Характеристика геологического строения: стратиграфия, тектоника, история геологического развития и промышленная нефтегазоносность. Модель продуктивного горизонта Лугинецкого месторождения. Минералого-петрографическая характеристика шлифов керна.
Аннотация к работе
Свита сложена континентальными отложениями - аргиллитами, алевролитами, песчаниками, углистыми аргиллитами и углями с преобладанием в разрезе глинисто-алевролитовых пород. Отложения сложены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, углистыми аргиллитами и редкими пропластками углей. Киялинская свита сложена континентальными отложениями, согласно перекрывающими отложения тарской свиты и представлена неравномерно переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками с преобладанием в разрезе первых. Свита сложена континентальными отложениями, представленными переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Свита выделена по скважине Кузнецово, река Тавда, Свердловская область Ростовцевым Н.Н. в 1955 году.В данной работе были изучены особенности строения юрской толщи Западно-Сибирской низменности на примере Пудинского мегавала, выявлены особенности нефтегазоносности юрских отложений для структуры Лугинецкого месторождения, рассмотрены перспективы обнаружения неантиклинальных ловушек нефти и газа.
Введение
Целью данной работы является изучение геологического строения юрских отложений; особенности нефтегазоносности юрских отложений Пудинского мегавала для структуры Лугинецкого месторождения; изучение влияния вторичных процессов на коллекторские свойства пород и изучение минералого-петрографического состава пород Лугинецкого месторождения.
К настоящему времени накоплен большой фактический материал по геологии и литолого-тектоническому строению чехла и значительных, но разрозненных участков фундамента, их структурному районированию, распределению основных продуктивных комплексов и залежей нефти и газа, преимущественно мезозойского возраста, как для всей Западно-Сибирской плиты, так и для ее юго-западной части.
Общие сведения о месторождении
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе Томской области в 400 км к северо-западу от г. Томска. Районный центр - с. Парабель - находится в 130 км от месторождения, а ближайший населенный пункт - г. Кедровый, удален на расстояние около 80 км. Крупным ближайшим центром является г. Колпашево, расстояние до которого водным путем равно 570 км, по воздушной трассе - 220 км.
Территория района представляет собой сглаженную, слаборасчлененную равнину. Абсолютные отметки рельефа варьируют в пределах 75-130 м. Наименьшие отметки приурочены к руслам и поймам рек. Самой крупной на территории является р. Чижапка и ее притоки Екыльчак, Тамырсат, Чагва и др. Русла рек извилистые, с крутыми берегами, кроме того, имеется много завалов и перекатов. Высокие берега таежных рек обычно покрыты густым лесом, низкие пойменные - имеют много озер и стариц. Воды рек и озер применяются для хозяйственных целей и питьевого водоснабжения. На территории района много болот, однако большая часть его покрыта лесом. Лес смешанный, но преобладают хвойные: пихта, кедр, сосна, много кустарников. Незалесенные участки обильно покрыты луговыми травами.
Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким теплым летом. Зимний период продолжается с ноября по апрель, самая низкая температура в зимнее время - 40-50ОС. Величина снежного покрова достаточно велика, на заселенных участках достигает 1,5 м. Почва зимой промерзает на 1-1,5 м.
Самый жаркий месяц лета - июль, когда температура воздуха поднимается до 35°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450 - 500 мм в год. Ледостав на реках начинается в ноябре, а вскрытие их ото льда приходится на конец апреля - начало мая. Навигационный период на крупных реках продолжается 150-170 дней, а на мелких - значительно меньше. месторождение геологический тектоника нефтегазоносность
Шоссейные и железная дорога в районе месторождения отсутствуют. Доставка грузов производится авиатранспортом, в период навигации - по рекам, в зимнее время - по зимнику, связывающему г. Кедровый с областным центром - г. Томском. На месторождении развита сеть грунтовых дорог.
Плотность населения очень низкая. В подавляющем большинстве население состоит из хантов, русских, украинцев. Основным занятием населения является заготовка леса, рыбная ловля, пушной промысел. В последние годы на территории района получили большое развитие геолого-геофизические работы, на которых занята большая часть населения.
Город Кедровый, расположенный в непосредственной близости от района работ, является базой нефтегазодобывающей промышленности. Здесь было расположено НГДУ "Лугинецкнефть", аэропорт с бетонной взлетно-посадочной полосой, пристань на реке Чузик.
Нефть, добываемая на Лугинецком месторождении, подается в нефтепровод Александровское-Томск-Анжеро-Судженск, трасса которого проходит в 130 км к северу от месторождения. Нефтепровод введен в эксплуатацию в марте 1972 г, а "нитка" Лугинецкое-Парабель, связывающая месторождение с нефтепроводом введена в эксплуатацию в 1982 г.
В районе Лугинецкого месторождения имеются залежи глин, и строительных песков, пригодных для строительных целей. Глины используются для приготовления буровых глинистых растворов. Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте.
Лугинецкое локальное поднятие, к которому приурочено одноименное месторождение, было выявлено в 1965-1966 гг. В 1966 г на Лугинецкой площади было начато глубокое поисковое бурение, и первой же скважиной №152, заложенной в присводовой части структуры, было открыто Лугинецкое месторождение.
