Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной  провинции в 1973 году составлена тектоническая  схема под редакцией И. И. Нестерова (рис.1.3.1).

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, которая является одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется три структурно-тектонических этажа (фундамент, промежуточный этаж и чехол), различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

Формирование нижнего этажа  закончилось в палеозое, и соответствует  геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен  изверженными и эффузивными, а также  метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.

Промежуточный структурно-тектонический  этаж, характеризующий парагеосинклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермско-триасового возраста.

От образовавшегося нижнего  этажа эти породы отличаются меньшей  степенью дислоцированности и метоморфизма. Развиты они не повсеместно. В  пределах рассматриваемого района отложения среднего этажа не вскрыты.

Наиболее полно изучен верхний  структурно-тектонический этаж, сложенный  мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся  в условиях устойчивого прогибания фундамента и представленный терригенными песчано-глинистыми отложениями. Именно эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

В целом, Сургутский свод и осложняющие  его структуры низких порядков относятся  к Центральной тектонической области. Для центральной тектонической области характерным признаком является преобладание структур с северо-западным и северо-восточным простиранием.

Сургутский свод граничит на северо-западе, юго-западе и юге соответственно с Надымской, Ханты-Мансийской и Юганской мегавпадинами. На востоке Ярсомовским прогибом он отделяется от Нижневартовского свода, на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода. На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской меговпадины через небольшую седловину амплитудой 75-100 м Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной. По отношению к днищам окружающих впадин перепад глубины до наиболее приподнятой части свода по кровле баженовской свиты равен 600-800 м.

Федоровское Месторождение - одно из крупных многопластовых месторождений Сургутского свода.

В тектоническом плане Федоровское  месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго  порядка, расположенному в центральной  части Сургутского свода. По отражающему  горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную брахиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.

3.3 Нефтегазоносность

К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений - многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская, васюганская и баженовская свиты), меловые отложения (мегионская свита (ачимовская толща, пласты БС10`-14) и вартовская свита( пласты БС1-2 и АС4-9)).

Промышленные скопления нефти  Федоровского месторождения приурочены к среднеюрским отложениям (пласт  ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101 ), готерива (пласты БС2. БС1), баррема (пласты AC9, AC7-8, АС61,АС5-8, AC4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в  пласте БС16 на собственно Федоровской  площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 6,6 м.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе  которой выделяется продуктивный пласт  БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя  пачка представлена монолитными  песчаниками, хотя характер распространения  ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части месторождения (Восточно-моховая площадь) общая толщина верхней пачки не превышает 8-17м. Уменьшение толщины происходит в юго-восточном направлении до 2м., в западной части месторождения (Федоровская площадь) верхняя пачка имеет общую толщину 10-13м. В центральной части (Моховая площадь) общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27,5 м..

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах песчаники нижней пачки целиком замещаются глинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС10 характеризуется высокой  продуктивностью. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -2242 (3) м. Коллекторские свойства пласта: пористость 24%, нефтенасыщенность 0.68, коэффициент песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемость (443-571)х103 мкм2. Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС101. Песчаники пласта распространены по всем поднятиям Федоровского месторождения, но нефтенасыщены коллекторы только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт БС101 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС101 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на абсолютной отметке -2198м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости от 12 до 24%, нефтенасыщенности 0,63, песчанистости 0,34, проницаемости 0,206мкм2, нефтенасыщенные толщины до 10,2 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м.. Пласт ВС101 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловой системы) относятся  нефтеносные пласты БС1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке -1970 5 м. для Федоровской площади, и -1962 4 м. для Моховой.

Пласт БС2 присутствует на Федоровской и Моховой площадях. Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади, три - к Моховой. Коллекторские свойства пласта: пористость 27%, нефтенасыщенность 0,66 - 0,71 коэффициент песчанистости 0,54-0,65. проницаемость 0,717 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 14 м. среднее значение 4,9 м..

Залежи пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2,5 - 4 м.. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади до 6 м.. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: пористость 25 - 26%, нефтенасыщенность 0,66 - 0,71, коэффициент песчанистости 0,45 - 0,60 , проницаемость 0,621 мкм2.

