2 Геологический раздел

1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Мало-Балыкское месторождение нефти расположено в бассейне реки Большой Балык, в 70 км к югу от г. Нефтеюганск.

В период 1962-1963г.г. Балыкская двухотрядная сейсмическая партия выявила и детализировала Мало-Балыкское поднятие. Поисково-разведочное бурение на рассматриваемой территории было начато в 1964 г.

В тектоническом отношении Мало-Балыкское месторождение приурочено к южной части Сургутского свода, который располагается в свою очередь в центральной части Западно-Сибирской плиты, имеющей чётко двухчленное геологическое строение: палеозойский складчатый фундамент и платформенный мезо-кайонозойский осадочный чехол. Мало-Балыкское месторождение приурочено к локальной одноименной структуре, расположенной в северо-восточной части Мало-Балыкского куполовидного поднятия. По отражающему горизонту «Б» Мало-Балыкская структура представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку с весьма измененными очертаниями крыльев, имеющих подковообразную форму, обращенную своей вогнутой стороной в направлении Мамонтовского месторождения. В пределах оконтуривающей изогипсы – 2775 м поднятия имеет размеры 5х25 км, амплитуда более 100 м. Наиболее высокая отметка гребня структуры располагается в районе скважины 25р и составляет 2770 м. Углы наклона крыльев не превышает от 3до 40.

Мало-Балыкское нефтяное месторождение как и большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности меловых отложений. Промышленная нефтеносность установлена в горизонте БС10 (пласты БС101-2 и БС10ТСП), пластах БС8, АС5-6, АС4.

Залежи нефти горизонта БС10 в горизонте БС10 выделяются два продуктивных пласта: пласты БС101-2 и БС10ТСП. Коллектора пласта БС101-2 по сравнению с БС10ТСП содержат меньше глинистого и мелкоалевролитистого материала. Пласт на основной части залежи представлен единым монолитным песчаным телом мощностью от 10до 15 м, только на северном крыле структуры кровельная часть пласта незначительно заглинизирована, а на восточном крыле структуры в зоне ее сочленения с Мамонтовской, нижняя часть пласта заглинизирована. Песчаники преимущественно мелкозернистые аркозовые, крепкие полимиктовые, в основном средней отсортированности.

В пласте БС101-2 выделены 2 залежи нефти.

Основная залежь нефти развита на всей площади структуры. Средняя отметка ВНК – 2399 м. Размеры залежи 21,5 х 6 км, высота около 80 м. Тип залежи пластовая, сводовая. Дебиты нефти изменяются от 40 т/сут до 240 т/сут.

Залежь вторая: Средний ВНК – 2399 м. Размеры залежи 3,5 х 2,9 км, высота

залежи 23 м. Тип залежи платовая, сводовая. Залежь нефти установлена в северной части структуры. Дебиты нефти в среднем составляют от 9 т/сут до 44

т/сут.

Для пласта БС10ТСП, приуроченного к подошве горизонта БС10, характерно частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков и слабая выдержанность их. Суммарная эффективная мощность пласта на севере структуры изменяется от 11 м до 20 м и представлена тремя-четырьмя пропластками мощностью от 1 м до 8 м. Пласт БС10ТСП локализован в северной и центральной части месторождения. В восточной части проницаемые отложения замещены глинистыми пропластками. В соответствии с принятым ВНК размеры залежи 12 х 3,3 км, высота 50 м. Среднее ВНК – 2401 м. Тип залежи пластовая, сводовая. Выработка пласта БС10ТСП происходит при совместном вскрытии пластов.

В центральной части структуры, количество песчаных прослоев возрастает до 7 – 8, в тоже время мощность их не превышает 3 м, эффективная мощность составляет 8 – 9 м, на южном крыле месторождения за счет опесчанивания верхней части разреза эффективная мощность увеличивается и составляет в среднем от 12 до 16 м.

На восточном крыле структуры содержание глинистого материала увеличивается, суммарная эффективная мощность песчаных пропластков уменьшается до 3 – 5 м, а их количество до 1 – 2. песчано-алевролитовые породы пласта БС10ТСП имеют полимиктовый состав, аналогичный как для пласта БС 101-2. коэффициент пористости составляет, обычно от 18 до 22%, средний 22%, проницаемость изменяется от 0,7 до 490* 10-3 мкм², средняя 138*10-3 мкм².

Залежи нефти пласта БС8 Развита в северной части месторождения, на остальной площади отложения данного пласта водонасыщенны. Литологически пласт БС8 представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластов до 6 м, достаточно хорошо выдержанных по площади. Наиболее мощные песчаные пропластки приурочены к кровле горизонта, средняя и нижняя части заглинизированны, однако в центральной части залежи наблюдается частичная глинизация песчаного пропластка приуроченного к кровле пласта. Эффективная мощность изменяется от 8 м до 18 м.