1. Геолого-геофизическая изученность
До 1950 года изученность ограничивалась геологической съемкой масштаба 1:1000000 по всей территории Томской области.
С 1952 года район работ и прилегающие к нему территории были покрыты аэромагнитной съемкой масштаба 1:100000, проведенной новосибирской аэромагнитной экспедицией. В результате съемки была построена карта магнитных аномалий ? Та.
По данным этих и выполненных более крупномасштабных аэромагнитных работ проведено районирование территории по характеру магнитного поля и составлена структурно-тектоническая карта фундамента (1958-1965 гг.). Одновременно начала проводиться гравиметрия. К 1960 году вся территория Томской области была покрыта гравиметрической съемкой масштаба 1:1000000.
В 1968 году работами МОВ были получены сведения о геологическом строении зоны сочленения Пудинского, Средневасюганского мегавалов и Нюрольской впадины. Позже проводились площадные и детальные исследования МОВ, МОГТ, КМПВ, в результате которых уточнено геологическое строение Лугинецкого месторождения. В 1982 году введено в поисковое бурение Лугинецкое нефтеконденсатное месторождение.
В результате проведения площадных работ МОГТ и КМПВ получены дополнительные сведения по геологическому строению платформенного чехла, изучена поверхность доюрских образований на Лугинецкой площади.
Таким образом, геологическое строение Лугинецкого месторождения и прилегающей территории не неоднократно уточнялись сейсморазведочными работами, проводившимися параллельно с поисково-разведочным бурением.
По материалам сейсморазведки в палеозойских отложениях прослеживаются тектонические нарушения различного направления, однако по данным бурения они не установлены.
В отношениях платформенного чехла, несогласно перекрывающих породы палеозоя, по геофизическим данным прослеживаются отражающие горизонты Іа (низы тюменской свиты), ІІА (подошва Баженовой свиты), III (низы покурской свиты), IVВ (подошва ипатовской свиты), Va (подошва палеогеновых отложений).
2. Геологическое строение
В данном разделе описано геологическое строение (стратиграфия, тектоника, история геологического развития, промышленная нефтегазоносность) Лугинецкого месторождения.
2.1 Стратиграфия
Геологический разрез Лугинецкого месторождения представлен мощной толщей терригенных пород различного литолого-фациального состава мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на размытой поверхности палеозойских отложений промежуточного комплекса. Стратиграфическое расчленение разреза осуществлено по данным глубоких скважин на основании корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 г и уточнявшихся и дополнявшихся в последующие годы (г. Тюмени в 1991 г.). Общая схема стратифицированных образований может выглядеть следующим образом: Палеозойская эратема - Р?
Мезозойская эратема - М?
Юрская система - J
Нижний-средний отдел - J1-2
Тюменская свита - J1-2tm
Верхний отдел - J3
Васюганская свита - J3vs
Георгиевская свита - J3gr
Баженовская свита - J3bg
Меловая система - К
Нижний отдел - К1
Куломзинская свита - К1kl
Тарская свита - К1tr
Киялинская свита - К1kl
Нижний-верхний отдел - К1-2
Покурская свита - К1-2pk
Верхний отдел - К2
Кузнецовская свита - К2kz
Ипатовская свита - К2ip
Славгородская свита - К2sl
Ганькинская свита - К2gn
Кайнозойская эратема - KZ
Палеогеновая система - Р
Палеоцен - Р1
Нижний отдел - Р1
Талицкая свита - Р1tl
Эоцен - Р2
Средний отдел - Р2
Люлинворская свита - Р2ll
Средний-верхний отдел - Р2-3
Чеганская свита - Р2-3cg
Олигоцен - Р3
Четвертичная система - Q
Палеозойская эратема - Р?
По данным бурения породы фундамента в районе исследования представлены, в основном, формациями промежуточного комплекса - известняков с прослоями терригенных и эффузивных пород различной мощности. Отложения промежуточного комплекса вскрыты десятью скважинами: шестью разведочными и четырьмя эксплуатационными. Наиболее полный разрез промежуточного комплекса (толщина 1525 м ) вскрыт в скв. 170.
Мезозойская эратема - М?
Юрская система - J
Юрские отложения в описываемом районе представлены разнофациальными осадками средней и верхней юры. Они подразделяются на три свиты - тюменскую, васюганскую и баженовскую.
Нижний-средний отдел - J1-2
Тюменская свита - J1-2tm
Свита названа по городу Тюмень, Западная Сибирь. Выделена Ростовцевым Н.Н. в 1954 году. Ее мощность до 1000-1500 м. Она содержит: Clathropteris obovata Oishi, Coniopteris hymenophyloides (Bron gn.) Sew., Phoenicopsis angustifolia Heer.
Отложения тюменской свиты залегают на размытой поверхности юрского промежуточного комплекса. В кровле данной свиты залегает продуктивный горизонт Ю2.
