1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯЧАСТЬ
1.1Географическаяхарактеристикарайонаработ
Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в среднем течении реки Пим с 49 по 163 км от устья. Ближайшим населенным пунктом является город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и поселок Нижнесортымский – 60 км к северу от него. Наиболее крупный населенный пункт г.Сургут расположен в 75 км к юго – востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ПАО «Сургутнефтегаз».
НаЛянторскомместорождениигидрографическаясетьразвиташирокоипредставленарекойПимисетьюеепритоков.Наводоразделахрасположеныозераиболотаразличныхразмеров.Озеразанимают22%территорииместорождения.Наиболеекрупныеозера:Энтьлор,Токтурылор,Монкетлор,Сыхтынглор,Киуснэлор,Неримлоридругие.
НатерриторииместорождениясудоходналишьрекаПим.Большаячастьтерриториипокрытатруднопроходимымиболотами,насеверо-востокеотличаетсясплошнаяозерно-болотнаясистема.
Лесныемассивырасположенывдольрекиинаводоразделахучасткамисредиобширныхболот,занимают12%отобщейплощадиисостоятизкедра,лиственницы,сосныиберезы.
Климатрайонарезкоконтинентальный.Зимапродолжительнаяиснежная,частыметелииснегопады,толщинаснежногопокровадостигает1,5метров.Летокороткое,сравнительнотеплоеидождливое.Среднегодовыетемпературыврайонеместорождениясоставляют–30,–40С.
Районныйцентрг.СургутявляетсякрупнымречнымпортомвСреднемПриобье,связанжелезнойдорогойсгородамиТюмень,Нижневартовск,Тобольск,НовыйУренгой.Городсвязанавиалиниямисомногимикрупныминаселеннымипунктамисевераиюгаобласти,атакжесевропейскойчастьюстраны.
Районотноситсякслабозаселенным,плотностьнаселениянепревышаетодногочеловекана1км2,коренноенаселение(ненцы,ханты,мансииселькупы)занимаютсяисключительнооленеводством,пушнымирыбнымпромыслом.Впоследниегодыместноенаселениепринимаетактивноеучастиевпроведенииработпоразработкеидобыченефти.Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75 километрах к юго-востоку от месторождения. Сразвитиемработпоразработкеидобыченефтиигазарайонполучилзначительныеперспективыдляэкономическогоразвитиявсегонародногохозяйства.
1.2Краткаягеологическаяхарактеристикаместорождения
ВосновустратиграфическогорасчлененияразрезаосадочногочехлаположенаунифицированнаястратиграфическаясхемамезозойскихикайнозойскихотложенийЗападно-Сибирскойравнины,утвержденнаяМСКСССР30января1991года.Разрезмезозойскихотложенийуточненидополненрезультатами6-гоМежведомственногостратиграфическогосовещания(Новосибирск,2003год),утвержденногоМСКРФв2004году.НаЛянторскомместорождениивскрытаятолщинапородпалеозойскогофундаментасоставляет140м.Породыпалеозойскогофундаментапредставленыподаннымскважины3052брекчиейсерой,светло-серой,плотной,средкимипрожилкамикальцита,отмечаютсявключениябиотита,книзуслояпоявляютсявключениякальцитаихлорита.
Мезозойская эратема, MZ
Юрская система,J
Юрские отложения включаюттюменскуюибаженовскуюсвиту.Нефтеноснойявляютсятюменская(пластЮС2)ибаженовская(ЮС0)свиты.
Тюменская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, реже аргиллитов. Отмечаются единичные прослои углей. Песчаники светло – серые мелкозернистые, алевритовые, глинистые, хорошо сцементированные.
Баженовская свита, представлена черными, гидрослюдистыми битуминозными аргиллитами.
Меловаясистема,K
Нижнийотдел,K1
Нижнемеловые отложения представлены породамисортымской,усть-балыкскойисангопайскойсвитами.
Воснованиисортымскойсвитызалегаетподачимовскаяпачка,представленнаяаргиллитамитемно-серымисвключениямиобуглившихсярастений.
Вышезалегаютотложенияачимовскойтолщи,представленныечередованиемпесчаниковиалевролитовсерыхсаргиллитами.Кпесчаникамприуроченыпродуктивныепластыачимовскойтолщи(АЧ1,АЧ2,АЧ3).
