2.Геолого-физическая характеристика месторождения.

Характеристика геологического строения.

Нефтеносными являются отложения средней (пласт Ю₂) и верхней (пласты Ю¹₁, Ю²₁, Ю³₁) юры.

Пласт Ю₂ характеризуется зонально-слоистооднородным строением, которое выражается в чередовании алевролитов, песчаников и аргиллитов по разрезу и взаимном их замещении по простиранию. Коллекторами нефти, рассматриваемого пласта, являются песчаники и алевролиты.

Песчаники мелкозернистые, глинистые и умеренно-глинистые, хорошо и средне отсортированные, массивные, и волнисто-косослоистые с линзовидными включениями растительного детрита. По данным гранулометрического анализа они имеют следующую характеристику: содержание песчаного материала 56-75%, алевролитового 9-18% и глинистого 9-15%, коэффициент сортировки 1,25-1,93 медианный диаметр зерен 0,11-0,20 мм, значение общей карбонатности 3-4%.

Обломочная часть песчаников и алевролитов состоит из кварца (30-35%), полевых шпатов (40-45%), обломков пород (18-30%) и слюд (1-8%). Кварц в основном неизменный, иногда с редкими органоминеральными включениями. Полевые шпаты - кислые и средние плагиоклазы - пелитизированы, серицитизированы, частично соснотизированы, однако основная масса полевых шпатов не затронута вторичными процессами. Обломки пород и слюды несут следы вторичного минералообразования. Так средние и основные эффузивы замещаются хлоритом, эпидотом и кальцитом, и биотит-сициритом и хлором. Цемент в основном глинистый, участками железисто-титанистый и карбонатный, реже регенерационный. Глинистый цемент представлен каолинитом (2-5%), гидрослюдой (1,9-5,5%), хлоритом (0,5-1,8%). Железисто-титанистый цемент характеризуется большим диапазоном изменения (0,1-9,0%) и специфическим характером распределения. Этот цемент формируется большей частью в узких пережимах пор между сближенными зернами, значительно увеличивает количество тупиковых зон, ухудшает их сообщаемость, повышает извилистость и удельную поверхность мелких пор. Железисто-титанистые образования формируют пленочный и неполнопоровый тип цемента. Карбонатный цемент состоит из кальцита и сидерита, которые образуют порово-базальный тип цемента. Среди акцессорных минералов наибольшее распространение имеют циркон, гранат, эпидот, турмалин. Из аутигенных чаще встречаются лейкоксен, анатаз, пирит.

Алевролиты средне-крупнозернистые, глинистые, средне - отсортированные, волнисто- косослоистые, содержат много растительного детрита и углистого материала. По минеральному составу они аналогичны песчаникам. Коллекторские свойства пласта низкие, преобладают коллекторы У-У1 классов проницаемости.

Горизонт Ю₁ литологически более однородный, чем пласт Ю₂. Здесь на фоне преобладающего переслаивания разных типов пород встречаются пласты монолитного песчаника, мелкозернистого, слабо и умеренноглинистого, хорошо отсортированного, массивного и волнисто-линзовидно - слоистого в основном за счет намытых слюд и растительного детрита.

Результаты гранулометрического анализа показывают, что песчаники преимущественно глинисто- алевритовые: содержание песчаной фракции 61,8%, алевритовой 29,6%, глинистой 8,6%. Значение общей карбонатности колеблется от 3-8%. Коэффициент отсортированности 1,59, медианный диаметр- 0,12 мм.

По минеральному составу песчаники полимиктовые и аркозовые. Породообразующие минералы представлены кварцом (35-45%), полевыми шпатами (35-45%), обломками пород (15-25%), слюды (1-7%).

Зерна кварца преимущественно чистые, реже с минеральными включениями. Полевые шпаты слабоизмененные за счет пелитизации, иногда слабоизмененные в результате серитизации. Обломки пород - эффузивы, сланцы, кремнистые гранитоиды также затронуты вторичными процессами, в основном они хлоротизированы и серитизированы.

Минералы тяжелой фракции представлены гранитом, циозитом, апатитом, цирконом, турмалином, сфеном, магнетитом. Из аутигенных чаще всего присутствует лейкоксен, лимонит, анатаз и пирит.