Свита сложена континентальными отложениями - аргиллитами, алевролитами, песчаниками, углистыми аргиллитами и углями с преобладанием в разрезе глинисто-алевролитовых пород. Песчаные пласты, в силу их континентального происхождения, характеризуются резкой фациально-литологической изменчивостью.
Верхний отдел - J3
Верхнеюрские отложения представлены в основном породами переходного генезиса от морского к континентальному. Представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Васюганская свита - J3vs
Свита названа по реке Васюган, Западно-Сибирская низменность. Выделил Шерихода В.Я. в 1961 году. Ее мощность 40-110 м. Свита содержит: Quenstedtoceras и комплексы фораминифер с Recurvoides scherkalyemis Lev. и Trochammina oxfordiana Schar. Входит в полуденную серию.
Отложения васюганской свиты залегают согласно на отложениях тюменской свиты. Отложения сложены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, углистыми аргиллитами и редкими пропластками углей. Согласно общепринятым расчленением разреза васюганской свиты, основной продуктивный горизонт Ю1, выделяемый в разрезе свиты, повсеместно разделяется на три толщи: подугольную, межугольную и надугольную. Нижняя подугольная толща включает в себя достаточно выдержанные по площади песчаные пласты Ю14 и Ю13 прибрежно-морского генезиса, залежи которых вмещают основную долю запасов нефти и газа Лугинецкого месторождения. Межугольная толща представлена аргиллитами и прослоями углей и углистых аргиллитов редкими линзами песчаников и алевролитов континентального происхождения. Верхняя - надугольная толща сложена невыдержанными по площади и разрезу пластами песчаников и алевролитов Ю12 и Ю11. Песчано-алевролитовый пласт Ю10, включенный в состав продуктивного горизонта Ю1, т.к. он составляет с продуктивными пластами васюганской свиты единый массивно-пластовый резервуар, стратиграфически относится к георгиевской свите, отложения которой на значительных участках Лугинецкого месторождения отсутствуют.
Георгиевская свита - J3gr
Название свиты по селу Георгиевское, бассейн реки Ольховая, Донбасс. Выделили: Бланк М. Я., Горбенко В. Ф. в 1965 году. Стратотип на левом берегу реки Ольховая у села Георгиевское. Ее мощность 40 м. Она содержит: Belemnitella Langei Langei Schatsk., Bostrychoceras polyplocum Roem., Pachydiscus wittekindi Schlut.
Породы васюганской свиты перекрываются глубоководно-морскими глинами георгиевской свиты. В пределах описываемой зоны мощность свиты незначительна.
Баженовская свита - J3bg
Свита названа по селу Баженово, Саргатский район, Омская область, Западная Сибирь. Выделил Гурари Ф.Г. в 1959 году Ее мощность 15-80 м. Стратотип - по одной из скважин Саргатской площади. Она содержит: многочисленные остатки рыб, раздавленные раковинами Dorsoplanitinaeu реже бухий.
Баженовская свита распространена повсеместно и сложена глубоководно-морскими битуминозными аргиллитами, являющимися надежной покрышкой для нефтегазовых залежей васюганской свиты. Ее мощность до 40м.
Морские осадки баженовской свиты характеризуются выдержанностью литологического состава и площадного распространения, четкой стратиграфической привязкой. Эти факторы, а также четкий облик на каротажных диаграммах, делают свиту региональным репером [4].
Меловая система - К
Нижний отдел - К1
Куломзинская свита - К1kl
Свита распространена в южных и центральных районах Западно-Сибирской равнины. Выделил: Алескерова З.Т., Осечко Т.И. в 1957 году. Ее мощность 100-250 м. Она содержит Buchia cf. volgensis Lah., Surites sp., Tollia sp., Neotollia sibirica Klim., Temnoptychites sp. Свита входит в полудинскую серию.
Свита сложена морскими, преимущественно глинистыми отложениями, согласно перекрывающими верхнеюрские. Это, в основном, аргиллиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, алевритистые, с тонкими пропластками алевролита. В верхней части свиты выделяется группа песчаных пластов Б12-13, а в нижней части выделяется ачимовская пачка, сложенная преимущественно уплотненными песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.
Тарская свита - К1tr
Свита распространена в южном и центральном районе Западно-Сибирской низменности. Выделена по опорной скважине в районе города Тара, Омская область, Западная Сибирь Ростовцевым Н.Н. в 1955 году. Ее мощность 70-180 м. Содержит: Temnoptycnites spp. Тарская свита входит в полудинскую серию.
Отложения свиты согласно залегают на породах куломзинской свиты и представляют собой опесчаненные отложения завершающей стадии верхнеюрско-валанжинской трансгрессии моря. Основной состав свиты - серия песчаных пластов группы Б7 - Б10 с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов.
Киялинская свита - К1kl
Свита распространена на юге Западно-Сибирской равнины. Она выделена по скважине у станции Киялы, Кокчетавская область, Центральный Казахстан Богдановичем А.К. в 1944 году Ее мощность до 600 м. Содержит: Carinocyrena uvatica Mart. etvelikr., Corbicula dorsata Dunk., Gleichenites sp., Sphenopteris sp., Podozamites lanceolatus (L. et H.) Shimp., P. reinii Geyl., Pitiophyllum nordenskiodii (Heer) Nath.