В разрезе верхней подсвите вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются на Федоровском  месторождении нефтеносными: АС4, АС5-6, АС7-8, АС9.

Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. На собственно Федоровском поднятии выделяются три отдельные залежи, кроме того, на сочленении Федоровской и Моховой площадей выделены еще две небольшие водонефтяные залежи.

На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежам изменяется в метрах от 1846 до 1861 в абсолютных отметках .

Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК отбивается на абс.отм.-1844-1845,8 м. Размеры её небольшие - 1,75х1,4 км..

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористость 26 -27%, нефтенасыщенность 0,62 - 0,70, коэффициент песчанистости 0,47 - 0,59 , проницаемость 0,609 - 0,943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4,1 м.

Залежи пластов АС7-8. Вскрыты  всеми пробуренными на месторождении  скважинами, имеют толщину 20 м. На Федоровском поднятии в пласте образовались две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4 4 м. и -1836,2 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами AC5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект AC5-8.

Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: пористость - 24%, нефтенасыщенность - 0,54 , коэффициент песчанистости 0,54 - 0,65, проницаемость 0,106 - 0,162 мкм2. Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь) и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м.

Залежи пластов AC5-6 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC5-6 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами AC5-8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади -1809,8 м., а для Моховой и Восточно-Моховой -1808,7 м.. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

Добывающие скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезе пластов AC5-6, где  присутствует трехфазное насыщение: сверху - газ, затем нефть, внизу - вода.

Коллекторские свойства пласта: пористость 26%, нефтенасыщенность 0,65, коэффициент  песчанистости до 0,52 - 0,65, проницаемость 0,377 - 0,726 мкм2. Нефтенасыщенные толщины  в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 - 30,6 м..

Залежь пласта AC5-6 пластово-сводовая, площадь ее 31,5 х 41 км., высота 55 м..

Залежь пласта АС4 газонефтяная, пластово-сводового  типа, по размерам самая крупная  на Федоровском месторождении, размеры  её 51,2x 36.4 км, высота залежи 65 м. Начальная нефтенасыщенность пласта 0,61-0,67 пористость 26% коэффициент песчанистости 0,47 проницаемость 0,450 мкм2 Эффективная газонасыщенная толщина колеьлется от 0,4 до 21,6м, неытенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11,1 м. От нижележащих пластов AC5-8, пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

По материалам ГИС в среднем  ГНК принят на абсолютной отметке -1810 м. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади -1821,6 м., для Моховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 м..

3.4 Гидрогеологическая характеристика

В гидрогеологическом отношении Федоровское  месторождение расположено в  центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Район Федоровского месторождения  относится к южной геокриологической  зоне ЗСН, для которой характерно существование преимущественно  древней реликтовой толщи мёрзлых  пород, залегающих на небольших глубинах (до 200м и более). Многолетнемерзлые породы (ММП) нередко чередуются с участками охлажденных и талых пород по площади и в разрезе, создавая благоприятные условия для гидравлической связи между водоносными горизонтами верхнего гидрогеологического комплекса и поверхностными водами.

На Федоровском месторождении реликтовая мерзлота залегает на глубинах от 180м. до 250м. Средняя мощность ММП составляет 40м. Мерзлыми являются породы нижней глинистой части новомихайловской свиты, и верхняя часть атлымской свиты.

В пределах вскрываемой части Федоровского месторождения выделяются следующие водоносные комплексы:

Валанжин-готерив-барремский водоносный комплекс охватывает отложения песчаных пород мегионской и вартовской свит. В целом комплекс сложен чередованием песчаных пород с глинистыми. Водообильность их весьма различная и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты воды по пласту БС10 достигают 144 м3/сут., при динамическом уровне 1038м. Минерализация вод в верхних пластах комплекса составляет 14-20 г/л (пласты группы АС4-9,БС1-2), в нижних 15-25 г/л (пласты группы БС8-10). Воды хлоркальциевого типа. Сульфиды отсутствуют. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом с содержанием метана от 89% до 94%, тяжелых углеводородов 7-3,6 % , содержание азота 2-4%. Содержание СО2 не превышает 0,5 %, сероводород отсутствует.