинской пачки.
Мощность кузнецовской свиты в пределах Средне-Мессояхского участка изменяется от 100 до 220 м.
Часельская свита. Часельская свита разделяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита представлена темно-серыми слабо-алевритистыми плотными глинами с редкими прослоями опок и глинистых алевритов.
В кровле подсвиты обособляется регионально прослеживающийся пласт темно-серых, плотных кремнистых пород – органогенных силицитов толщиной 25 м.
Этот пласт выделяется в качестве литологического и электрокаротажного репера «А». Одновременно он является надежным сейсмоотражающим горизонтом, обозначенным индексом «С».
Мощность подсвиты от 94 до 204 м.
Верхняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитоподобными глинами и серыми уплотненными глинистыми алевритами. По преобладанию в разрезе глин или алевритов в составе верхней подсвиты обособляется семь пачек толщиной от 40 до 120 м.
По стратиграфическому объему она равнозначна верхнеберезовской подсвите и нижней глинистой части ганькинской свиты смежного Уренгойского фациального района.
Мощность подсвиты 450-550 м.
Танамская свита. Танамская свита является стратиграфическим аналогом верхней части ганькинской свиты, но в отличие от последней, сложенной преимущественно глинами, представлена песчано-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глин.
Маастрихтский возраст отложений установлен по аммонитам и фораминиферам. Мощность свиты до 140 м.
Палеогеновая система
Морские и прибрежно-морские песчано-алеврито-глинистые и глинисто-кремнистые отложения палеоценового и эоценового отделов палеогеновой системы объединяются в называевскую серию, которая подразделяется на две свиты: тибейсалинскую и люлинворскую.
Однако в пределах рассматриваемой территории из-за миоценового и позднеплиоценового субрегиональных размывов сохранилась лишь нижняя часть называевской серии в объеме тибейсалинской и частично люлинворской свит.
Тибейсалинская свита. Тибейсалинская свита в нижней части сложена темно-серыми углистыми глинами с тонкими линзовидными прослоями алевритов, реже песчаников.
Большая верхняя половина свиты представлена алеврито-песчаными породами, светло-серыми, тонко- и мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми, местами каолинизированными.
Мощность свиты 174-270 м.
Люлинворская свита. Отложения люлинворской свиты частично или полностью сохранились от предчетвертичного размыва лишь на южных глубоко погруженных крыльях Среднемессояхского вала.
По литологии, электрокаротажным параметрам и палеонтологическим данным свита четко подразделяется на три подсвиты.
Нижнелюлинворская подсвита сложена опоками и опоковидными глинами, средняя – диатомитами и верхняя – диатомовыми глинами. Эоценовый возраст пород свиты установлен по комплексам фораминифер, радиолярий и по флоре.
Мощность свиты до 160 м.
Неогеновые отложения отсутствуют
Четвертичная система
На различных горизонтах палеогена залегают четвертичные образования, сложенные в нижней части разреза морскими и ледниково-морскими глинистыми песками с гравийными прослоями, с гальками и валунами, а в верхней– аллювиальными и озерно-аллювиальными супесями и песчанистыми глинами с остатками растительного детрита.
Мощность от 35-40 м до 150 м.
1.4. Тектоника
Нижнемессояхского мегавал, осложняет центральную часть Мессояхской гряды. Мессояхская гряда, или порог, представляющая собой систему мегавалов субширотного простирания, разделяет Надым-Тазовскую и Ямало-Гыданскую синеклизы и вместе с ними образует Ямало-Тазовскую мегасинеклизу, являющуюся крупнейшей и наиболее прогнутой частью Западно-Сибирской плиты. Средняя часть порога получила название Среднемессояхского вала, осложнённого, в свою очередь, Западно- и Восточно-Мессояхским поднятиями. Поднятия контролируют соответственно Западно- и Восточно-Мессояхское месторождения.
В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие породы трех структурно-тектонических этажей:
- Складчатый фундамент, представленный кристаллическими породами и метаморфическими сланцами докембрийского возраста.
- Промежуточный структурный этаж (ПСЭ), представленный квазиплатформенными терригенно-карбонатными породами венда- раннего карбона и верхнепалеозойскими терригенно-вулканогенными породами толщиной около 8000 м. Углы наклона пород до 10-200.
- Ортоплатформенный чехол, сложенный терригенным полифациальным комплексом пород триасового, юрского, мелового, палеогенового и четвертичного периодов. Отложения залегают на палеозое с угловым несогласием и имеют толщину до 7 км. Углы наклона пород до 20.