Киялинская свита сложена континентальными отложениями, согласно перекрывающими отложения тарской свиты и представлена неравномерно переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками с преобладанием в разрезе первых. Песчаные пласты в составе свиты относятся к группе пластов Б0-Б6 и А.
Нижний-верхний отдел - К1-2
Покурская свита - К1-2pk
Нижне-верхнемеловые отложения в объеме аптальбсеномана объединены в покурскую свиту, которая является наиболее мощной. Свита распространена на территории Западно-Сибирской низменности. Название свите дано по опорной скважине у поселка Покурка река Обь, Ханты-Мансийский автономный округ. Свита выделена Ростовцевым Н.Н. в 1956 году. Залегает она согласно на саргатской серии, перекрывается с перерывом дербышинской
Песчаные пласты покурской свиты по простиранию невыдержанные, толщина их колеблется в пределах от нескольких метров до 20 м. Нижняя часть свиты более опесчанена.
Верхний отдел - К2
Верхнемеловые отложения представлены толщей морских, преимущественно глинистых пород, согласно залегающих на отложениях нижнего мела подразделяются на четыре свиты: кузнецовскую (турон), ипатовскую (верх.турон коньяк нижний сантон), славгородскую (верхний сантон кампан) и ганькинскую (маастрихт даний).
Кузнецовская свита - К2kz
Свита выделена по скважине Кузнецово, река Тавда, Свердловская область Ростовцевым Н.Н. в 1955 году. Ее мощность до 65 м. Содержит: Baculites romanovskii Arkh., Inoceramus ef. labiatus Schloth. и фораминиферы с Gaudryina filiformis Berth
Свита сложена глинами серыми, темно-серыми, плотными, листоватыми, иногда известковистыми или алевритистыми и слюдистыми.
Ипатовская свита - К2ip
Свита выделена по скважине в поселке Ипатово, Новосибирская область Ростовцевым Н.Н. в 1955 году. Ее мощность до 100 м. Содержит: комплекс фораминифер с крупными Lagenidae; Clavulina haststs Cushm. и Cibicides westsibirieus Balakhm.
Распространена свита в южной и центральной части Западно-Сибирской низменности. Входит в дербышинскую серию, делится на ряд пачек.
Отложения свиты представлены переслаиванием алевролитов, опоковидных глин и опок. Алевролиты серые, темно-серые, слабосцементированные, иногда глауконитовые, участками слоистые; опоковидные глины серые, светло-серые и голубовато-серые, алевритистые; опоки светло-серые, горизонтально- и волнистослоистые, с раковистым изломом.
Славгородская свита - К2sl
Свита выделена по опорной скважине - город Славгород, Алтайский край Ростовцевым Н.Н. в 1954 году. Мощность свиты до 177 м, содержит: фораминиферы и радиолярии, входит в дербышинскую серию, распространена в южной и центральной части Западно-Сибирской низменности.
Сложена славгородская свита преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, однородными, жирными на ощупь, пластичными, иногда с редкими маломощными прослойками песчаников и алевролитов, с включениями глауконита и пирита.
Ганькинская свита - К2gn
Свита распространена на Западно-Сибирской низменности и восточном склоне Урала. Выделена по скважине в поселке Ганькино, Северный Казахстан Богдановичем А.К. в 1944. Мощность свиты до 250 м. Она содержит: Baculites anceps leopoliensis Nowak., B. nitidus Clasun., Belemnitella lancealata Schloth., комплексы фораминифер с Gaudryina rugosa spinulosa Orb., Spiroplectammina variabilis Neckaja, Sp. kasanzevi Dain, Brotzenella praenacuta Vass.
Ганькинская свита входит в дербышинскую серию, подразделяется на ряд пачек.
Свита сложена мергелями серыми, зеленовато-серыми, кремнистыми, неслоистыми, и глинами серыми, участками известковистыми или алевритистыми, с тонкими прослойками алевритов и песков.
Палеогеновая система - Р
Палеогеновая система включает морские, в основном, глинистые отложения талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен), чеганской (верхний эоцен - нижний олигоцен) свит и континентальные отложения некрасовской серии (средний - верхний олигоцен), которые согласно залегают на отложениях мела.
Нижний отдел - Р1
Талицкая свита - Р1tl
Свита распространена на Западно-Сибирской низменности и восточном склоне Урала, названа по поселку Талица, Свердловская область, выделена Алексеровой З.Т., Осыко Т.И. в 1956 году. Мощность свиты до 180 м. Она содержит: комплексы фораминифер зон Ammoscalaria inculta, спор и пыльцы с Trudopollis menneri (Mart.) Zakl., Quercus sparsa Mart., Normapolles, Postnor mapolles, радиолярии и остракоды, Nuculana biarata Koen., Tellina edwardsi Koen., Athleta elevate Sow., Fusus speciosus Desh., Cylichna discifera Koen., Paleohupotodus rutoti Winkl., Squatina prima Winkl.
