Гидрогеологическая характеристика

Площадь Молодёжного участка тяготеет к западной части Западно-Сибирского гидрогеологического мегабассейна, разделяемого в разрезе на два отличающихся по условиям залегания, движения и формирования подземных вод бассейна – мезозойский и кайнозойский. Каждый из выделенных бассейнов состоит из ряда водоносных и водоупорных горизонтов. Региональным водоупором, разделяющим мезозойский и кайнозойский бассейны друг от друга, служит мощная толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

Мезозойский гидрогеологический бассейн включает в себя 4 водоносных комплекса: юрский (доюрские образования, шеркалинская и тюменская свиты), неокомский (проницаемые породы фроловской свиты), аптский (викуловская свита), альб-сеноманский (верхнехантымансийская подсвита и уватская свита) и представляет основной интерес с точки зрения нефтегазоносности. Заключенные в эти комплексы воды находятся в условиях затрудненного, местами застойного режима.

Для вод нижнего этажа характерны сравнительно высокие значения минерализации, температуры и газонасыщенности. На их формирование основное влияние оказывают гидродинамические условия и литологический состав пород.

 

Рис. 1.5. Фрагмент карта нефтегазоносности района работ

Доюрские образования являются весьма перспективным объектом. Основной интерес представляют зоны разуплотнения в кровле доюрских образований, которые связаны с повышенной трещиноватостью пород. Эти зоны приурочены к выступам доюрских образований и, вероятно, больше связаны с карбонатными породами повышенной трещиноватости, обладающими высокими коллекторскими свойствами.

На Молодежной 3 структуре по изогипсе -2660 м выделена перспективная ловушка размерами 3.6×2 км, с амплитудой 50 м. Перспективные извлекаемые запасы нефти по категории С₃ составляют 247 тыс.т.

 

Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

 

В пределах Красноленинской НГО нижне-среднеюрский комплекс регионально нефтеносен. По особенностям разреза и нефтеносности он разделяется на два подкомплекса – нижнеюрский и среднеюрский (тюменский).

Нижнеюрский нефтегазоносный подкомплекс.В подкомплекс нижней юры входят резервуары пластов Ю₁₀ и Ю₁₁, а также контактирующие с ними породы коры выветривания и палеозоя.

В пределах Молодежного участка отложения нижней юры предполагаются в межструктурных понижениях, прилегающих к выступам фундамента.

За пределами проектного участка отложения нижней юры развиты к востоку и югу от Молодежного поднятия. Пласт Ю₁₁ развит к северо-востоку на Фроловской, Западно-Фроловской, Ханты-Мансийской и других площадях.

Пласт Ю₁₀ вскрыт и продуктивен на Ковенско-Кашатской группе структур, где он представлен песчаниками, гравелитами с прослоями аргиллитоподобных темно-серых глин, иногда углистых. Грубообломочные породы, особенно на контакте с породами фундамента, часто каолинизированы, цемент глинистый и карбонатно-глинистый. Пористость невысокая и изменяется от 14% до 18%. К юго-западу и северо-востоку от этой зоны пласт выклинивается.

Формирование пласта связано с аллювиально-озерными и делювиально-пролювиальными фациями. Типы ловушек – структурно-стратиграфические. Коллекторы обычно порового и кавернозно-порово-трещинного типа. Покрышками являются глинистые породы радомской пачки толщиной от 0 до 25 м. Они же предполагаются нефтепроизводящими.

Крупные залежи нефти в пласте Ю₁₀ выявлены западнее участка, в пределах Красноленинского НГР – на Талинской, Южно-Талинской и других площадях.

Среднеюрский нефтегазоносный подкомплекс. В среднеюрском подкомплексе выделяются пласты Ю_2-9. Общая толщина среднеюрского подкомплекса в пределах участка изменяется от 120 до 160 м.