В пределах Среднемессояхского вала и сопредельных площадей бурением изучена только послетриасовая часть разреза платформенного чехла. Поэтому представления о геологическом строении более древних толщ базируются, главным образом, на материалах геофизических исследований
Рассматриваемый участок приурочен к северной части Западно-Сибирского мезо-кайнозойского бассейна, где гетерогенный «фундамент» и промежуточный структурный этаж имеют многоярусное строение. Данные сейсморазведки отображают ступенчатое увеличение стратиграфического этажа в нижней части чехла от триас-юрского над герцинидами, палеозойско-кайнозойского в пределах салаирид, вендско-кайнозойского – в области байкалид и эпибайкальской платформы. При этом палеозойские отложения в составе чехла залегают конформно с триасом и юрой, так как региональное несогласие, их разделяющее, не выражено ярко, а углы наклона палеозойских отложений часто близки к 5-10 градусам.
Достоверные сведения о глубине фундамента в осевой зоне отсутствуют, предположительно она составляет более 20км. На глубинах 10-12км сейсмические разрезы позволяют установить поверхность резкого несогласия, соотносимого с главным структурно-формационным рубежом на границе верхнего и среднего палеозоя.
Под этой поверхностью в осевой зоне прогиба развит мощный грабеновый комплекс. Ядра поднятий формировались в результате процессов сжатия, когда среднепалеозойский комплекс подвергся выдавливанию. Комплекс грабенов формировался до раннего-среднего карбона, после чего установился режим общего устойчивого прогибания, во время которого формировался верхнепалеозойский комплекс. Отложения верхнего карбона-перми не испытывают резких изменений мощности, наблюдается лишь некоторое их утонение, свидетельствующее о восходящих движениях в осевых зонах прогибов в позднем палеозое.
Формирование мезозойско-кайнозойского бассейна началось в триасовом периоде после пенепленизации складчатых областей в области герцинид и размыва пологих синорогенных складок в области салаирид и байкалид.
К началу триасового периода, по мнению специалистов ПГО «Ямалгеофизика», Среднемессояхский вал представлял собой субширотную систему дизъюнктивов, ограничивающих локальные грабенообразные впадины и горсты, седиментационное нивелирование (захоронение) которых произошло на завершающем этапе раннего триаса.
В мезозойский период территория испытывала значительные перестройки структурного плана, особенно на площади Западно-Мессояхского месторождения.
По данным палеотектонического анализа, проведенного сотрудниками ЗАО «Недра-Консалт», в юрское время отмечается существенный подъем Средне- и Восточно-Мессояхских поднятий, на этом фоне становятся ярко выраженными впадины в районе скв. 51 и в районе современного Западно-Мессояхского поднятия. В неокоме доминирующим элементом стал Средне-Мессояхский вал, включающий современные Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское поднятия. По данным Агалкова С.Е. интенсивные восходящие движения в раннем неокоме привели к отсутствию отложений пластов БУ15-22 в сводовой части Средне-Мессояхского вала. Вокруг Средне-Мессояхского вала, преимущественно в южном и юго-восточном направлении, сформировались «кольцевые» или «подковообразные» ловушки.
В аптское и альб-сеноменское время структурный план менялся незначительно, вся территория испытывала медленное погружение в северном – северо-западном направлении.
Современный структурный план территории сформировался, предположительно, в неоген – четвертичный период. Наиболее интенсивный подъем испытывала территория Восточно-Мессояхского и Верхне-Мессояхского поднятий. Очевидно, с этапом неотектонической активизации связано и формирование или обновление большинства дизъюнктивных дислокаций, выделяемых на площади работ.
1.5. Нефтегазоносность
Исходя из схемы районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Западно-Мессояхское нефтегазовое и Восточно-Мессояхское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположены в пределах Мессовского района Гыданской нефтегазоносной области. Изученность этого района пока остается низкой и очень неравномерной.
В разрезе осадочного чехла севера Западной Сибири выделяется целый ряд нефтегазоносных комплексов (НГК), характеризующихся единством условий формирования залежей, близостью величин основных подсчетных параметров и общими закономерностями их изменения на значительных по площади территориях. Каждый комплекс может рассматриваться в качестве единого объекта разведки и комплекса объектов с сопоставимыми параметрами для подсчета запасов.
В пределах Мессовского района наиболее изученными, с точки зрения нефтегазоносности, являются собственно Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения.
В связи с этим, для сопоставления нефтегазоносных комплексов привлекались данные по соседним Уренгойскому, Тазовскому, Сидоровскому и Норильскому нефтегазоносным районам. Здесь встречаются самые разнообразные, по фазовому состоянию, типы залежей: газовые, нефтегазовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газонефтяные и нефтяные. Диапазон распределения залежей по разрезу охватывает интервалы глубин от 800 м до 3200 м, причем основное количество открытых залежей приходится на глубины 1700-3200 м.
