Тавдинская
свита (Р3) завершает разрез морского палеогена.
Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми,
зелеными, тонкослоистыми до листоватых,
прослоями алевритистыми или с включениями
линз алевритов. Толщина свиты до 180 метров.
Атлымская
свита (Р3) сложена песками кварцевыми, разнозернистыми
с прослоями линзовидных включений песчанистых
глин. Толщина свиты до 50 метров.
Новомихайловская
свита (Р3) включает в себя глины серые, коричневато-серые,
зеленовато-серые, часто комковатые, с
включением слабоуплотненных алевритов
и бурых углей. Толщина свиты 30-60 метров.
Туртасская
свита (Р3) завершает разрез палеогена. Она
сложена алевритами, песками и глинами.
Пески и алевриты кварцевые с включениями
зерен глауконита. Толщина свиты 40-70 метров.
Отложения
неогена развиты не повсеместно. Они представлены
чередованием песков и алевролитов буровато-
и желтовато-серых, супесями и суглинками
серыми. Толщина отложений 80-100 метров.
Для четвертичных
отложений характерны аллювиальные и
озерно-аллювиальные пески, глины, супеси
и суглинки. Толщина отложений 15-30 метров.
4. ТЕКТОНИКА
На
тектонической карте структурно-формационных
комплексов фундамента Сибири (под
редакцией В.С. Суркова, 1997 г.) исследуемый
район представлен структурами складчатого
фундамента, которые образуют линейные
северо-восточного простирания полосы
формационных зон отличных по генезису
и возрасту, расчлененными зонами раннемезозойской
деструкции земной коры (рифтогенезом)
также северо-восточного направления.
Современный рельеф фундамента исследован
по материалам сейсморазведки на уровне
отражающего горизонта «А».
Согласно
тектонической карте мезозойско-кайнозойского
платформенного чехла Тевлинско-Русскинское
месторождение располагается в пределах
Тевлинско-Русскинского малого вала, объединенного
тектонически с Савуйским структурным
носом, представляющих структуры второго
порядка. Осложняющими элементами являются
Тевлинская, Сорымская, Иминская, Русскинская
и другие структуры 3 порядка. С запада
Тевлинско-Савуйская зона поднятий
ограничена Восточно-Венглинским прогибом
(II порядка), на востоке – Южно-Ягунским
и Западно-Ягунским малыми прогибами.
На современной
тектонической карте месторождение располагается
в пределах восточной части Когалымской
вершины на северо-востоке Сургутского
свода Среднеобского геоблока, осложненного
структурами второго порядка. Группа осложняющих
площадь месторождения локальных поднятий
III порядка таких, как Русскинское, Сорымско-Иминское,
Западно-Иминское, Сорымское, Западно-Тевлинское
и Тевлинское условно объединяется
в Тевлинско-Русскинскую зону и в совокупности
представляет собой вал субмеридионального
направления. На севере этот вал, заканчивающийся
Тевлинским локальным поднятием, ограничен
Имилорским прогибом широтного направления.
На юге, за Русскинским локальным поднятием,
ограничен Савуйской седловиной. На востоке,
Тевлинско-Русскинская зона отделяется
слабо выраженным прогибом от Когалымской
группой поднятий. На западе исследуемые
поднятия ограничены Тончинским прогибом,
на северо-западе сочленяются с Конитлорской
террасой.
Таким образом,
на тектонической карте по мезокайнозойскому
чехлу Тевлинско-Русскинская группа поднятий
вместе с Когалымской образуют две структурные
дуги субмеридионального направления,
названых Когалымской вершиной, которая
с запада и с востока ограничена такими
же вытянутыми в субмеридиональном направлении
отрицательными структурами, а с юга и
с севера прогибами субширотного простирания.
5. ГИДРОГЕОЛОГИЯ
Объектами
гидрогеологических исследований на Тевлинско-Русскинском
месторождения являлись, в основном, краевые
и подошвенные воды, связанные непосредственно
с залежами нефти. Основной объем исследований
произведен в юрских и неокомских отложениях.
Работы
по исследованию физико–химической характеристики
пластовых вод проведены в 2 этапа: первый
этап – отбор проб на скважинах в процессе
их гидродинамических исследований и
второй этап – изучение пластовых вод
в гидрохимических лабораториях Главтюменьгеологии.
Гидрогеологические
условия месторождения изучены по результатам
следующего комплекса исследований:
- определение дебитов скважин
при соответствующих динамических
уровнях или депрессиях;
- замеры
пластового, забойного давлений
и пластовой температуры;
- определение
гидродинамических характеристик
пород и их продуктивности;
- определение
газонасыщенности пластовых вод;
- отбор проб с целью изучения
физико-химического состава пластовых
вод и водорастворенных газов.
Всего по
месторождению в отчете 1986 г. по подсчету
запасов анализировались результаты гидрогеологических
исследований по 101 объекту испытания
(52 скважины) и представлено 40 проб
пластовой воды (27 скважин), из которых
18 отобраны из юрских отложений, 12- из пластов
ачимовской толщи и 10 из пластов БС10 - БС11.
