Геологическое строение Самотлорского месторождения

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м.

Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“.

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

2.1.4 Типы месторождений

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл.АВ2 Мегионское-0,2м/сут, БВ9 Нонг-Еганское-1,2м/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты)

по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи.

по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.)

На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл.БВ8 Повховского - пластово сводового типа, пл.БВ22 Аганского -литологически экранированного типа, пл.БВ1, БВ7 Ватинского - пластово- стратиграфического типа.

по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный)

по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

Поверхность фундамента в пределах Нижневартовского свода вскрыта на глубинах 2586-3100м. Наиболее глубокое залегание фундамента отмечено на Локосовской площади в скв.31(3162м), а наиболее высокое на Ватинской площади в скв.14 (2586м).

На Самотлорском куполовидном поднятии, где по всем горизонтам мезозойско-кайнозойского платформенного чехла отмечается наиболее высокое положение горизонтов, фундамент вскрыт на глубине 2743м.

Породы фундамента на данном поднятии вскрыты разведочными скважинами 8р, 39р, 59р, 126р (Черногорская).

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты

В дальнейшем интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. Сейчас эта проблема актуальна и необходимо произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных пород.

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.

Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.

Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12