Различие в тектоническом развитии Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий Средне-Мессояхского вала существенным образом повлияло на характер распределения залежей углеводородов. С этим обстоятельством связаны отличия в характере нефтегазоносности разреза на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском поднятиях, а также разный по величине этаж нефтегазоносности по разрезу. Кроме того, нарушения первичного залегания пород, вызванные смещениями осадочных толщ по линиям дизъюнктивных дислокаций, очевидно, приводят к разделению структурной ловушки на целый ряд ловушек, состоящих из отдельных тектонических блоков.
Промышленные скопления УВ связаны с толщиной, распространенностью и качеством глинистых покрышек.
Большую роль также играют разрывные нарушения, которые вызывают активную межрезервуарную миграцию УВ.
Во вскрытом разрезе терригенно-осадочного чехла в пределах Западно- и Восточно-Мессояхского, а также ближайших к ним, наиболее изученных, месторождений выделяется семь НГК:
- турон-коньякский;
- альб-сеноманский;
- аптский;
- верхненеокомский;
- нижненеокомский;
- верхнеюрский;
- нижнесреднеюрский
Ниже приводится краткая характеристика залежей Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений снизу-вверх по разрезу.
Пласт ПК 1-3
Признаки нефтегазоносности определены в скважинах 10, 33, 35, 36, 41 и 49, остальные скважины водоносны.
В пределах пласта выделено шесть залежей: одна газовая, одна газонефтяная и четыре нефтегазовых. В целом, месторождение характеризуется сложным тектоническим строением, все залежи ограничены тектоническими экранами и имеют самостоятельные уровни ГНК, ВНК и ГВК.
Залежь в районе скважины 49 выявлена в тектоническом блоке, вскрытом этой скважиной на а.о.–743,1 м. При интерпретации данных ГИС в пласте ПК1-3 выделено 41,6 м эффективных газонасыщенных толщин. Интервал пласта в скважине 49 испытанием не охарактеризован. По данным ГИС подошва нижнего газонасыщенного коллектора находится на а.о. –814,9 м, а кровля следующего водонасыщенного на а.о. –815,3 м, ГВК устанавливается на а.о. –815 м.
Залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 18 км х 10 км, высота газовой залежи – 95 м.
Залежь в районе скважины 36 установлена по данным интерпретации ГИС в скважине 36, где выделяются 50,5 м эффективных газонасыщенных толщин и 15,5 м эффективных нефтенасыщенных толщин. Положение ГНК и ВНК по данным ГИС устанавливается довольно однозначно и принято на а.о. –783 м (по подошве газонасыщенного коллектора) и а.о. –810 м соответственно.
Залежь ограничена тектоническими экранами, причем особо следует отметить, что скважина 36 в плане находится в непосредственной близости от дизъюнктивного нарушения, а на временных разрезах хорошо видно, что скважина пересекает наклонную плоскость разлома.
При этом уровень ГНК и ВНК в скважине 36, отличный от контактов в прилегающих тектонических блоках, свидетельствует о гидродинамической разобщенности отдельно взятых залежей.
Размеры залежи в районе скважины 36 составили 13 км х 1,5 км, высота газовой шапки – 85 м, нефтяной оторочки – 27 м.
Залежь в районе скважины 41 вскрыта бурением этой скважины на а.о. –807,5 м. В структурном плане скважина расположена на наиболее погруженном участке тектонического блока. Испытанием скважины 41 охарактеризованы и нефте-, и газонасыщенные интервалы плата. Так, из интервала а.о. –807,5–812,5 м был получен смешанный приток нефти и газа. При этом дебит нефти составил 5,12 м3/сут., а газа – 66,83 тыс.м3/сут. на 16 мм штуцере. По данным ГИС в скважине 41 выделены 1 м эффективных газонасыщенных и 4,1 м эффективных нефтенасыщенных толщин.
ГНК принят на а.о. –809 м по подошве газонасыщенного коллектора. ВНК принят на а.о. –818 м, отвечающей подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя.
Согласно выполненной тектоническо-блоковой модели месторождения, залежь экранирована тектоническими нарушениями по всему своему периметру.
Залежь в районе скважины 41 по типу – нефтегазовая.
Ее размеры составили 8,5 км х 1 км, высота 98 м.
Залежь в районе скважины 33 выявлена при испытании скважины в интервале а.о. –836,9–840,9 м, где был получен приток нефти дебитом 6,98 м3/сут. на Нсду=302 м. По данным ГИС в пласте выделяется 6,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 12,3 м – нефтенасыщенных. Испытанием охарактеризован только нефтенасыщенный интервал разреза.