Усть-балыкская свита представлена комплексом пород прибрежно-морского генезиса валанжин-готеривского возраста толщиной около 200 метров. В составе отложений свиты выделяются песчаные пласты БС1–БС9, представленные песчаниками серыми, часто с прослоями аргиллитов и алевритов; на месторождении пласты БС1, БС2+3, БС4 промышленно нефтеносны.
Наотложенияхусть-балыкскойзалегаютотложениясангопайскойсвиты.Кнейприуроченынефтеносныепесчаныепластыгруппы«А».ВнижнейчастисангопайскойсвитывыделяютсяпесчаныепластыАС9,АС10,АС111,АС11,АС12,являющиесянаАлехинскомместорождениипромышленнонефтеносными.
Кайнозойская эратема, KZ
Палеогеновая система, Р
Палеогеновая система подразделяется на три отдела: палеоценовый, эоценовый и олигоценовый.
Палеоценовый отдел, Р1
В составе палеоценовой системы палеоцена выделяются талицкая илюлинворская свиты.
Талицкая свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, алевритистыми, опоковидными. Верхняя подсвита представлена глинами темно-серыми, алевритовыми, в верхней части разреза с пропластками песчаников. Мощность свиты составляет 45 м.
Люлинворская свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоками серыми, опоковидными глинами с прослоями кварцево-глауконитовых песчаников и алевролитов. Средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, белыми, диатомовыми глинами. Верхняя подсвита представлена глинами зеленовато-серыми, диатомовыми, алевритистыми, иногда опоковидными. Мощность отложений около 80 м.
Эоценоый отдел, Р2
Отложения эоцена залегают на породах верхнего мела несогласно и имеют мощность 65 метров. Толщи эоцена представлены в основании - песчаниками, известняками, их мощность убывает до 50 метров.
Тавдинская свита (170 метров) представлена глинами серыми, тонкослоистыми до листоватых, иногда алевритистыми, с линзовидными включениями алевролита.
Олигоценовый отдел, Р3
Атлымская свита (толщина до 100 метров) сложена преимущественно песками светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с включениями обугленных растительных остатков. Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, с прослоями песков и бурых углей.
Новомихайловская свита (100 метров) представляет собой чередование глин (коричневато-серых, песчанистых и алевритистых) и песков (серых, мелкозернистых, с включениями растительных остатков); встречаются прослои углей.
Туртасская свита представлена алевролитами серыми, сильно глинистыми, слабослюдистыми; толщина свиты достигает 40 метров.
Четвертичная система, Q
Четвертичные отложения покрывают сплошным чехлом всю территорию района. Литологический состав их разнообразен и представлен песками крупнозернистыми и мелкозернистыми, серыми, зеленовато – серыми, глинами зелеными, суглинками. На заболоченных участках отложения покрыты слоем торфа, иногда достигающего толщины 3-5 метров. Общая толщина четвертичных отложений 15-20 метров.
В тектоническом отношении Лянторское месторождение расположено в пределах структуры 1-го порядка – на Сургутском своде, который совместно с осложняющимиегоструктурами болеенизкихпорядковотноситсякЦентральнойтектоническойобласти.ДляЦентральнойтектоническойобластихарактернымпризнакомявляетсяпреобладаниеструктурссеверо-западнымисеверо-восточнымпростиранием.ВтектоническомотношениирайонЛянторскогоместорожденияприуроченкструктурамIIIпорядка-Алехинской,Северо-Алехинской,Западно-АлехинскойиВонтлорской,входящимвсоставКамынскогокуполовидногоподнятия.Поотражающемугоризонту«Б»всеструктурыоконтуриваетсясейсмоизогипсой–2740м.Попластамгруппы«А»наблюдаетсясоответствиеструктурногопланапоотражающимгоризонтам«Д»и«Б»иструктурногоплана,построенногоподаннымбурения,однакоследуетотметить,чтопогоризонту«Б»,всвязиснебольшимколичествомскважин,трудносделатьоднозначныйвыводсоответствияегосданнымибурения.Попластамгруппы«А»наблюдаетсясоответствиеструктурногопланапоотражающимгоризонтам«Д»и«Б»иструктурногоплана,построенногоподаннымбурения,однакоследуетотметить,чтопогоризонту«Б»,всвязиснебольшимколичествомскважин,трудносделатьоднозначныйвыводсоответствияегосданнымибурения.
