Геологическое строение Самотлорского месторождения
Рефераты >> Геология >> 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 1°45’.

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 a сп ³ 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 a 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 34*24км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 65*40км, 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 a пс=0,35-0,6.

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

3) монолитные песчаники - прослои с a 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 56*38км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 20*17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Таблица 2.4

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)

Год

Добыча

нефти

Добыча

жидкости

Накопл.

Добыча нефти

Накопл. добыча

жидкости

Дебит

Нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ. фонд

добыв.

тыс.т

тыс.т

тыс.т

тыс.т

т/сут

т/сут

%

сут

скважин

1

1972

1,1

1,1

1,1

1,1

15,4

15,4

0,00

70,5

2

2

1973

108,3

108,3

109,4

109,4

94,9

94,9

0,00

1141,5

9

3

1974

461,0

463,3

570,4

572,7

105,5

106,0

0,50

4368

15

4

1975

302,5

309,4

872,9

882,1

81,2

83,1

2,23

3723,5

11

5

1976

419,8

468,6

1292,7

1350,7

115,6

129,0

10,41

3631,5

16

6

1977

937,4

995,0

2230,1

2345,7

116,1

123,2

5,79

8077

33

7

1978

1399,6

1640,1

3629,7

3985,8

102,9

120,6

14,66

13603,3

51

8

1979

1827,6

2088,3

5457,3

6074,1

86,2

98,5

12,48

21205

86

9

1980

2419,1

2857,0

7876,4

8931,1

75,3

88,9

15,33

32133

107

10

1981

3062,6

3854,6

10939,0

12785,7

69,3

87,2

20,55

44203,5

155

11

1982

2781,4

3630,7

13720,4

16416,4

48,3

63,0

23,39

57596,8

199

12

1983

3186,7

4105,0

16907,1

20521,4

41,8

53,8

22,37

76272,6

288

13

1984

4733,1

6323,3

21640,2

26844,7

40,3

53,8

25,15

117581,3

382

14

1985

4016,3

6490,8

25656,5

33335,5

42,5

68,7

38,12

94546,1

381

15

1986

4153,4

8713,0

29809,9

42048,5

35,9

75,3

52,33

115550,9

396

16

1987

3826,7

10463,3

33636,6

52511,8

29,3

80,1

63,43

130791,6

440

17

1988

3334,6

11934,5

36971,2

64446,3

21,1

75,5

72,06

158035,2

491

18

1989

2831,9

12184,8

39803,1

76631,1

16,9

72,7

76,76

167169

519

19

1990

2200,2

12240,4

42003,3

88871,5

13,1

72,9

82,03

168295

519

20

1991

1650,4

11329,0

43653,7

100200,5

10,3

70,7

85,43

160381,3

496

21

1992

1210,1

8638,7

44863,8

108839,2

8,3

59,3

85,99

145826

463

22

1993

1134,8

6337,6

45998,6

115176,8

8,6

48,0

82,09

131577,1

427

23

1994

1020,4

5018,9

47019,0

120195,7

11,6

57,1

79,67

88327

365

24

1995

976,0

5182,9

47995,0

125378,6

10,7

56,8

81,17

91412,8

310

25

1996

368,4

2466,0

48363,4

127844,6

9,0

60,2

85,06

40995,6

307


Страница: