Геологическое строение Самотлорского месторождения

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой - 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой - 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 145'.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с сп 0,35-0,6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. - 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры - 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок - 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 3424км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 6540км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники - прослои с пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке - 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 5638км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 2017км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. - 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,59,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 5232км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Рисунок 2.2

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском - 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах - 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. - 1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,51,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части - 2821км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина - 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2, БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/1 и БВ8/2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке - 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м. Залежь пластово-сводовая; размеры залежи - 4327км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках - 2071-2081м. Размеры залежи 3926км, высота - 150м, нефтенасыщенная толщина - 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ10/0 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ10/0) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до - 2190-2195м, к своду поднимаются до - 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 4021км, высота - 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6