Геологическое строение Самотлорского месторождения

Основные запасы нефти  сосредоточены в продуктивных пластах  АВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10.

 Основные характеристики  и параметры залежей приведены  в талице 2.3.1.

 В разрезе горизонта ЮВ1 выделяются  три пласта: ЮВ11, ЮВ12 и ЮВ13. Коллекторы  пласта ЮВ13 повсеместно водоносны.  Нефтеносными являются пласты  ЮВ11 и частично ЮВ12, характеризующееся  сложным строением.

 Наиболее крупные промышленные  залежи нефти установлены на Самотлорской, Новогодней, Мартовской, Северо-Белозерной и Западно-Черногорской площадях. В целом мелких залежей на Самотлорском месторождении насчитывается более 20.

 Продуктивный пласт представлен  переслаиванием глин, алевролитов  и песчаников. Коллекторы выдержаны по площади и по разрезу. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 6,9 до 23м, дебиты от 5 до 120м3/сут. Размеры залежи в среднем составляют 2,8 ´ 3,3км, высота – 62м, тип – пластово-сводовый. По материалам ГИС и данным испытания скважин, ВНК условно принят на отметке –2442м.

 Залежи нефти ачимовской  толщи (пласты БВ19-20 ) приурочены  к мелким поднятиям. На Самотлорском  месторождении насчитывается 8 залежей.  Тип залежей – пластово-сводовый  с литологическим экраном.

 Продуктивный горизонт БВ10 имеет сложное строение и представлен частым чередованием песчано-алевритовых пород. В толще горизонта БВ10 выделяются два пласта: верхний – БВ100 и нижний БВ10 1-2.

 Пласт БВ100 развит в северной  части площади, где коллекторы  нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных отдельные водоносных линз песчаников среди плотных пород.

 На долю пласта БВ100 приходится 23,7% от объема горизонта БВ10, остальная  часть – на БВ101-2. Горизонт данными керна охарактеризован достаточно хорошо. Среднее значение пористости – 23,1%, проницаемости – 0,034 мкм2.

 От центральной части площади  к югу распространены коллекторы  пласта БВ101-2, в котором сосредоточены  основные запасы нефти горизонта. В южном направлении возрастает нефтенасыщенная толщина, проницаемость и продуктивность пласта. пласт БВ101-2 участками переходят в монолитные песчаники. Пласты БВ100 и БВ101-2 по пористости не различаются (23,1%), но проницаемость коллекторов увеличивается до 0,360 мкм2, составляя в среднем по горизонту 0,100 мкм2.

 Размеры залежи составляют 40´21 км, высота 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7,9 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном. ВНК залежи вскрыт на абсолютной отметке - 2125м. Покрышкой залежи служат глинистые породы мегионской свиты мощностью 60-70м.

 Горизонт БВ8 разделен на  четыре пласта: БВ80, БВ81, БВ82, БВ83. По  площади уверенно прослеживается  лишь пласт БВ80, пласты БВ81 и  БВ82 часто сливаются, образуя  мощные песчаные тела, а пласт БВ83 присутствует на ограниченной площади и в основном, представлен плотными породами. В коллекторах горизонта БВ8 доминируют песчаники, которые характеризуются относительно небольшой глинистостью, высоким содержанием песчаной фракции, хорошей сортировкой, низкой карбонатностью. ВНК залежи принят на абсолютной отметке – 2071м.

 Размеры залежи пласта БВ80 - 43´27км, высота – 155м. Тип залежи – пластово-сводовый.

 Основной продуктивный пласт  горизонта – пласт БВ81+2 сложен  хорошо отсортированными песчаниками с небольшим содержанием глинистой фракции, он имеет среднюю пористость, такую же, как и вышележащий пласт БВ80 (23,0%), проницаемость – 0,582 мкм2.

 Пласт БВ83 имеет сложное строение, по площади и по разрезу  не выдержан, в разрезе часто замещается плотными породами и характеризуется высокой неоднородностью. Площадь, занимаемая водонефтяной зоной, составляет 36%. Размеры залежи  39´26км, высота – 150м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 17,3м. Залежь пластово-сводовая.

 Небольшие залежи нефти выявлены в пластах БВ0-2. Тип залежей – пластово-сводовый. Промышленная нефтеносность в продуктивном пласте БВ2 установлена на Мартовской площади, размеры залежи 4´1км, высота около 15м, нефтенасыщенная толщина – 3,5м. На Самотлорском поднятии имеются залежи пласта БВ1 и БВ0. Размеры залежи пласта БВ1 1,7´1км, высота 10м, нефтенасыщенная толщина 2,6м. Залежь пласта БВ0 имеет размеры 3,6´1,7км, высота 21м, нефтенасыщенная толщина 3м.

 Промышленная нефтегазоносность  горизонта АВ6-8, установлена на Мартовской и Самотлорской площадях. Тип залежи пластово-сводовый. Положение ВНК продуктивных пластов колеблется от скважины к скважине из-за сильной расчлененности, а также наличия отдельных разобщенных линз.

 Строение пластов АВ6-7 и их  нефтеносность изучены довольно детально. Установлено. Что продуктивный разрез по литологии и по характеру нефтегазонасыщенности подразделяются на два пласта – АВ6 и АВ7, причем в пласте АВ7 присутствует газовая шапка. Пласт АВ8 изучен слабо из-за сложного линзовидного строения.