Средняя отметка ВНК принимается 2274 м. Размеры залежи 4,3х2,1 км. Тип залежи пластовая, сводовая.

Залежь нефти пласта АС7 проницаемая часть пласта АС7 представлена одним – тремя проницаемыми пропластками. Эффективная мощность не превышает 6м, составляет в среднем от 2 до 3м

Проницаемые отложения пласта АС7 развиты преимущественно на западе и в присводовой частях месторождения. На остальной части они замещены глинистыми пропластками. Средний ВНК – 1945 м. Размеры залежей:

1 залежь: 1,5х0,5км, высота 10 м;

2 залежь: 1,6х0,5км, высота 10 м;

3 залежь: 3,4х1,6 км, высота 28 м.

Тип залежи – пластово-сводовый.

Залежь нефти пласта АС5-6 в кровельной части пласта АС5-6 довольно сильно заглинизирован и представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластов. К подошве песчанистость увеличивается. Пласт АС5-6 выделяется

мощными песчаными пропластками мощностью до 8 м в подошве, однако в кровле заглинизирован и представлен маломощными песчаными пропластками.

Суммарная эффективная мощность составляет от 10до 12 м.

Средняя отметка ВНК – 1948 м. Размер залежи 15х5,3 км, высота 58 м. Тип залежи пластовая, сводовая.

Залежь нефти пласта АС4 приурочена к песчаным отложениям, характеризующимися резкой фациальной неоднородностью по площади месторождения. Выявлены две залежи нефти – основная, развитая на всей площади структуры и северная, выявленная по материалам ГИС.

Размеры основной залежи 23,5х5,8 км, высота в среднем 30 м. Средний ВНК – 1919 м. Тип залежи пластово-сводовый.

По фильтрационным свойствам по площади имеют распространения породы соответствующие Y – III классу проницаемости, преобладают коллектора IY класса. Средние Кпр составляют для пластов АС4 – 37*10-3 мкм², АС5-6 и АС7 – 59,2*10-3 мкм².

Свойства пластовых нефтей пластов АС4, АС5-6, АС7 и БС10 близки между собой, а нефть пласта БС8 более тяжелая. Все нефти имеют низкое газосодержание и объемный коэффициент. Для всех нефтей характерно преобладание нормального бутана над изобутаном и в меньшей степени нормального пентана над изопентанам.

Разгазированная нефть пласта АС4 имеет плотность 862 кг/м³, вязкость при 20 ^оС 67 мПа*сек., содержание серы 1,37%, парафина 30%, смол селикагелевых 6,6%, асфальтенов 2,2%. Выход фракций до 300 ^оС – 38,5%.

Плотность разгазированной нефти пластов АС5-6, АС7 составляет 851 кг/м³, вязкость при температуре 20 ^оС – 24,7 мПа*сек., содержание серы 1,13%, парафина 2,71%, смол селикагелевых 6,61%, асфальтенов – 2,2%. Выход фракций до 300 ^оС свыше 50%.

Нефть пласта БС8 самая тяжелая и плотность нефти при условии сепарации 885 кг/м³, вязкость при 20 ^оС – 50,7мПа*сек., содержание серы 1,11%, парафина 2,3%, смол селикагелевых 9,89%, асфальтенов 2,6%. Выход фракций до 300 ^оС свыше 50%.

Разгазированная нефть пласта БС10 имеет плотность 873 кг/м³. вязкость при 20 ^оС – 15,7 мПа*сек., содержание серы 1,34%, парафина 3,13%, смол селигагелевых 9,17%, асфальтенов 2,5%. Выход фракций до 300 ^оС свыше 15%.

Пласты Ачимовской группы.

Породы пластов ачимовской группы охарактеризованы керном в 42 скважинах, достаточно равномерно расположенных по площади. Вынос керна изменяется от 12% до 100%, принимая среднее значение 71 %. Макроисследованиями было охвачено 1420 образцов.

По данным описаний керна и гранулометрических анализов выделены следующие основные литотипы пластов ачимовской пачки.

Группа пластов БС_16-22 расположена в разрезе мегионской свиты, где выделяются три пачки: АЧ₁, соответствующая пласту БС₁₆, АЧ₂, включающая пласты БС_17-20 и АЧ₃ с пластами БС_20-21 (граф. прил. 2.1.3 и 2.1.4). Корреляционный профиль представлен на рис. 2.1.23. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями. Здесь сосредоточено 80% балансовых и 73% извлекаемых запасов всего месторождения. Глубина залегания варьируется в диапазоне от 2454 до 2793 м. Общая толщина ачимовской группы изменяется от 63

м в районе скважины 1р до 250-260 метров на восточной части месторождения.