Сложена талицкая свита глинами темно-серыми до черных, плотными, участками вязкими, жирными на ощупь, иногда алевритистыми, с пропластками и присыпками алевритов и песков мелкозернистых, кварц-полевошпато-глауконитовых, с включениями пирита.
Средний отдел - Р2
Люлинворская свита - Р2ll
Свита, распространена на Западной-Сибирской равнине. Название дано по возвышенности Люмин-Вор, бассейн реки Сосьва, Урал Ли П.Ф. в 1956 году. Мощность свиты до 255 м. Делится на три подсвиты (граница между подсвитыми проводится условно). Свита содержит: комплекс диатомовых водорослей, споро-пыльцевой комплекс с Triporopollenites robustus Pfl. и с Triporopollenites excelsus (R. Pot) Pfl., комплекс радиолярийй с Ellipsoxiphus ckapakovi Lipm. и с Heliodiscus Lentis Lipm.
Свита сложена глинами зеленовато-серыми, желто-зелеными, жирными на ощупь, в нижней части - опоковидными, местами переходящими в опоки. В глинах встречаются прослойки серых слюдистых алевритов и разнозернистых кварц-глауконитовых песков и слабосцементированных песчаников.
Средний-верхний отдел - Р2-3
Чеганская свита - Р2-3cg
Свита распространена в Устюрте, северном Приаралье, на Тургайской равнине и юге Западно-сибирской равнине. Названа по реке Чеган, Приаралье, Казахстан Вяловом О.С. в 1930 году. Ее мощность до 400 м. Содержит: комплексы малюсков с Turritella, c Pinna Lebedevi Alex., Glossus abichiana Rom., комплексы фораминифер с Brotzenella munda N. Buk. и с Cibicides macrurus N. Buk., комплексы остракод с Trachyleberis Spongiosa Liep., комплекс спор и пыльцы с Qulreus gracilis Boitz. Свита разделяется на две подсвиты.
Чеганская свита представлена глинами голубовато-зелеными, зеленовато-серыми, плотными, с гнездами, присыпками и линзовидными прослойками песков серых кварцевых и кварц-полевошпатовых, разнозернистых и алевритов.
Четвертичная система - Q
Отложения четвертичной системы представлены песками серыми, темно-серыми, мелко-среднезернистыми, реже - более крупнозернистыми, иногда глинистыми, суглинками, глинами буровато-серыми, с пропластками лигнита и почвенно-растительным слоем [3].
2.2 Тектоника
В тектоническом отношении район расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты. Здесь выделяются структуры 1-го, 2-го и 3-го порядков.
Исследуемая территория расположена в зоне сочленения Нюрольской впадины и Пудинского мегавала, на склоне последнего. В обрамлении Пудинского мегавала с севера располагается Средневасюганский мегавал, с запада Нюрольская впадина, с юго-запада Лавровский наклонный вал, которые относятся к структурам первого порядка и осложнены структурами второго порядка.
Нюрольская впадина - это наиболее крупная отрицательная структура Обь-Иртышского междуречья. Наиболее погруженной является центральная часть депрессии, где выделяется Кулан-Игайская котловина. Периферийные части впадины осложнены более мелкими структурами второго порядка. В восточном борту впадины выявлен фестивальный вал, в юго-восточном - Лавровский наклонный вал. Локальные поднятия, как правило, тяготеют к участкам пологих погружений юга и юго-востока впадины, где градиент наклона верхнеюрского сейсмического репера (горизонт Па) не превышает 4 м/км.
Пудинский мегавал, в пределах западного склона которого сосредоточена основная часть исследованных месторождений, ограничивает восточный борт Нюрольской впадины. Па морфологическим особенностям это крупная антиклиналь размерами 150x60 км. Структурным ядром ее является Лугенецкое, Юбилейное, Горело-Ярское куполовидное поднятия и Останинский вал. Общее северо-западное простирание мегавала предопределило пространственное расположение выделенных поднятий. Градиент наклона горизонта Па в преклинальных и крыльевых частях мегавала примерно одинаков и равен 20 м/км. В формировании структурного плана Западно-Сибирской плиты большую роль сыграла дизъюнктивная теконика.
Детальный анализ разрывных нарушений позволил провести их систематизацию по двум признакам: пространственной ориентировке и глубине проникновения в платформенные отложения. Выделено четыре основных направлений ориентировки разломов: северо-западное, северо-восточное, субмеридиональное и субширотное. При этом в группе разрывов северо-восточного и северо-западного простирания наблюдаются сквозные и, выявленные на дневной поверхности, с неясной глубиной проникновения
Среди нарушений субмередионального простирания преобладают разрывы, затухающие в осадочном чехле, а в группе субширотного - затухающие в фундаменте. По времени относительного проявления, более древние (домезозойского возраста) нарушения отмечены только в фундаменте, а наиболее молодые - сквозные, затухающие с глубиной и выявленные на поверхности, зафиксированы в отложениях мезозойского, кайнозойского и четвертичного периодов. Длина нарушений меняется от первых километров до 500 км (разрывы рифтовых зон). Выделенные в фундаменте разломы в своей совокупности формируют блочный каркас его строения.