 Горизонт АВ4-5 представлен высокопродуктивными  хорошо отсортированными песчаниками,  которые подстилаются водой более  чем на 90% площади. Продуктивный  горизонт АВ4-5 отличается от вышележащих  горизонтов группы АВ сравнительно  однородным строением. В своде поднятия нефтенасыщенная толщина достигает 80-90% от всей толщины пласта, а в западном и восточном направлениях пласт частично глинизируется. Залежь нефтегазовая. Размеры газовой шапки, занимающей 1,1% площади. – 3,5´1,5км; нефтяной части - 28´21км, высота которой – 70м, нефтенасыщенная толщина – 18,3м.  ВНК залежи определен на абсолютной отметке – 1685м. по типу залеж – пластовая, сводовая, высокодебитная. С коллекторами порового типа.

 Горизонт АВ2-3 имеет  очень сложное строение и отличается высокой степенью неоднородности, частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины. По площади распространения горизонта АВ2-3 наблюдается опесчанивание или глинизация кровли, подошвы. Либо средней части горизонта. Для пласта характерно произвольное локально-пятнистое распределение коллекторов по площади. Залежь нефтегазовая. Размеры нефтяной залежи - 52´32км, высота – 80м. средняя нефтенасыщенная толщина –9,3м. Площадь, занимаемая газонефтяной зоной, составляет 10% , водонефтяной – 50%. ВНК залежи определен на абсолютной отметке – 1685м, начальные максимальные дебиты составляют (Qн) 66-137 м3/сут. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5´9,5км, высота – 80м, средняя нефтенасыщенная толщина – 7,5м. Размеры нефтяной части - 52´32км, высота – 80м, средняя нефтенасыщенная толщина – 9,3м. По типу залежь – пластовая, сводовая с коллекторами порового типа. Покрышкой залежи является пласт зеленоцветных глинистых пород кровли ванденской свиты.

 Пласт АВ13 выделяется в нижней части горизонта АВ1. В разрезе пласта АВ13 встречаются преимущественно слабоглинистые песчаники, доля таких нефтенасыщенных коллекторов от суммарного объема составляет 74%, средняя толщина – 4,9м. Соответственно, на долю глинистых нефтенасыщенных коллекторов приходится 26% объема, при средней нефтенасыщенной толщине 1,9м. Газовая шапка пласта АВ13 имеет размеры 20´17км, высоту – 60м, средняя газонасыщенная толщина – 6,8м. Абсолютная отметка ВНК – 1685м. По типу залежь – пластово-сводовая, среднедебитная с коллекторами порового типа.

 Пласт АВ11-2 имеет  самое сложное строение и обладает  наибольшей литологической изменчивостью  из всех пластов группы АВ. В пределах залежи пласт АВ11-2 представлен своеобразными породами, которые по текстурным особенностям получили название «рябчиковая порода». Литологически он представлен тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов и глин толщиной 0,01-0,1м. общая толщина пласта – 20-25м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 5 до 12м.продуктивный пласт АВ1 1-2 содержит 2-4 и более относительно выдержанных опесчаниных пропластков толщиной 0,6-2,5м. на отдельных участках Самотлорской площади пласта АВ11+2 развитие получили песчаники, характеризующиеся однородным строением и благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Площадь их распространения всего 8% от нефтеносной.

 Проведенные исследования  показали, что гранулометрический  состав песчано-алевролитовых прослоев  и линзочек в ''рябчиковых'' породах  существенно не отличается от  песчаников и алевролитов массивной текстуры.

 Отличительной особенностью ''рябчика'' является высокое содержание  глинистого цемента, особенно  гидрослюды. В цементе ''рябчиковых'' пород преобладают хлорит и  каолинит.

 Залежь пласта АВ11-2 относится к структурно- литологическим, с обширной газовой шапкой. Контуры нефтеносности выходят за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов нефти Самотлорского месторождения данная залежь нефти была ограничена условными прямыми линиями. В пределах этих границ размеры залежи составляют 40´65км, этаж нефтеносности – 75м, размеры газовой шапки 25´35, высота – 78м. Площадь, занимаемая газонефтяной зоной, составляет 11%, водонефтяной зоной – 10,7%. Покрышкой пласта АВ11-2 являются глины кошайской пачки алымской свиты мощностью 20-25м.

 Таблица 2.1  Основные  параметры базисных продуктивных  пластов

Самотлорского месторождения

   2.5 Продуктивные пласты

Горизонт БВ₁₀

 Горизонт БВ₁₀ залегает на глубинах 2100 - 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

 В настоящее время  в составе горизонта выделяются  два пласта БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺².

 Пласты БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺² разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ₁₀⁰ от залежи пласта БВ₁₀¹⁺².

 В составе пласта  БВ₁₀¹⁺² выделяются основная и северная залежи, а также две локальные залежи нефти. Основная залежь пластовая сводовая, остальные - структурно-литологического типа.

 Основная залежь, содержащая 72.8% запасов горизонта, приурочена  к южной части структуры. Залежь  контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 24´18.5 км, высота - 125 м.

 Северная залежь  приурочена к Северу-Белозерной  структуре, с юга ограничена  зоной замещения коллекторов  глинистыми породами. Размеры залежи 10.5´12 км, высота - 75.

 В пласте БВ₁₀⁰ разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская.

 Северо-Белозерная  залежь структурно-литологического  типа, содержит 88.5% запасов БВ₁₀⁰. Залежь имеет неправильную  форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ - 1750 м.  ВНК фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 м. Размеры залежи 18´25 км, высота - 110 м.

 Черногорская залежь  относится к типу пластовых   сводовых, расположена в 8 км к  северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 3´7 км, высота - 32 м.

 В пределах залежей  пласт БВ₁₀⁰ развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами.   Общая толщина пласта  - 15 м.