Детализациялокальныхподнятий,составляющихЛянторскогоместорождение,проводиласьпосредствомсейсморазведочныхработ,выполненныхв1967-2001годах.Общаяпротяженность2Дсейсмопрофилейполицензионномуучасткусоставляет709км,плотностьнаблюдений1,767км/км2.
1.3Характеристикапродуктивныхпластов
НефтегазоносностьЛянторского месторождения связанна с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи:
- газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11;
- нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
По соотношению газо - и нефтенасыщенных частей продуктивных основных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению – сложнопостроенным.
КоллекторскиесвойствапластаАС11определялисьподаннымпромысловойгеофизики.Пористостьизменяетсяот21до26%присреднемзначении24,8%.Среднеезначениепроницаемости536•10-3мкм2привариациях1•10-3–1493•10-3мкм2.
Эффективные толщины пласта АС10в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В их плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском– связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2-1,0. Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС10выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57?19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской– 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м.
Залежи пласта АС10отделяются от вышележащего пласта АС9глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющим почти повсеместное распространение. Проницаемая часть пласта АС10представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС10изучены по 453 скважинам.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28%. Проницаемость изменяется от 1,3•10-3до 2735•10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100•10-3до 500•10-3 мкм2. Участки с проницаемостью менее 100•10-3мкм2тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Коллекторские свойства пласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1•10-3до 1493•10-3 мкм2при среднем значении 590•10-3 мкм2.
Пласт АС9выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклиналиЛянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклиналиВостокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС9характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м (таблица 1.1).
В подсчете запасов газонефтяные залежи пласта АС9выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Таблица1.1–Характеристикапродуктивныхгоризонтов
Параметры АС9 АС10 АС11 АС9..11
Средняяглубиназалегания,м 2093 2099 2101 2109
Типколлектора Терригенный
Площадьнефтегазоносности,тыс.м 1060535 675899 18653 1060535
Средняяобщаятолщина,м 11,73 22,84 23,1 62,57
Эффективнаясредняятолщина,м 8,6 16,71 13,26 37,66
Средняягазонасыщеннаятолщина,м 6,59 7,29 5,84 6,82
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,42 7,5 5,72 5,89
Площадьнефтегазоносности,тыс.м 1060535 675899 18653 1060535
Средняянефтенасыщеннаятолщина,м 4,42 7,5 5,72 5,89
Средняяводонасыщеннаятолщина,м 4,07 10,5 12,69 20,89
Пористостьгазонасыщенногоколлектора,долиед. 0,248 0,247 0,24 0,247
Пористостьнефтенасыщенногоколлектора,долиед. 0,248 0,251 0,246 0,25
Основная залежь пласта АС9имеет размеры 72?22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре – 74 м, Январской– 48 м, Востокинской– 43 м.
Проницаемая часть пласта АС9представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26% , у 13% пород – более 26%.
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299•10-3 мкм2 и изменяется от 1,1•10-3 до 1830•10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100•10-3 -500•10-3 мкм2, проницаемость более 500•10-3 мкм2 характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102•10-3 до 495•10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500•10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10•10-3 до 100•10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере. Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости– 432•10-3 мкм2.
Проницаемостьпопластувсреднемсоставляет299•10-3мкм2иизменяетсяот1,1•10-3до1830•10-3мкм2.Большаячастьобразцов(64%)имеетпроницаемость100·10-3-500·10-3мкм2,проницаемостьболее500•10-3мкм2характеризуется16%пород.Поплощадипластаколлекторывбольшинствескважинимеютпроницаемостьот102•10-3до495•10-3мкм2.Участкиспроницаемостьюболее500•10-3мкм2отмечаютсявцентральнойчастиместорождения,навосточномизападномкрыльяхВостокинскойструктурыинаюгеТаняунскойплощади.Участкиразвитияколлекторовспроницаемостьюот10•10-3до100•10-3мкм2выделяютсяназападномивосточномсклонахюжнойчастиместорождения,впериферийныхучасткахцентральнойчастиместорожденияинасевере.Коллекторскиесвойстваподаннымпромысловойгеофизикинезначительноотличаютсяотзначенийопределенныхпокерну.Среднеезначениепористостисоставляет24,6%привариацияхот21до26%,проницаемости –432•10-3мкм2.
