Геолого-физическая характеристика тюменской свиты Тортасинского месторождения

Тортасинское нефтяное месторождение открыто в 1989 г., введено в разработку в 2013 г. Территория Тортасинского участка относится к Ляминскому нефтеносному району Фроловской нефтегазоносной области. Промышленная нефтеносность на месторождениях района установлена в неокомских отложениях, в баженовской, тюменской и горелой свитах. На схеме совмещённых контуров залежей, представленной на рисунке 1 видно, что Тортасинское месторождение является многопластовым.

Условные обозначения

• • Фактические скважины

  ---------- пласт АС 1

  --------- пласт АС5

пласт АС7

-------- пласт ЮС О

^^^^^— пласт ЮС2

-------- пласт ЮС4 ■ пласт ЮС 10

^^^^^^ Граница лицензионная

Рисунок 1. Схема совмещённых контуров продуктивных пластов Тортасинского месторождения (на 01.01.2019 г.)

Залежи нефти, в основном, пластовые, сводовые, литологически ограниченные и экранированные. Тип коллектора на месторождении преимущественно поровый. На территории Тортасинского месторождения выявлено 7 залежей нефти в 7 продуктивных пластах. Залежи нефти установлены в том числе в пластах тюменской свиты (ЮС2, ЮС4).

Тюменская свита, пласт ЮС2. Выявлена одна нефтяная залежь. Размеры залежи 13,0х12,5 км, высота – 90 м. Залежь по типу пластово-сводовая, тектонически экранированная. Коллекторские свойства пласта изучались по керну (пористость – 471 определение из десяти скважин, проницаемость – 375 определений из десяти скважин), ГИС (пористость и проницаемость – по 226 определений в 17 скважинах, нефтенасыщенность – 159 определений в 16 скважинах). Коэффициент вытеснения и относительные фазовые проницаемости приняты по данным исследований на собственном керне (три определения по керну из одной скважины). Физико-химические свойства нефти изучались по 15 поверхностным и семи глубинным пробам. Нефть лёгкая по плотности, малосернистая, парафинистая.

Тюменская свита, пласт ЮС 4 . Выявлена одна нефтяная залежь. Размеры залежи 7,6х7,3 км, высота – 47 м. Залежь по типу пластово-сводовая. Коллекторские свойства пласта изучались по керну (пористость – 416 определений из семи скважин, проницаемость – 277 определений из семи скважин), ГИС (пористость и проницаемость – по 108 определений в 10 скважинах, нефтенасыщенность – 89 определений в девяти скважинах). Коэффициент вытеснения и относительные фазовые проницаемости приняты по данным исследований на собственном керне (три определения по керну из одной скважины. Физико-химические свойства нефти изучались по двум поверхностным и трём глубинным пробам. Нефть лёгкая по плотности, малосернистая, парафинистая.

Продуктивная толща Тортасинского месторождения представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием песчано-алевритовых разностей. Коллекторы имеют межзерновой тип порового пространства.

По результатам гранулометрии пласты ЮС сложены в основном песчаной фракцией 48,2 %, чуть меньшая доля приходится на алевритовую фракцию – 31,6 %.

В составе глин в пластах группы ЮС2-4 преобладает гидрослюда (40,3 %) и каолинит 35,3 %, хлорита 15,7 %, меньше всего ССО 8,7 %.

Граничные значения геофизических параметров для выделения эффективных толщин приведены в таблице 1.

Все полученные уравнения зависимостей для определения подсчётных параметров (пористости, нефтенасыщенности) и коэффициента проницаемости по пластам Тортасинского месторождений приведены в таблице 2.

Таблица 1.

Граничные значения геофизических параметров

Таблица 2.

Алгоритмы обработки и интерпретации материалов ГИС пластов ЮС по скважинам Тортасинского месторождения

Выводы: По результатам интерпретации комплекса ГИС, ГДИС, керна, коллектора являются низкопористые – 0,14 д.ед., низкопроницаемые - 0,47

мД, что определяет влияние капиллярных сил на распределение нефтенасыщенности по разрезу. В связи с чем высота структурного поднятия определила низкую нефтенасыщенность 0,52 д.ед. На ряду с высокой расчлененностью разреза в 6.6 ед. и прерывистостью коллекторов данные характеристики будут определять низкую эффективность водной репрессии.