Файл: 1. Геологический раздел 1 Общие сведения о районе месторождения.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 608
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержание
Введение
1. Геологический раздел
1.1 Общие сведения о районе месторождения
1.2 Стратиграфия и тектоника
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки месторождения
2. Теоретическая часть
2.1 История вопроса
Уровень разработанности и проблемы в теории
Уровень разработанности и проблемы в практике
2.4 Расчетная часть
Экологическая безопасность
Заключение
СПБГУАП группа 4736
Список использованной литературы
СПБГУАП группа 4736
Введение
Обзорная карта месторождений ОАО "Сургутнефтегаз"
В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях
России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых.
В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными. В связи с этим интерес специалистов и производственников к этой проблеме, вызванный необходимостью разработки кардинально новых направлений увеличения эффективности выработки остаточных запасов чрезвычайно высок.
В настоящее время основным способом разработки Лянторского месторождения является заводнение нефтяных пластов. Эффективность
СПБГУАП группа 4736
такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50…60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30…40%. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением из-за неоднородности коллектора.
Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).
Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие. Не все специалисты по заводнению правильно понимают, какую огромную энергию таит метод инициирования и изменения упругих свойств пласта и флюидов за счет переменных полей давлений. Но методы создания изменяющихся энергетических уровней пласта различны.
Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ на
Лянторском месторождении приводит к снижению ее эффективности.
Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует
СПБГУАП группа 4736
Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).
Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие. Не все специалисты по заводнению правильно понимают, какую огромную энергию таит метод инициирования и изменения упругих свойств пласта и флюидов за счет переменных полей давлений. Но методы создания изменяющихся энергетических уровней пласта различны.
Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ на
Лянторском месторождении приводит к снижению ее эффективности.
Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует
СПБГУАП группа 4736
отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. В связи с этим многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечення и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов, например сочетанием физико-химических и газовых методов. Но идут разными путями, в большинстве случаев не обеспечивая высокую эффективность от базы но ранее известным технологиям НЗ.
Поэтому накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ на
Лянторском месторождении должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности нефтевытеснения, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Попытки отдельных нефтяных компаний кинтенсификации отбора нефти совместным использованием и расширением области применения физико-химических методов не дали желаемого результата ввиду постоянного роста цен на химреагенты. А газовые методы, имеющие наибольшую ожидаемую эффективность и перспективу, сдерживаются от массового внедрения из-за отсутствия надежного оборудования.
Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий
НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня
СПБГУАП группа 4736
Поэтому накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ на
Лянторском месторождении должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности нефтевытеснения, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Попытки отдельных нефтяных компаний кинтенсификации отбора нефти совместным использованием и расширением области применения физико-химических методов не дали желаемого результата ввиду постоянного роста цен на химреагенты. А газовые методы, имеющие наибольшую ожидаемую эффективность и перспективу, сдерживаются от массового внедрения из-за отсутствия надежного оборудования.
Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий
НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня
СПБГУАП группа 4736
обладают более высокой эффективностью. В настоящее время разработаны и запрограммированы различные разновидности расчета технологических показателей нестационарного заводнения, в том числе: 1 - площадного; 2 - рядного; 3 - углового; 4 - кругового; 5 - шахматного; 6 - синусоидального.
Попытки самостоятельного формирования технологиями нестационарного заводнения специалистами нефтедобывающих предприятий не всегда давали желаемые результаты ввиду того, что программы расчета достаточно трудоемки и с другой требуют повышенной квалификации разработчиков.
СПБГУАП группа 4736
Попытки самостоятельного формирования технологиями нестационарного заводнения специалистами нефтедобывающих предприятий не всегда давали желаемые результаты ввиду того, что программы расчета достаточно трудоемки и с другой требуют повышенной квалификации разработчиков.
СПБГУАП группа 4736
1. Геологическая часть
Общие сведения о районе месторождения
Лянторское месторождение нефтегазоконденсатное расположено в
Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области, принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Открыто в 1966 году. Залежи располагаются на глубине 2 км.
Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 м³/сутки. Начальные запасы газа свыше 250 млрд.м³.
В орогидрографическом отношении территория
Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 метров (южная часть) до +80 метров (северная часть).
Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Майкетлор, Тктуридор, Вэнтымлор и другие.
Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами.
Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.
Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-саломанского водоносного комплекса.
Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км
2
, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и
СПБГУАП группа 4736
рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.
В непосредственной близости от месторождения находится город
Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-
Омск проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения.
1.2 Стратиграфия и тектоника
Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт
2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м.
Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30 %. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами: 1ЮС1 и 1ЮС2
(основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным
СПБГУАП группа 4736
В непосредственной близости от месторождения находится город
Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-
Омск проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения.
1.2 Стратиграфия и тектоника
Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт
2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м.
Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30 %. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами: 1ЮС1 и 1ЮС2
(основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным
СПБГУАП группа 4736
региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин.
Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус.
Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40-
50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алевролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части - пласты БС17, БС16 и 0БС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует от 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты - глинистая - глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями с светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и БС10.
Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вы- тянутых полос, расширяющихся в северном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких
СПБГУАП группа 4736
Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус.
Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40-
50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алевролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части - пласты БС17, БС16 и 0БС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует от 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты - глинистая - глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями с светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и БС10.
Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вы- тянутых полос, расширяющихся в северном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких
СПБГУАП группа 4736
случаях границы между этими пластами проводятся условно. Разрез мегионской свиты завершается пачкой темно-серых аргиллитов плотных слабоалевритистых. Эта пачка характеризуется широким распространением по территории региона и известна в стратиграфической схеме разреза осадочной толщи Западной Сибири как чеускинская. Толщина мегионской свиты с 400м запада (скв. 25) возрастает до 506м на востоке (скв.103).
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно- аллювиальными образованьями - песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно- тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован.
По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту " " представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями.
Они характеризуются пликативными дислокациями. Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах
Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и
Лянторский валы. Пимский вал по отражающему горизонту "Б"
СПБГУАП группа 4736
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно- аллювиальными образованьями - песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно- тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован.
По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту " " представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями.
Они характеризуются пликативными дислокациями. Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах
Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и
Лянторский валы. Пимский вал по отражающему горизонту "Б"
СПБГУАП группа 4736
оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 метров, в пределах которой его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров.
Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых
Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка.
Два южных из них Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.
В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская
СПБГУАП группа 4736
Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых
Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка.
Два южных из них Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.
Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.
В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.
В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская
СПБГУАП группа 4736
положительные структуры
3-го порядка формируют
Тевлинское куполовидное поднятие.
Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов - палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1)
Характеристика нефтегазоносных пластов
Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%, приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9,
АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2)
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС
7 и AC
8
, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС
9
к 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.
СПБГУАП группа 4736
3-го порядка формируют
Тевлинское куполовидное поднятие.
Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов - палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1)
Характеристика нефтегазоносных пластов
Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%, приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9,
АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2)
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС
7 и AC
8
, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.
Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС
9
к 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.
СПБГУАП группа 4736