Тектоническая трещиноватость мезозойско-кайнозойских отложений является результатом тех напряжений в Земной коре, которые имели место в период формирования осадочного чехла. В пределах изучаемой территории основные направления трещиноватости в осадочном чехле имеют северо-западное и северо-восточную ориентировку. Напряжения возникающие в Земной коре, и Связанные с ними колебания блоков фундамента определяют интенсивность и асимметрию движения крыльев локальных поднятий.
Большое значение в исследуемом районе также имеет развитие сбросовых дислокаций в результате растяжения земной коры, что приводит к образованию открытых трещин и благоприятных условий для миграции флюидов.
Что же касается непосредственно самого Лугинецкого месторождения, то в тектоническом отношении месторождение приурочено к Лугинецкому локальному поднятию - структуре третьего порядка, расположенной в северо-западной периклинальной части Пудинского мегавала - положительной структуры первого порядка.
С северо-запада Пудинский мегавал граничит с Усть-Тымской рифогенной зоной, сочленяясь с ней моноклинально с углом наклона 2-3°. Моноклинальный склон постепенно переходит в северный борт Лугинецкого поднятия, которое имеет изометрическую форму, характерную для структур плитных комплексов платформ.
По отражающему горизонту Ф1 (кровля до юрских отложений) Лугинецкое локальное поднятие оконтуривается изогипсой - 2450 м. Его размеры составляют 24х23 км, амплитуда - 130 м. По горизонту Ф2 в центральной, западной и восточной частях Лугинецкого локального поднятия выделяются три приподнятые зоны унаследованно отражающиеся в структурной поверхности вышезалегающих юрских отложений. Характерной особенностью является осложненность структуры по горизонту Ф2 множеством разрывных нарушений, которые по мнению большинства исследователей затухают в юрских отложениях.
По отражающему горизонту ІІА (подошва баженовской свиты) размеры Лугинецкого л.п. в пределах оконтуривающей изогипсы - 2260 м равны 22х20 км, амплитуда - 120 м. Углы падения изменяются от 1°15’ до 1°55’ на северном и восточном.
В настоящее время установлено, что Лугинецкая структура осложнена множеством приподнятых зон, структурных носов, мысов, впадин и ложбин, контролирующих площадное распространение контуров нефте- и газоносности. По результатам бурения скважин кустов 47 и 36 месторождение разделилось на два купола - западный и восточный.
В западной части Лугинецкого поднятия выделяется Западно - Лугинецкий структурный мыс - локальное поднятие, перспективное для расширения площади нефтегазоносности, где пробурена скв. 186 и намечается продолжение разведочного бурения [1].
2.3 История геологического развития
Западно-Сибирская плита является одной из четырех молодых плит Российской части Евразии (ее фундамент сложен палеозойскими образованиями).
В геологической истории Западно-Сибирской плиты выделяются три главных мегаэтапа. Первый - от архея (AR) до начала рифея (R). Второй начался с заложения подвижного пояса в рифее - это длительный период терегенно - вулканогенного осадконакопления, где преимущественно рифтовый режим неоднократно сменялся орогенным. Третий мезозойско-кайнозойский (MZ-KZ) мегаэтап отвечает платформенному развитию региона.
В юрский период происходил медленный подъем уровня моря, в результате чего море наступало на сушу и формировались три основных Физико-географических обстановки осадконакопления: глинистый шельф, песчаное побережье, субконтинентальная и островная суша. Для верхнемелового периода характерна неотектоническая активизачия, которая, вероятно сыграла важную роль в современном распределении по площади скоплений углеводородов.
В готерив-барремское и апт-альб-сеноманское время формирование покурского комплекса. Эта эпоха характеризовалась совместным влиянием локальных и региональных источников сноса.
Конец палеогена отмечается нарастание трансгрессии и отложением морских осадков, представленных чередованием зеленовато-серыми, желто-зелеными, жирными на ощупь глинами, линзовидными прослойками песков серых кварцевых и кварц-полевошпатовых, разнозернистых и алевритов.
Четвертичные осадки (пески, супеси, илы, глины) в виде сплошного чехла покрывают весь район исследования, залегают со стратиграфическим несогласием на породах палеогена [5].
2.4 Промышленная нефтегазоносность
Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с продуктивными песчано-алевролитовыми коллекторами горизонтов Ю2 и Ю1 (верхняя юра). Горизонт Ю2 вскрыт большинством пробуренных разведочных и эксплуатационных скважин на глубине 2314,4-2426,8 м. Литологически горизонт неоднородный. Общая толщина его варьирует в очень большом диапазоне от 1,5 м до 75,1 м средняя эффективная нефтяная и газо-насыщенная толщина равна, соответственно: 6,8 м и 17 м.