К настоящему
времени за период с 1986 г. по 2005г. дополнительно
изучены и получены данные химического
состава пластовых вод по 143-м скважинам
(146 анализов), которые были нами учтены
в данном отчете. Из них 3 пробы отобраны
из палеозойских отложений, 14 из юрских,
110 из пластов БС10 – БС12 и 19 проб отобрано
на скважинах, вскрывших апт- альб-сеноманские
отложения и воды которых используются
для ППД .
Тевлинско-Русскинское месторождение
приурочено к центральной части Западно-Сибирского
артезианского бассейна. В разрезе платформенного
чехла мезозойско-кайнозойских отложений
выделяются два гидрогеологических этажа,
разделенных между собой регионально
выдержанным водоупором, которым является
толща глинистых отложений турон - нижнеолигоценового
возраста мощностью до 750 м. Эти 2 этажа
включают в себя пять гидрогеологических
комплексов, отличающихся между собой
источниками питания, водообильностью,
химическими составами пластовых вод
и растворенных газов.
Нижний
гидрогеологический этаж на Тевлинско-Русскинском
месторождении является основным,
с точки зрения нефтегазоносности, и состоит
из гидрогеологических комплексов: юрского,
неокомского и апт-альб-сеноманского.
Охватывает разрез от палеозойских отложений
до отложений туронского возраста. Он
характеризуется большой глубиной залегания
и изоляцией водоносных горизонтов от
поверхностных природно-климатических
факторов.
Водовмещающие
породы юрского комплекса обладают низкими
коллекторскими свойствами: открытая
пористость не превышает 16-17 %, проницаемость
– до 20-30 мД, Притоки воды характеризуются
низкими значениями дебитов – до 5-15 м3/сут.
В этом комплексе
в условиях затрудненного водообмена
сформировались высокоминерализованные
термальные преимущественно седиментационные
воды.
Пласты
ачимовской толщи также в литологическом
отношении представлены чередованием
песчаников с прослоями алевролитов и
аргиллитов. Пористость песчаников не
превышает 16-18 %, проницаемость – первые
десятки мД.
В отложениях
вартовской и нижней части алымской свит
выделены продуктивные горизонты
от БС10 до БС12 . Открытая пористость песчаников
в этих пластах изменяется в пределах
20-23 %, проницаемость достигает 30-40 мД .
Верхний
гидрогеологический этаж объединяет осадки
турон-четвертичного возраста и представлен
песчано-алевритовыми и глинистыми породами
толщиной 300-350 м. Толща этих осадков выделяется
в самостоятельный водоносный комплекс,
который характеризуется в верхней части
относительно свободным водообменном.
Условия питания, циркуляции, влияния
климатических и геоморфологических факторов
обеспечили здесь наличие пресных вод,
перспективных для использования в целях
хозяйственно-питьевого водоснабжения.
В состав
комплекса входят атлым-новомихайловский
и четвертичный водоносные горизонты.
Воды комплекса
используются для водоснабжения. Более
подробно характеристика верхнего гидрогеологического
этажа рассмотрена в главе 2.
Как отмечено
выше, для обоснования величины минерализации
по залежам продуктивных пластов Тевлинско-
Русскинского месторождения использованы
не только данные ионно-солевого состава
пластовых вод , но и сведения п величине
М других месторождений.
В составе
юрского комплекса выделяется 3 подкомплекса
– кора выветривания палеозойского фундамента,
нижнее-среднеюрский (тюменская свита)
и верхнеюрский (васюганская свита).
Наибольшая
минерализация зафиксирована на
скважине 50п (интервал перфорации 3708-3714
м), где испытана кора выветривания
и получили приток пластовой
воды с минерализацией до 34,8 г/л
– 2 определения.
Из пласта
ЮС2 притоки пластовой воды получены
более чем из 10 объектов. Самое высокое
значение минерализации (24,8 г/л), где при
испытании получили низкодебитные
непереливающие притоки пластовой воды (Qв
= 2,0 - 2,7 м3/сут) с нефтью. Тип воды в пробах
по данным геохимических анализов
по классификации В.А.Сулина – гидрокарбонатно-натриевый.
Близкое
значение величины минерализации (24,5 г/л)
получено из пласта ЮС1 в скважине 304р-И, где дебит нефти
равен 0,7 м3/сут и воды 12,4 м3/сут при СДУ = 972 м. Тип воды в пробах
также гидрокарбонатно-натриевый. Всего
из пласта ЮС1 на 20-и объектах (19 скважин) получили
притоки пластовой воды без признаков
углеводородов, однако получены низкие
значения минерализации по данным лабораторных
исследований.
Очевидно,
что минерализация проб пластовых вод
из пластов ЮС2 и ЮС1 Тевлинско-Русскинского месторождения
занижена, что подтверждается также и
результатами исследований пластовых
вод по соседним месторождениям.
