Файл: Министерство образования и науки ао гбпоу ао Астраханский государственный политехнический колледж.docx

В 1993–94 гг. сейсморазведочными работами МОГТ масштаба 1:50000 (сп 88/93-94, Новик И.К., Шевченко В.П.) была изучена значительная часть Зимнего участка, включающая центральную, западную и юго-западную территорию. В результате было уточнено строение Зимней-2, выявлены Усть-Демьянское и Северо-Тюмское поднятия, выделены зоны развития песчаных фаций пласта Ю2.В 1994–1998 гг. сейсморазведочные работы в пределах Зимнего поднятия были продолжены (сп 12/94-95, сп 70/94-95, сп 90/97-98). Они были направлены на изучение структурного плана и картирование границ развития песчаных фаций пластов группы АС, что позволило уточнить контуры нефтеносности пласта АС102 в 2002 году, с учетом данных бурения.В 2008–2009 гг. рекомендовано проведение сейсморазведочных работ 3Д в объеме 200 км2. Таким образом, в результате исследований было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, открыты и разведаны нефтяные месторождения.1.3. ТектоникаЗападносибирская плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Зимнее месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западносибирской плиты, расположено во Фроловской мегавпадине на Зимнем валу (рисунок 3).Рисунок 3 - Тектоническая карта центральной части Западносибирской плиты (под редакцией В.И. Шпильмана 1998 г.). Выделяется два структурно-тектонических этажа. Нижний этаж складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, в период геосинклинального развития региона. Территория находится в пределах Уватского блока (байкальский складчатый комплекс), сложенного здесь преимущественно базальтами и вулканогенными породами основного состава.

---

Верхний структурно-тектонический этаж сложен толщей мезозойских и кайнозойских образований, отложившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Характеризуется слабой дислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует парагеосинклинальному этапу развития плиты в пермско-триасовое время. Предполагается, что в этот период происходило накопление осадков в наиболее погруженных частях фундамента. Отложения этого возраста в пределах месторождения не установлены.Согласно "Тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западносибирской геосинеклизы" (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г), Зимнее месторождение находится в пределах Варламовского малого вала (структура II порядка), вытянутого субмеридионально и осложняющего юго-западную часть Ханты-мансийской впадины. К западу от него выделяется Северо-Тюмский малый прогиб, а к востоку Северо-Алымский малый прогиб.В пределах территории с учетом сейсморазведочных и тематических работ выявлены в настоящее время положительные структуры III и IV порядка: Зимняя I, Зимняя II, Малозимняя, Южно-Зимняя, Мало-Тюмская, северная часть Северо-Тюмской, Усть-Демьянская.Структуры Зимняя I, Зимняя II и Малозимняя входят в контур нефтеносности пласта АС102 Зимнего месторождения. Структуры Зимняя I, Зимняя II относятся к разряду подготовленных, а остальные - к выявленным.1.4. Нефтегазоносность Зимнее нефтяное месторождение входит во Фроловскую нефтегазоносную область, Уватский нефтегазоносный район (рисунок 4). Он расположен частично на территории ХМАО. На его территории выделяется 2 вала: Ендырский и Зимний, осложняющие Ханты-Мансийскую впадину. В районе открыто 6 месторождений нефти.Особенностью осадочного чехла является:1) - развитие верхней и частично средней юры только в глинистых фациях;2) - неповсеместное развитие нижнеюрских отложений;3) - в неокомских отложениях прослеживаются клиноформы, связанные с формированием пластов АС12, АС11, АС10.Основной продуктивный комплекс-неокомский - клиноформный, в нем открыты залежи в пластах АС12, АС11, АС10. Мощность осадочного чехла 3,1–3,3 км, этаж нефтеносности около 500 м, глубина залегания залежей 2350-2800 м. Продуктивные пласты имеют сложное строение, неоднородны, преобладают коллекторы Vкласса. Залежи малодебитные.

---

Нефти средней плотности, мало- и среднесернистые, мало-, среднепарафинистые.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Образования фундамента подразделяются на два структурно-тектонических этажа: нижний - собственно складчатый фундамент, сложенный породами, прошедшими геосинклинальный этап развития, и верхний, сложенный эффузивными и эффузивно-осадочными породами, накопившимися в условиях параплатформенного режима.

Гетерогенный доюрский фундамент в данном районе и на соседних площадях мало изучен и требует дальнейшего исследования.

Рисунок 4 - Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)



Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т. ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту.

Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю10-11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией.

Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю10-Ю11шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м3/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений - шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические.

---

Перспективными являются и отложения пластов Ю10-11 на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами.Отложения пласта Ю10 распространены значительно шире пластов Ю11. Верхняя часть пласта Ю10 и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера.Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов.Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа.Среднеюрский нефтегазоносный комплексСреднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью.Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю2-4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю2-4 доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях. На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю2-4 на глубинах 2900–2950 м. Залежь нефти пласта Ю2-4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю2-4–3,3 м3/сут на 2 мм штуцере в скважине №3. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1–1,0 м3/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1%, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД.На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю3-4 находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. 61).На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю2-4 в интервале 2772–2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м3/сут при СДУ=2100 м.

---

На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю3 и при совместном испытании из пласта Ю2-3 получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м3/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м3/сут при СДУ= 989 м.В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины.Верхнеюрский нефтегазоносный комплексКомплекс связан с пластом Ю0баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины №9 получен приток нефти дебитом 5,6 м3/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины №8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут на штуцере 2 мм.Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины №10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м3/сут при СДУ=1328 м.На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю0, где при испытании интервала 2760–2783 м из отложений пласта Ю0 получен приток нефти дебитом 24,5 м3/сут при СДУ=830 м.Неокомский нефтегазоносный комплекс Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях. Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине №2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729–2838 м. Из интервала 2818,4-2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м3/сут. На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500–2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет - 17,6%, проницаемость - 9,0 мД, нефтенасыщенность - 53%.

---