ГНК установлен по данным ГИС достаточно однозначно на а.о. –804 м. В пределах тектонического блока пробурены 2 скважины (33 и 38). Скважина 33 вскрыла пласт ПК1-3 на а.о. –793,5 м, а в скважине 38 – на а.о. –853,9 м, причем интервал пласта в скважине 38 полностью водонасыщен.
ВНК в скважине 33 принят по данным ГИС внутри однородного проницаемого прослоя на а.о. –842 м.
Залежь в районе скважины 33 по типу газонефтяная.
Ее размеры в границах тектонических экранов составляют 19 км х 4 км. Высота газовой шапки 44 м, а нефтяной оторочки 38 м.
Залежь в районе скважины 10 вскрыта бурением скважины 10 на а.о. –820,4 м. Согласно представленной тектонической модели залежь характеризуется сложной конфигурацией тектонических нарушений, при том, что вскрыта только одной скважиной. Залежь испытанием не изучена. По данным ГИС в пласте выделяются 4,8 м эффективных нефтенасыщенных толщин и ВНК довольно уверенно устанавливается внутри проницаемого пропластка на а.о. –828 м. Согласно структурным построениям, наиболее приподнятая часть тектонического блока бурением не вскрыта. Здесь прогнозируется газовая шапка.
Положение ГНК на а.о. –809 м принято по аналогии с соседним тектоническим блоком скважины 41.
Тип залежи – нефтегазовая, тектонически экранированная.
Ее максимальные размеры, принимая во внимание неправильную форму, составляет 12 ,5км х 1,5 км. Высота 68 м.
Залежь в районе скважины 35 вскрыта бурением скважин 35 и 18 на а.о. –767,1 м и –829,4 м. Нефтегазоносность залежи установлена при испытании скважины 35, где из интервала а.о. –795,7–798,7 м приток газа составил 142,65 тыс.м3/сут. (∆Р=1,067 МПа), а из интервала а.о.–798,7–802,7 м получен приток нефти дебитом 25,5 м3/сут. (∆Р=2,372 МПа). По ГИС в пласте выделяется 25,4 м эффективных газонасыщенных толщин и 10,6 м эффективных нефтенасыщенных толщин.
Комплексный анализ данных испытания и ГИС позволил принять ГНК на а.о. –796 м, а ВНК на а.о. –808 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора).
Нефтегазовая залежь ограничена тектоническими экранами и имеет размеры 16 км х 4 км, высоту газовой шапки – 66 м, а нефтяной оторочки – 12 м.
1.6. Гидрогеология
Территория Мессояхского лицензионного участка приурочена к северо-восточной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, в разрезе которого выделено два гидрогеологических этажа, разделенных мощной толщей регионально-выдержанных глинистых водоупорных отложений туронского возраста.
Нижний гидрогеологический этаж охватывает разрез от коры выветривания палеозойского возраста до отложений туронского возраста и находится в зоне преимущественно затрудненного, местами застойного водообмена. В пределах этого этажа на территории Западной Сибири обнаружены основные запасы углеводородов. Нижний гидрогеологический этаж характеризуется большой глубиной залегания и изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. Для этого этажа характерны высокие пластовые давления и температуры.
Верхний гидрогеологический этаж, объединяющий осадки турон-четвертичного возраста, находится в зоне преимущественно свободного водообмена и представляет интерес для обеспечения хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения.
На формирование вод основное влияние оказывали гидродинамические условия, литологический состав пород и тектонический фактор.
Влияние ярко выраженной дизъюнктивной тектоники Западно- и Восточно-Мессояхских поднятий могло повлиять на разобщенность или сообщаемость различных гидрогеологических комплексов или отдельно взятых пластов.
В составе нижнего гидрогеологического этажа, где сконцентрированы основные запасы углеводородов района, выделяются три гидрогеологических комплекса: юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский, каждый из которых отличается водопроницаемостью, составом вод, величиной минерализации, условиями питания и циркуляции.
Юрский гидрогеологический комплекс охватывает песчано-алевролитовые разности пород нижне- и среднеюрского возраста, представленные осадками тюменской свиты или ее аналогом – малышевской свиты. Покрышкой для этого комплекса служит глинистая толща верхней юры (точинская свита). В разрезе юрского гидрогеологического комплекса фиксируются хорошо коррелируемые глинистые пачки, которые разделяют свиты на ряд локальных проницаемых толщ. Однако, в целом юрский комплекс представляет собой единый, сложнопостроенный региональный природный резервуар, сравнительно низкопроницаемый как в вертикальном, так и в латеральном направлении.
