1.3 Тектоника месторождения

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяют три структурно-тектонических этажа:

Нижний - формировался в палеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образования в условиях парогео-синклинали , имевшей место в пермско - триасовое время.

Верхний - мезо-кайнозойский, типично платформенный. Формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

Рассматриваемая площадь приурочена к области развития байкальской исалаирской складчатости.

Хантыйская антиклиза, расположена в центральной части Западно - Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхнедемьяновский на юге . Центральную часть антиклизы занимает Юганская впадина.

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту “Б”Аганская площадь расположена на северном склоне Нижневартовского свода и в восточной части одноименного куполовидного поднятия, осложняющего этот свод.

Свод имеет слегка вытянутую в меридиональном направление форму с изрезанными контурами. В северной части свод достигает ширины до 120 километров, к югу он резко сужается. Длина свода 250 километров. Нижневартовский свод по кровле отражающего горизонта “Б” оконтуривается изогипсой - 2600 метров, которая на северо-востоке раскрывается в сторону Варьеганского вала. Амплитуда свода в пределах этой изогипсы превышает 300 метров.

Аганское поднятие относится к структуре второго порядка, оконтуривается по горизонту “Б” сейсмоизогипсой 2475 метров, амплитуда поднятия составляет 135 метров, углы наклонов крыльев до 7 градусов.

По кровле продуктивного пласта ЮВ₁ структурный план Аганского поднятия представлен двумя куполовидными поднятиями, оконтуренными изогипсой - 2430 метров, и имеющими размеры 8.8*7 километров, 3.4*1.6 километров. Восточнее их отмечается поднятие размером 4.5*2.8 километров по сейсмоизогипсе - 2500 метров.

Структурные планы по БВ_18-22 повторяют юрский структурный план.

По кровле продуктивного пласта БВ₈ структурный план Аганского поднятия в основном соответствует плану по сейсмическому горизонту “Б”. Структура оконтуривается стратоизогипсой - 2180 метров, имеет амплитуду 90 метров, размеры 22*25 километров.

Вверх по разрезу происходит выполаживание структурного плана. По кровле алымской свиты по сравнению с горизонтом БВ₈ амплитуда уменьшилась на 35 метров и по кровле сеномана и верхнему мелу на 40 метров, по кровле эоцена на 25 метров.

Составление материалов сейсморазведки и бурения (по отражающему горизонту) показало хорошую сопоставимость этих данных.

1.4 Физические свойства продуктивных пластов

Коллекторские свойства пород Аганского месторождения изучались по керновому материалу в лаборатории физики пласта ЦЛ Главтюменьгеологии и института “Гидротюменьнефтегаз”.

Наиболее полно изучена открытая пористость пласта Б₈ (п = 375). Основное количество образцов из пластов Б₈ и Б₉ имеет открытую пористость от 20 до 25%. Среднее значение открытой пористости по отдельным пропласткам колеблется от 19,7 до 24,3% для пласта Б₉.

Средняя эффективная пористость пласта Б₈ равна 15,5%, а пласта Б₉ - 12,9%. Средневзвешенное по мощности значение пористости для горизонта Б₈ - 22,15%, Б₉ - 20%, Б₆ - 21,6%.

Проницаемость по пласту Б₈ варьирует от 4 до 2198 мд, при этом 43% всех образцов имеют проницаемость от 100 до 300 мд. Средние по скважинам варьируют от 107мд до 550мд при среднем значении по пласту 259мд (V = 85%). Пределы измерения проницаемости по пласту Б₉ 2,3 - 396мд при среднем значении по пласту 68 мд (V = 171%), 70% исследованных образцов имеют проницаемость от 10 до 100мд. Т.Е. проницаемость пород коллекторов пласта Б₉ более неоднородна и понижена в 4,5 раза по сравнению проницаемости вышележащего пласта Б₈. Проницаемость коллекторов, как и эффективная пористость, уменьшаются в юго-западном направлении.

По определениям нефтенасыщенность песчаников горизонта Б₈ колеблется от 55 до 85,5% , составляет в среднем 75,4%.

Средняя нефтенасыщенность пластов Б₉ - 60%, Б₆ - 71,2%.

Остаточная водонасыщенность определялась методом центрифугирование образцов керна насыщенных моделью пластовой воды.

Содержание остаточной водонасыщенности по пласту Б₈ по отдельным образцам колеблется от 16,5 до 60,5%, средние по скважинам - от 24,9% до 38,9%, при среднем значении по пласту 30,1% (V = 18,6%).

Пределы изменения остаточной водонасыщенности по пласту Б₉ - 28-61,7%, при среднем значении по пласту 40,3% (V = 35,2%). Основные коллекторские свойства пластов представлены в таблице 1.

Таблица 1. Коллекторские свойства продуктивных пластов.

Пласт	Пористость	Проницаемость	Нефтенасы- щенность Sн, %	Водонасыщен- ность Sв, %	Газонасы-щенность Sг, %
Б8	0,226	0,328	75,4	30,1	67 (70)
Б9	0,22	0,256	60	40,3	84 (79)
Б6	0,43	0,43	71,2	38	33 (49)