Состав пород среднеюрского подкомплекса чаще полимиктовый или граувакковый. Пористость 12-18%, проницаемость 10-20 мД. Дебиты скважин обычно низкие и средние – до 10-20 м³/сут.

Высокопродуктивные пласты имеют мозаичный характер распространения и приурочены к тектонически активным зонам с повышенной проницаемостью, обусловленной, вероятно, кавернозно-трещинным типом коллекторов.

Группа пластов Ю_5-6 и Ю_7-9 нефтеносна на отдельных месторождениях Красноленинского НГР. Формирование их связано с аллювиальными, делювиально-пролювиальными и прибрежно-бассейновыми фациями.

Песчано-алевритовые породы продуктивных горизонтов обычно характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами. Этим обусловлены низкие притоки нефти при испытании пластов Ю_2-9 тюменской свиты.

В скв. 2 Молодежной при совместном испытании интервалов 2598-2640 м, 2655-2662 м, 2671-2678 м и 2697-2704 м (пласты Ю_2-6) в эксплуатационной колонне получен незначительный приток нефти дебитом 0,1 м³/сут при СДУ=1028 м.

Основные перспективы нефтеносности среднеюрского подкомплекса связываются с коллекторами верхов тюменской свиты (пласты Ю₂-Ю₄), в которых на территории Красноленинского, Ляминского и Приобского НГР выявлены промышленные скопления нефти. Коллекторы этих пластов имеют зональный характер распространения и полифациальны по составу. На отдельных, относительно узких участках отмечается почти полное замещение коллекторов слабопроницаемыми породами. Формирование их связано с прибрежными и мелководными частями крупных пресноводных и солоноватых водоемов, а также с дельтовыми комплексами.

В скв. 1 Молодежной в керне в интервале 2568-2575 м (пласт Ю₂), представленном алевролитами, отмечен очень слабый запах нефти на свежем сколе. В скв. 3 в отложениях тюменской свиты с отбором керна пройден интервал 2490-2517,5 м, по всему интервалу в керне наблюдаются признаки нефтенасыщения. В скв. 4 Молодежной в интервале 2529-2550 м (пласты Ю_2-3) и 2570-2577 м (пласт Ю₄) керн содержит прослои песчаника с запахом УВ и выпотами нефти.

В скв. 4 Молодежной из интервала 2570-2576 м (пласта Ю₄) в эксплуатационной колонне получен незначительный приток нефти дебитом 0,54 м³/сут при депрессии 13.37 МПа.

Залежь пласта Ю₂вскрыта скв. 3 и 4 Молодёжными на глубинах 2494,0-2544,0 м (а.о. -2446,3-2481,3 м). Продуктивность пласта доказана испытанием в скв. 4. Из инт. 2529,0-2545,0 м (а.о. -2466.3-2482.3 м) получен приток нефти дебитом 2,7 м³/сут при депрессии на пласт 12,85 МПа. В скв. 3 при исследовании в колонне инт. 2493,0-2516,0 м (а.о. -2445,3-2468,3) притока получить не удалось. Методы по интенсификации притока положительного результата не дали.

По результатам интерпретации геофизических материалов пласт в обеих скважинах нефтенасыщен до подошвы (а.о. -2453,5-2481,3 м). Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 2,8-3,0 м. ВНК залежи испытанием не установлен, принят условно по замыкающей поднятие изогипсе на а.о. -2500 м.

По типу залежь пластовая сводовая, в пределах принятого ВНК имеет размеры 3,5× 10 км, высоту 54 м.

Пластовая температура, замеренная на глубине 2539 м, составила 106ºС, пластовое давление – 29.5 МПа.

Запасы нефти и растворенного газа по пласту Ю₂ Молодежного месторождения поставлены на государственный баланс в 2006 году по категориям С₁ и С₂.

Категория С₁ принята по подошве нижнего нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 4 на а.о. -2481,3 м, как доказанная испытанием. Остальная часть залежи оценена по категории С₂.