Воды комплекса тесно связаны с водами трещиновато-пористых коллектоpов доюрских пород.
В пределах Мессояхского лицензионного участка юрский гидрогеологический комплекс вскрыт четырьмя скважинами (№ 2, 4, 36, 41) на глубину до 3204 м. Вскрытая мощность пород составляет 792 м.
Неокомский гидрогеологический комплекс является самым крупным по мощности в разрезе (около 2000 м) и представлен песчано-алеврито-глинистыми породами валанжин — барремского возраста.
Учитывая тот факт, что неокомский гидрогеологический комплекс имеет мощные глинистые разделы, а также различную природу накопления нижней и верхней частей разреза, их характеристика приведена раздельно.
Внутри нижней части комплекса, относящегося к заполярной свите, предполагается существование водоупоров локального развития, о чем свидетельствует наличие газоконденсатных залежей в пластах валанжин-готеривского возраста (пласты группы БУ) в пределах района работ. Общая мощность осадков в пределах лицензионного участка изменяется от 415 до 521 м.
Песчаные разности пластов заполярной свиты обладают лучшими коллекторскими свойствами в сравнении с отложениями юрского возраста. Отложения заполярной свиты испытаны в достаточно большом количестве скважин Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, в пределах которых получены притоки вод от 4,7 м3/сут до 27,0 м3/сут при различных динамических уровнях. Среди опробованных объектов встречаются и слабопроницаемые пласты, характеризующиеся незначительными дебитами.
С подошвой комплекса связаны песчано-алевритовые породы заполярной свиты, к которой приурочены пласты группы БУ, имеющие ограниченное распространение и характеризующиеся линзовидным строением с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (Кп = 0,16–0,20, Кпр = 30-90 х10-15м2).
Верхняя часть неокомского гидрогеологического комплекса представлена чередованием алевролитов, глин и песчаников, к которым приурочены продуктивные пласты группы МХ ереямской свиты. Общая мощность этой свиты в пределах лицензионного участка изменяется от 277 до 384 м.
Проницаемые пласты комплекса характеризуются более высокими коллекторскими свойствами, чем пласты нижележащих отложений: пористость 16-20%, проницаемость 90-150*10-15м2.
Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс. Завершает разрез первого гидрогеологического этажа комплекс, связанный с апт-альб-сеноманскими отложениями, объединенными в покурскую свиту (пласты группы ПК). Для всей толщи характерно отсутствие регионально выдержанных мощных глинистых пластов, вследствие чего отложения свиты представляют собой единую геогидродинамическую систему.
Однако, факт обнаружения на отдельных площадях залежей нефти и газа в пластах свиты, свидетельствует о наличии покрышек в залежах, являющихся надежным водоупором, препятствующим перетоку углеводородов в вышележащие пласты. Толщина водовмещающих пород комплекса в пределах лицензионного участка изменяется от 679 до 763м.
Вышележащие осадки туронского возраста толщиной 90-110 м представлены глинами и опоками, надежно изолирующими апт-альб-сеноманский комплекс от зоны свободного водообмена.
Верхний гидрогеологический этаж турон-четвертичного возраста, представлен преимущественно переслаиванием мелко- и разнозернистых песков, глин, алевролитов, супесей и суглинков, причем пески в разрезе преобладают.
Отложения палеогеновой и четвертичной систем характеризуются преимущественно свободным водообменом, низкой минерализацией и, в основном, локальным распространением водоносных горизонтов. Важным фактором, влияющим на гидрогеологические условия, также является зона многолетнемерзлых пород.
Толщина этажа по рассматриваемой территории изменяется в пределах 650-840 м.
В пределах лицензионного участка воды верхнего гидрогеологического этажа не изучены. По данным соседних площадей (Тазовская площадь и др.), минерализация вод достигает 0,15-1,0 г/л, воды по типу относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, являются опресненными и используются как для технических, так и для хозяйственных целей. Пресные воды олигоценовых отложений применяются для водоснабжения населенных пунктов.
Таким образом, на основе данных о физико-химической характеристике пластовых вод и результатов испытания скважин, расположенных на Мессояхском лицензионном участке, с учетом материалов соседних месторождений и площадей для величины минерализации по разрезу рекомендуется принять следующие значения:
-покурская свита (сеноман) — 16,0 г/л;
-покурская свита (апт-альб) — 12,0 г/л;
-ереямская свита (готерив-баррем) пласты группы МХ — 8,0 г/л;
-заполярная свита (валанжин) пласты группы БУ — 7,0 г/л;
-тюменская свита — 7,4 г/л.
1 2