По площади его распространения отмечаются зоны отсутствия пласта, либо - коллектора. Нефтяная залежь с газовой шапкой приурочена к центральной части структуры и простирается с севера на юг. Газовая шапка вскрыта двумя скважинами, пробуренными в сводовой части структуры. При опробовании скв.151 в интервале 2327-2336 м. получен фонтан газа дебитом 464,3 тыс.м3/сут через 17,5 мм шайбу при депрессии на пласт - 5,42 МПА. Одновременно вместе с газом из скважины поступал конденсат, дебит его 39,8 м3/сут через 15,4 мм шайбу. Пластовое давление - 24,39 Мпа.
Нефтеносность горизонта подтверждена исследованием эксплуатационных скважин. В результате исследования скв. 728 в интервале 2468-2474 м. получен приток нефти начальным дебитом 39,2 т/сут на 4 мм штуцере. Запасы УВ по горизонту Ю2 подсчитаны по категории С1. Среднее значение коэффициента пористости принятое для подсчета запасов равно 0,176 - для нефтяной части пласта, 0,187 - для газовой, коэффициент нефтенасыщенности - 0,556, газонасыщенности - 0,83. Характеристика залежи горизонта Ю2 приведена в Приложении 2.
Горизонт Ю1 васюганской свиты, содержащий около 95% запасов нефти и газа месторождения разделяется на пять продуктивных пластов снизу вверх: Ю14; Ю13; Ю12; Ю11 и Ю10 разобщенных глинистыми перемычками толщиной от 1-2 до 10 и более метров. Каждый из перечисленных пластов можно рассматривать как самостоятельную пластовую сводовую залежь. Характеристика залежей горизонта Ю1 приводится в Приложении 2.
Достаточно выдержанными по площади и разрезу являются пласты Ю14 и Ю13, залегающие в нижней части васюганской свиты и содержащие вместе около 80% суммарных запасов УВ месторождения.
Пласт Ю14 вскрыт практически всеми пробуренными скважинами на глубине 2298-2413 м. Исключение составляют небольшие участки в восточной части структуры, где пласт либо отсутствует, либо представлен непроницаемыми разностями. Покрышкой для пласта служит перемычка, представленная аргиллитами и алевролитами, толщиной от 0,8 м до 16,8 м.
Пласт Ю14 неоднородный и представлен песчаниками с небольшими прослоями алевролитов, толщина его колеблется от 2,2 м до 26,8 м. Залежь, выявленная в пласте, четко разделена на две части, приуроченных к западному и восточному куполам и имеющие самостоятельные газожидкостные контакты, отбиваемые на одинаковой отметке (ГНК - 2225 м, ВНК - 2244 м). Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равно, соответственно: 5,8 и 7,1 м. Для восточной части структуры - 4,4 м и 1,7 м. Среднее значение пористости, принятое для подсчета запасов, колеблется от 0,172 для нефтяной части пласта до 0,179 для водонефтяной. Коэффициент нефтенасыщенности минимальный 0,62 в водонефтяной части пласта, максимальное его значение в газонефтяной части пласта и равно 0,694, газонасыщенности - 0,723.
Пласт Ю13 имеет повсеместное распространение по площади и вскрыт на глубине 2278,8-2386,4 м. В разрезе большинства скважин пласт состоит из двух частей, разделенных между собой алевролитовыми пропластками. Характеристика эффективных толщин и статистические показатели характеристик неоднородности пласта приведены в разделе 2.2.
Общая толщина его колеблется в широком диапазоне от 2,0 м до 25,4 м. Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равно, соответственно: 6,2м и 7,2 м. Среднее значение пористости принятое для подсчета запасов колеблется от 0,164 для газонефтяной части пласта до 0,173 для водонефтяной. Минимальный коэффициент нефтенасыщения 0,601 в водонефтяной части пласта, максимальный - 0,626 приняты для газонефтяной части пласта, коэффициент газонасышенностн для газовой зоны - 0,706, газонефтяной - 0,724.
Пласт Ю13 опробован н исследован в большинстве пробуренных скважин. Максимальный дебит нефти 75,7 м3/сут на 11,5 мм штуцере при давлении 15,99 МПА получен при опробовании скв.154 в интервале 2337-2333 м. Максимальный дебит газа - 269,2 тыс.м3/сут через 12,5 мм шайбу при давлении 6,49 МПА получен при опробовании скв.162 в интервале 2332 - 2322 м. Газовый фактор составил 234 м3/м3. Запасы УВ по пласту Ю13посчитаны по категориям В и С1.
Пласт Ю12 вскрыт большинством пробуренных скважин на глубине 2269,6-2372 м и представлен группой песчаных пропластков, залегающих в пачке переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей континентального генезиса. По площади распространения выделяют зоны либо полного отсутствия пласта, либо отсутствия коллектора. Наибольшее количество обширных и небольших зон выделено в центральной и южной частях структуры. Общая толщина пласта варьирует в очень большом диапазоне от 0,8 м до 22 м. Эффективные нефте- и газонасыщенные толщины в целом по пласту равны, соответственно: 2,2 м и 3,2 м. Коэффициент открытой пористости принятый для подсчета запасов изменяется от 0,156 для нефтяной до 0,169 - для подонефтяной зон, коэффициент нефтенасыщенности равен 0,599, газонасыщенности - 0,63 для нефтяной и 0,64 - для газовой зон.