Коэффициенты пористости (16%) и нефтенасыщенности (49%) определены по данным интерпретации геофизических материалов скв. 3 и 4. Удельный вес нефти (0,826 г/см³), пересчетный коэффициент (0,75) и газовый фактор (120 м³/т) приняты по аналогии с аналогичным пластом Восточно-Ингинской площади Красноленинского месторождения.

Коэффициент извлечения нефти принят 0,15.

Залежь, в основном, расположена на территории участка ГП ХМАО-ЮГРЫ “Тендерресурс”. Геологические и извлекаемые запасы нефти составили по категории С₁ – 436/65 тыс.т., по С₂ – 2866/430 тыс.т., растворенного газа соответственно 52/8 и 344/52 млн.м³.

При выделении ловушек в среднеюрском комплексе была использована структурная карта по отражающему горизонту ТЮ₂ (кровля тюменской свиты).

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Комплекс осложняет суперрегиональную покрышку, которая выделяется в его составе. Коллекторами являются кавернозные карбонатно-кремнисто-глинистые породы кимериджского возраста и битуминозные глинисто-кремнистые породы титон-берриасского возраста, абалакской и тутлеймской свит, соответственно, которые индексируются как ЮК₁ и Ю₀.

Коллекторы этого комплекса имеют сложный характер распространения, обусловленный не только микрослоистостью, листоватостью и оскольчатостью пород, но и тектоническими напряжениями – растяжением и сжатием в зоне «деструкций». Коллекторы порово-кавернозно-трещинного типа. Карбонатность достигает 10%. Пористость составляет 9-12%, проницаемость – 20-50 мД. Ловушки предполагаются структурными.

Покрышкой комплекса служат непроницаемые разности фроловской, тутлеймской и абалакской свит. Обнаружение залежей возможно при наличии зон трещиноватых коллекторов, связанных с зонами «деструкций». Породы тутлеймской свиты одновременно являются нефтепроизводящими.

Залежи нефти в верхнеюрском комплексе установлены на Красноленинском, Сыньеганском, Средненазымском, Рогожниковском, Емангальском и других месторождениях. Дебиты изменяются от 1 до 120 м³/сут.

В скв. 3 Молодёжной из абалакских отложений поднят керн с признаками нефти (интервал 2482-2490 м), при испытании пласта ЮК₁ в интервале 2477-2487 м получен приток нефти дебитом 2,2 м³/сут при Нсду=1212,5 м. Из интервала долбления 2467-2474 м (пласт Ю₀) поднят керн с запахом УВ, при испытании интервала 2445-2473 м (Ю₀) получен приток нефти дебитом 0,79 м³/сут при Нсду=1200,5 м.

В скв. 4 Молодежной из интервалов 2493-2500 и 2502-2508 м (Ю₀) поднят керн с запахом УВ, в интервале 2476-2507 м (Ю₀) получен приток нефти дебитом 1,44 м³/сут при депрессии 14,44 МПа.

Следовательно, рассматриваемый НГК является перспективным на Молодежном участке.

При выделении ловушек в верхнеюрском комплексе была использована структурная карта по опорному отражающему горизонту Б (кровля нижнетутлеймской подсвиты).

Перспективная ловушка на Молодежной 1 структуре оконтурена по изогипсе -2440 м, размеры ловушки 12.5×3.7 км, амплитуда 50 м. Перспективные извлекаемые запасы нефти по категории С₃ составляют 1050 тыс.т.

 

Неокомский нефтегазоносный комплекс

На Молодежном месторождении в результате поинтервального исследования вскрытого разреза в скважинах 3 и 4 установлена промышленная нефтеносность неокомского (АС_1-2) нефтегазоносного комплекса.