Цемент глинистый, состоящий из гидрослюды (2-5%), каолинита (1,6-4%), хлорита до 2,3 %. Глинистые минералы образуют пленочно-поровый тип цемента. Наряду с глинистыми минералами в цементе встречаются вторичные железисто-титанитсые и карбонатные образования, состоящие из лейкоксена (0,2-4%), кальцита (0-5%), сидерита (0-7%). Указанные минералы формируют пленочно-базально-поровый тип цемента. Специфическое распределение железисто-титанистых образований и сидерита существенно усложняет структуру порового пространства и как следствие этого снижает Коллекторские свойства пород. Таким образом, для пород пластов ЮС₂ и ЮС₁ наиболее характерными особенностями являются высокое графитационное уплотнение и наличие специфической железисто-титанистой цементации, которые предопределяют невысокие емкостно-фильтрационные свойства коллекторов.

Отложения пласта ЮС₂, как было сказано выше, характеризуются резкой неоднородностью, как по площади, так и по разрезу. Эффективная мощность пласта изменяется от 0 до 7,4 м, но в основном по площади составляет 2-4 м. Какой-то закономерности изменения эффективной мощности по площади не наблюдается. Нефтенасыщенные мощности изменяются аналогично эффективным.

Низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов обусловили невысокие дебиты нефти, которые изменяются от «сухого» до 4,8 м³/сут. при динамическом уровне 1000-1300 м. Фонтанных притоков ни в одной скважине не получено.

В разрезе горизонта Ю₁ выделяются три зональных песчаных пласта: Ю³₁, Ю²₁, Ю¹₁ разделенных довольно выдержанными глинистыми пропластками. Наиболее выдержанным по площади песчаным пластом является пласт ЮС³₁ . Эффективная мощность изменяется от 2 до 22,4 м, причем наблюдается уменьшение мощности в западном направлении. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 0-10 м.

Дебиты нефти по этому пласту изменяются от 0,4-17,7 м³/сут при динамическом уровне 770-1300 м. Фонтанных притоков не в одной скважине не получится. В ряде скважин, пробуренных предполагаемом контуре нефтеносности, получены притоки воды на высоких гипсометрических отметках, что указывает на наличие тупиковых зон, которые, по всей видимости, будут отделяться от нефтенасыщенной части зонами глинизации.

По результатам разведочного бурения в разрезе пласта Ю³₁ выделяются две залежи нефти. Основная с отметкой ВНК 2858 м. Размеры 20-22 км. Вторая залежь выделяется на востоке структуры, в районе скважин 15Р-23Р. Отметка ВНК принята на отметке 1875 м., размеры 7*3 км.

Отложения пласта ЮС²₁ также довольно хорошо выдержанны по площади, за исключением северной и южной частей структуры, где отмечаются зоны глинизации. Эффективная мощность пласта изменяется от 0,8-10,4 м, причем максимальные мощности приурочены к северо-западному крылу основной залежи. Характер изменения нефтенасыщенных мощностей аналогичен эффективным.

Дебиты изменяются от «сухо» до 144м³/сут. В ряде скважин получены фонтанные притоки нефти. Анализ изменения мощностей пласта ЮС²₁ показал, что возможность развития перспектив нефтеносности в западном направлении к зоне сочленения Угутской и Западно-Угутской структур.

Основная залежь нефти установлена в центральной части структуры. ВНК залежи принят в среднем на отметке 2850-2855м. Размеры 23*24 км. Вторая залежь локализована на западном крыле структуры в районе скважины 57р, ВНК принят на отметке 2873 м, размеры- 3,5*7,5 км.

Наиболее неоднородным по площади является пласт Ю¹₁. Эффективные мощности изменяются от 0 до 18 м, причем максимальные мощности приурочены к северному крылу залежи. Большие зоны глинизации обусловили наличие тупиковых зон и связанных с ними получение притоков воды на высоких гипсометрических отметках. Все это обусловило наличие нескольких изолированных залежей с различными отметками ВНК. В разрезе пласта ЮС¹₁ выделяется в настоящий момент шесть локальных залежей нефти. Дебиты нефти изменяются «сухо» до 32см³/сут. В ряде скважин, в основном в центральной части структуры, получены фонтанные притоки нефти.