Пласт Ю12 испытывался в основном как самостоятельный объект, но в ряде скважин испытан совместно либо с нижележащим пластом Ю13, либо с вышележащим Ю11. Максимальный дебит газа 316,1 тыс.м3/сут через 15,4 мм шайбу при депрессии на пласт равной 10,76 МПА получен при опробовании пласта Ю12 совместно с кровельной частью пласта Ю13 в интервале 2306-2286 м. Фонтанный приток нефти дебитом 24,9 м3/сут на 4 мм штуцере получен при исследовании пласта и интервале 2451-2446 м. в скв.735. Запасы УВ по пласту Ю12 посчитаны по категории С1.
Пласт Ю11 вскрыт на глубине 2260-2376 м. и имеет также зональный характер распространения по площади. Наиболее обширные зоны отсутствия пласта или коллектора выделяют в северо-западной и юго-восточной частях структуры, на остальной части площади это небольшие участки, выделяемые в пределах 1-2 реже 4-х скважин. Общая толщина пласта изменяется от 1,0 м до 20,4 м. Песчаники пласта Ю11 являются типичными отложениями руслового генезиса. Средние значения эффективных нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно: 2,9 м и 2,7 м. Коэффициент пористости, принятый для подсчета запасов колеблется 0,152 для ГНЗ до 0,156 для НЗ и ВНЗ, коэффициент нефтенасыщения - 0,648, газонасыщения - 0,736 для ГЗ, 0,715 - для ГНЗ. Пласт испытан в большинстве скважин как самостоятельный объект, так и совместно с пластами Ю10 и Ю12. Максимальный дебит газа при опробовании скв.152 в интервале 2285-2279 м. составил 120 тыс-м3/сут через 15,4 мм шайбу при депрессии на пласт равной 4,17 МПА. Дебит нефти при совместном опробовании пластов Ю11 Ю12 в скв.165 в интервале 2326-2312м. составил 21,7 м3/сут на 8 мм штуцере при депрессии на пласт равной 16,6 МПА. Запасы УВ по пласту Ю11 подсчитаны по категории С1.
Пласт Ю10 залегает непосредственно под аргиллитами баженовской свиты и имеет более ограниченное распространение по площади. Выделяется большое количество зон его отсутствия, либо отсутствия коллектора, что подтверждается одной третью скважин, пробуренных на момент написания отчета. Обширные зоны замещения и отсутствия пласта выделяются в северо-восточной и южной частях структуры. Глубина залегания пласта 2270,8-2353,2 м. Общая толщина пласта изменяется в относительно небольшом диапазоне от 1,2 м до 13 м, по сравнению с ранее описанными пластами. Пласт Ю10 имеет весьма сложный характер строения. Средние значения эффективных нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно: 4,7 м и 2,6 м. Коэффициент нефтенасыщенная для подсчета запасов принят равным 0,77, газонасыщенность - 0,73. Коэффициент пористости для газонефтяной зоны - 0,14, для остальных - 0,165.
Пласт Ю10 испытан в разведочной скв.163 в интервале 2312-2309 м. При опробовании получен приток газа дебитом 58,9 тыс.м3/сут через 8,9 мм шайбу при депрессии на пласт 16,1 МПА, пластовое давление 24,3 МПА. При совместном опробовании пластов Ю10 Ю11 в скв.152 в интервале 2354-2344 м. получен приток нефти дебитом 17 м3/сут на 61 мм штуцере, газа - 3,8 тыс.м3/сут при депрессии на пласт 7,36 МПА, газовый фактор - 226 м3/м3. Запасы УВ по пласту Ю10 посчитаны по категории С1.
Несмотря на то, что каждый из шести продуктивных пластов представлен самостоятельной залежью, по которой посчитаны запасы УВ, все они характеризуются едиными уровнями газожидкостных контактов, что позволяет рассматривать
Вывод
В данной работе были изучены особенности строения юрской толщи Западно-Сибирской низменности на примере Пудинского мегавала, выявлены особенности нефтегазоносности юрских отложений для структуры Лугинецкого месторождения, рассмотрены перспективы обнаружения неантиклинальных ловушек нефти и газа. Кроме этого проведен петрографический анализ песчаных пород для Лугинецкого месторождения. Было оценено влияние вторичных процессов на коллекторские свойства песчаных пород.
Автор выражает особую благодарность своему научному руководителю Устиновой В.Н. за оказанную помощь в написании курсовой работы.
Список литературы
1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Сурков В.С. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М., 1975 г. 205с
2. Сурков В.С, Жеро О.Г Геология нефти и газа Западной Сибири. М.,1981 г. 152с
3. Стратиграфический словарь СССР. Триас, юра, мел. - Л.: Недра, 1979. 592 с.
4. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юра. / ред. Б. Н. Шурыгин - Новосибирск: из-во СО РАН филиал «ГЕО», 2000.
5. Еременко Н.А. Геология нефти и газа М.: Недра,1961.-372 с.
6. Е.М. Асочакова, А.А. Сатекова. Особенности вторичного преобразования пород в нефтегазонасыщенных зонах.