Отложения фроловской свиты, к которым приурочен продуктивный пласт АС_1-2, сложены серыми глинами с прослоями алевролитов и многочисленными линзами и гнездами мелкозернистых песчаников, что обусловило линзовидно-гнездовидную текстуру глинистых пород. Коллекторские свойства проницаемой части пласта АС_1-2 на территории проектного участка не изучены. Общая толщина пласта в скв. 4, вскрывшей залежь, составила 40 м, эффективная 6,2 м, нефтенасыщенная 6,2 м. Песчанистость пласта – низкая (15%).

Залежь пласта АС_1-2 вскрыта скв. 4 в интервале 1820,6-1861,0 м (а.о. -1757,9-1798,3 м). Нефтенасыщенная толщина по ГИС в скважине составила 6,2 м. Продуктивность залежи доказана испытанием в инт.1823,0-1853,0 м (а.о. -1760,3-1790,3 м). Получен приток нефти дебитом 5,56 м³/сут при депрессии на пласт 13,02 МПа. ВНК залежи не установлен, условно принят на а.о. -1792,9 м, что соответствует подошве нижнего проницаемого прослоя по ГИС в скв. 4.

По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная с востока. Предполагаемая линия глинизации пласта прослежена по сейсмическим разрезам мгновенных амплитуд, полученным по материалам сп 90/2003-04 гг.

Считается, что изменения мгновенной амплитуды связаны с литологическими изменениями, а резкие изменения мгновенной амплитуды могут свидетельствовать о тектонических нарушениях. На сейсмическом разрезе мгновенных амплитуд по профилю 3 сп 90/03-04 в районе скважины 4 Молодежной, где пласты АС_1-2 являются проницаемыми, отражение, соответствующее пласту НАС_1-2, “размазывается”, в восточном направлении импульс сжимается, а запись с хаотичной меняется на регулярную. Смена волновой картины, вероятнее всего, связана с глинизацией пластов АС_1-2. На основании анализа сейсмических разрезов мгновенных амплитуд выделена предполагаемая линия глинизации пластов. В контур залежи входят Молодежная 4 и, частично, Молодежная 1 структуры.

В пределах принятого контура нефтеносности залежь имеет размеры 8,5×11,5 км, высоту 32 м.

Пластовая температура, замеренная на глубине 1825 м, составила 74ºС, пластовое давление – 20.5 МПа.

Запасы нефти и растворенного газа по пластам АС_1-2 Молодежного месторождения поставлены на государственный баланс в 2006 году по категориям С₁ и С₂.

Категория С₁ ограничена километровой зоной в радиусе скв. 4 до пересечения ее в западном направлении с линией глинизации пласта. Остальная часть залежи в пределах принятого контура нефтеносности оценена по категории С₂.

Коэффициенты пористости (21%) и нефтенасыщенности (41%) определены по данным интерпретации геофизических материалов скв. 4. По причине неизученности нефтей глубинными пробами, удельный вес нефти (0,868 г/см³), пересчетный коэффициент (0,869) и газовый фактор (59 м³/т) приняты по аналогии с пластами АС Приобского месторождения. Коэффициент извлечения нефти принят по категории С₁ – 0,15, по категории С₂ – 0,1 (по аналогии с аналогичным пластом АК₁ Каменной площади).

Залежь расположена на территории ГП ХМАО-ЮГРЫ “Тендерресурс” и нераспределенного фонда недр.

В целом по залежи геологические и извлекаемые запасы нефти составили по категории С₁ – 1489/223 тыс.т., по С₂ – 22700/2270 тыс.т., растворенного газа соответственно 88/13 и 1339/134 млн.м³, в т.ч. по ГП ХМАО-ЮГРЫ “Тендерресурс” запасы нефти по категории С₁ – 1489/223 тыс.т., по С₂ – 6340/634 тыс.т., растворенного газа соответственно 88/13 и 374/37 млн.м³, по нераспределенному фонду недр запасы нефти по категории С₂ составили 16360/1636 тыс.т., растворенного газа – 965/97 млн.м³.