1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Район работ расположен на водоразделе рек Тромьеган и Энтль-Имиягун. В орографическом отношении территория представляет собой пологую-озерно-аккумулятивную равнину, абсолютные отметки которой колеблются от 61 м на юге до 90 м на севере.

Тевлино-Русскинское месторождение находится в зоне активной промышленной разработки большого числа месторождений. Ближайшие наиболее крупные из них Южно-Ягунское и Когалымское месторождение.

Гидрографическая сеть представлена рекой Тромьеган и ее наиболее крупными притоками: Энтиль-Имиягун, Тлетты-Ягун, Кирилл-Ягун, Ингу-Ягун и другие, которые пересекают район месторождения с севера на юг, которая является южной границей зоны деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» левый берег в пределах месторождения.

Благодаря равнинности рельефа широко распространены озера и болота до 30 на 1 км². Озера, в основном, неглубокие от 3 до 6 м, часть из них в зимнее время промерзает до дна. Наиболее крупные озера: Яккун-Лор, Ерэм-Лор, Мужэн-Лор.

Климат района континентальный. Минимальная температура минус 52 С, максимальная плюс 35 С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится от 200 до 220 дней. Глубина промерзания почвы от 1,3 до 1,7 м. Самый холодный месяц –январь среднемесячная температура минус 23,20 С, самый теплый – июль плюс 16,10 С. Среднегодовое количество осадков 482 мм, причем 75 % приходится на теплое время года.

Согласно геокриологической карте Тюменской области месторождение расположено в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород, ММП. Существование ММП установлено на Когалымской площади по результатам геофизических исследований скважин методом ОЦК, ММП имеют двухслойное строение. Верхний современный слой залегает в виде отдельных линз на глубине от 10 до 40 м, температура постоянная и близка к 0 С. Нижний реликтовый, слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Вскрытые толщины ММП изменяются от 80 до 150 м. Он приурочен к верхней части атлымской и низам новомихайловских свит. Район месторождения находится в зоне средней тайги, с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов: кедр, лиственница, сосна, сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах.

Численность населения в районе в последние годы в связи с бурным развитием нефтедобывающей промышленности резко возросла. Здесь проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры, ханты, манси. Основная часть населения района занята в нефтедобывающей промышленности. Среди местного населения развито рыболовство и охота. Заселенность площади составляет около 15 %.

Для целей водоснабжения практический интерес представляют пресные воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение на исследуемой территории и залегает на глубине от 75 до 104 м. Воды удовлетворяют требованиям ГОСТа и ПДК за исключением мутности, содержания железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием. Для поддержания пластового давления в продуктивных пластах эффективно использовать подземные воды аптальбсеноманского комплекса. В районе месторождения как строительный материал стали широко использовать пески четвертичных отложений, запасы которых велики.

Геологический разрез Тевлинско-Русскинского месторождения сложен мощной, более 3000 м, толщей осадочных пород, подстилаемых эффузивами пермо-триасового возраста и вытянут в меридиональном направлении и имеет размеры 56×13 км. Месторождение многопластовое коллекторы не выдержаны и по площади месторождения в целом, и по разрезу.

Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.

Все структуры образующие «Тевлино-Русскинское» месторождение, брахиантиклинального типа, в основном меридионального или близкого к нему простиранию, с небольшими углами наклона.

Разрезы продуктивных отложений являются традиционными для Сургутского нефтегазового района. Вместе с тем при послойной пластовой корреляции присутствует некоторая условность, так как некоторые пласты, в особенности группы БС, в составе горизонтов претерпевают значительные изменения. Наличие зон замещения песчаных пород глинами отмечено практически во всех пластах, по этому большинство залежей литологически экранированные. Коллекторами пластов являются песчаники и алевролиты, относящиеся к поровому типу коллекторов.

Промышленная нефтеносность на месторождении связана с мезокайнозойскими отложениями. Пласты представлены песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники серые, буровато-серые, средне и мелкозернистые, слабо алевролитистые, по составу аркозовые, в основном однородные с выраженной слоистостью. Цемент песчаников порово-пленочный (хлорит-каолинитовый, участками – поровый карбонатный. Наибольшее площадное развитие на месторождении имеют залежи пластов ЮС1-2 и пластов группы 2,3БС10, БС11

В пластах группы БС, содержащих основную долю запасов месторождения, залежи нефти контролируются зонами литологического замещения песчаников глинистыми породами и выклинивания пластов. Зона нефтеносности этих пластов прослеживается от северного погружения Тевлинской структуры в виде полосы субмеридионального простирания. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,3 до 0,7, составляя в среднем 0,5, коэффициент расчлененности варьирует в пределах от 7 до 10, среднее значение 9,3.

Коэффициент песчанистости увеличивается в северном направлении, обуславливая увеличение проницаемости от 480 до 990 мД.

Пористость остается практически одинаковой 22 %. Общие и эффективные толщины пласта увеличиваются в северном и западном направлениях по мере погружения пласта. Толщина заглинизированной кровельной части увеличивается на запад.

Начальная нефтенасыщенность залежей Тевлинско-Русскинского месторождения находится в пределах для БС10-58 %, для ЮС-1-57 %, для С-2-50 %.

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов - 58 %, нафтеновых - 25 %, ароматических - 18 %.

Газ ступенчатой сепарации содержит 81% метана, 6 % этана, 7 % пропана и 3 % бутана.

Обширный фактический материал по Тевлинско-Русскинскому месторождению дает возможность определить морфологию песчаных тел. Песчаный пласт БС10 представлен водоносным коллектором с высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Коллектор имеет распространение практически по всей площади месторождения. Колебание мощности незначительно и составляет единицы метров. Локальное увеличение мощности наблюдается в районе Тевлинского поднятия. Здесь морфология пласта выражается в виде линзы северо-западного простирания. Максимальная мощность составляет 20 метров при средней мощности песчаника по площади порядка 10 метров. На данный момент это единственное отклонение в морфологии песчаного тела. На большинстве площади месторождения коллектор БС10 подстилается выдержанным по мощности пластом плотного алевролита, разного контакта коллектора глиной в горизонте БС10 нет. Основными эксплуатируемыми пластами являются 2+3 БС10.

Пласт 2+3 БС10 литологически представлен в подошвенной части мелкозернистым, нефтенасыщенным и известковым песчаником. Нефтенасыщенная мощность пласта изменяется от 4 до 14,8 метра. Среднее значение в пределах участка залежи с запасами нефти по категории С-1 равно 9,8 метра.

Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,858 г/см3, пластовое давление 250Ат, пластовая температура - 83,5 градуса, газосодержание нефти - 48 м³/т, вязкость пластовой нефти - 1,44 мПа/сек, давление насыщения - 10,4 мПа, пористость – 20 %, проницаемость - 74-125 мД, нефтенасыщенность- 67 %.