На ближайших
месторождениях наиболее полно изучены
пластовые воды тюменской свиты Восточно-Сургутского
и Федоровского месторождений. Минерализация
воды достигает 27,4 г/л. В восточном направлении
происходит увеличение минерализации
пластовых вод и изменение генетического
типа вод от гидрокарбонатно-натриевого
до хлоридно-кальциевого. Так, на Варьеганском,
Северо-Варьеганском и Советском месторождениях
средняя минерализация для пласта ЮС2 , была принята в отчетах по подсчету
запасов УВ соответственно 37 г/л, 38 г/л
и 41 г/л.
Для пластовых
вод верхнеюрских отложений на соседних
месторождениях величина минерализации
изменяется в диапазонах:Южно-Ягунское
от 21,5 г/л до 29,8 г/л , Видное и Кустовое от
18 г/л до 33 г/л, Когалымское 25,2 г/л,
Равенское – 32,6 г/л.
Притоки
пластовой воды из отложений ачимовской
толщи получены более чем на 10-и объектах,
однако в связи со слабыми притоками и
некачественным отбором проб не получено
достоверных данных по минерализации
(максимальное значение 17,5 г/л).
На Конитлорском,
Северо-Конитлорском и Равенском месторождениях
для отложений ачимовской толщи минерализация
пластовых вод принималась для подсчета
запасов соответственно следующая: 24-25
г/л, 26 г/л, 26,7г/л и 26,4 г/л .
Воды пластов
БС10 - БС12 изучены наиболее полно (количество
анализов более 100), однако основная часть
исследований по ионно-солевому составу
и физическим свойствам пластовых
вод приходится на долю эксплуатационных
скважин, где получены притоки нефти с
пластовой водой.
6. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
По нефтегеологическому районированию
Тевлинско-Русскинское месторождение
относится к Сургутскому нефтегазоносному
району (НГР) Среднеобской нефтегазоносной
области (НГО).
Геологическое строение и характер нефтеносности
месторождения имеют как общие для НГР
закономерности, так и особенности. Наиболее
четко эти закономерности проявляются
из характеристики месторождений северной
части Сургутского района.
На месторождениях в северной части НГР
залежи располагаются в стратиграфическом
диапазоне от тюменской до сортымской
свит. Этаж нефтеносности достигает 900
м.
Основной нефтесодержащей толщей является
комплекс отложений в составе сортымской
свиты. Залежи нефти здесь связаны с пластами
горизонтов БС10-БС12, а также ачимовской толщи. Наиболее
крупными по размерам и запасам являются
залежи, приуроченные к верхней части
разреза сортымской свиты в составе горизонта
БС10.
Пласты группы БС10 имеют наиболее сложное геологическое
строение. Характеризуются высокой неоднородностью
строения и невыдержанностью
по площади. Фильтрационные свойства коллекторов
резко изменчивы по разрезу
и площади, и в среднем по месторождениям
также значительно различаются:
от 0,051 мкм2 до 0,166 мкм2. Пористость изменяется в пределах
19 - 23 %.
В связи
с высокой неоднородностью строения пластов,
резкой изменчивостью фильтрационных
свойств дебиты скважин изменяются в широких
пределах,
от нескольких т/сут до 200 т/сут. и выше.
Залежи
в пластах группы БС10 в основном пластовые, контролируются
ловушками антиклинального типа с литологическими
ограничениями. Уникальными в этом отношении
являются залежи Тевлинско-Русскинского
месторождения, которые контролируются
ловушками клиноформного комплекса дельтового
происхождения.
Вторая
группа залежей на месторождениях района
связана с пластами ачимовской толщи.
Пласты неоднородные по разрезу и невыдержанные
по простиранию, имеют, в целом, низкие
ёмкостно-фильтрационные свойства. Открытая
пористость в среднем по залежам месторождений
составляет 16 - 17 %, проницаемость не превышает
0,01 мкм2. Залежи в пластах ачимовского комплекса
характеризуются невысокой продуктивностью,
притоки нефти, в основном, меньше 5 т/сут.
По характеру
строения залежи являются пластовыми
сводовыми с литологическими ограничениями.
Нижний
продуктивный комплекс в разрезе представлен
отложениями верхней части васюганской
и тюменской свит юрского возраста. Основным
объектом является регионально нефтеносный
горизонт ЮС1. Залежи нефти в нем присутствуют
практически на всех месторождениях района.
Горизонт
ЮС1 характеризуется зональным развитием
различного типа фаций. Соответственно,
меняется его морфология и свойства коллекторов.
На территории района имеют место обширные
по площади зоны распространения коллекторов
с низкими фильтрационными свойствами;
средняя проницаемость по залежам не превышает
0,01 мкм2. По другим месторождениям проницаемость,
в среднем, изменяется в пределах 0,01 - 0,025
мкм2, только на отдельных участках имеют
место коллекторы с проницаемостью до
0,113 мкм2 (Дружное). В связи с низкими фильтрационными
свойствами пласта ЮС1 значительный фонд действующих
скважин на месторождениях является низкодебитным.
По характеру
строения большинство залежей являются
пластовыми сводовыми с литологическими
ограничениями, наряду с этим имеют место
обширные по площади поля нефтеносности
в ловушках литологического типа.