CC BY
29
- ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ИМ. С. М. КИРОВА
Том 253 1976
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЛУГИНЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ю. В- НАЙДАНОВ
(Представлена профессором А. В. Аксариным)
Лугинецкое газокондснсатно-нефтянос месторождение расположено б Каргасокском районе Томской области. В тектоническом отношении оно приурочено к одноименному куполовидному поднятию, которое находится в пределах северо-западной части Пудииского свода. На месторождении (на 1/1-1970 г.) пробурено 14 скважин 151 —157, 159, 160, 162— 164, 166—167 (рис. 1.). В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Поскольку нефтегазоносность на Лугинецком месторождении связана только с юрскими образованиями, то они и будут рассмотрены более подробно.
Отложения палеозоя слагают фундамент и вскрыты на небольшую глубину (28—38 м) только двумя скважинами 151 и 160; по вещественному составу — карбонаты и основные эффузивы. Точный возраст их не установлен, предположительно — нижний карбон — верхний девон.
На границе палеозоя и юры встречена так называемая кора выветривания. В скважине 151 она охарактеризована керном, а в скв. 160 выделяется только по каротажу. По составу это глинисто-карбонатная порода буровато-желтого цвета; мощность коры выветривания 6—26 м. Возраст ориентировочно — триас. Отложения юрской системы присутствуют в объеме трех свит: тюменской, васюганской и марьяновской. Континентальные отложения тюменской свиты нижне-среднеюрского возраста залегают с размывом на породах фундамента. Вышележащая васюганская свита прибрежноморских отложений датируется верхнеюрским возрастом. Обе свиты сложены часто переслаивающимися песчано-алевритовыми и аргиллитовыми породами. Мощность тюменской свиты 123—130 м, васюганской — 60—74 м. Закапчивается юра морскими осадками марьяновской свиты, представленными аргиллитами, внизу битуминозными (баженовская пачка). Мощность марьяновской свиты 66—99 м. Общая мощность юрских отложений 249- 293 м.
Отложения меловой системы представлены всеми отделами и ярусами. Общая мощность ее 1 854—2 077 м. Мощность палеогена --254—■ 278 м. Четвертичные осадки сложены песками и глинами современного облика, мощность их 10—40 м.
До сих пор при проведении геологоразведочных работ на перспективных землях Томской области встречались газоконденсатные место-рождения без нефтяной оторочки (Северо-Васюганское, Усть-Сильгин-ское) или газоконденсатные с нефтяной оторочкой непромышленного характера (Мыльджинское, Казанское). Исключением из этого — Лугинецкое месторождение, которое является газокоиденсатно-нефтяным,
Рис. 1. Структурная карта Лугинецкого месторождения: 1—пзогипсы кровли продуктивного пласта Ю-МП по данным бурения; 2—контур газоносности; 4—номер пробуренной скважины
т. е. имеет запасы нефти промышленного значения. Промышленная га-зоконденсатность связана с юрскими отложениями, среди которых выделяется пласт Ю-1-Ш. По сути дела, это три пласта, стратиграфически охватывающие две свиты — васюганскую (пласт Ю-1) и тюменскую (пласт Ю-П-Ш). Однако отсутствие надежного глинистого раздела между этими пластами не позволяет индексировать их раздельно, поэтому продуктивный пласт получил наименование Ю-1-Ш.
Пробуренными на месторождении скважинами кровля пласта Ю-МП вскрыта в интервале глубин 2 260—2 339,2 м. Верхняя граница пласта довольно четко отбивается на диаграммах стандартного электро-каротажа по резкому спаду кривой КС при переходе от высокоомной баженовской пачки к низкоомным осадкам верхней част васюганскои свиты. Подошва пласта выделяется менее уверенно, так как проходит в монотонной толще песчано-алевролито-аргиллитовых пород тюменской свиты. Общая мощность продуктивного пласта 92—126,8 м; эффективная мощность, т. с. суммарная мощность проницаемых прослоев без учета разделяющих их плотных пропластков 24,4—54,в м. ¡Количество песчаных прослоев в эффективной части достигает 9—29. Промышленными коллекторами газа и нефти служат песчаники и наиболее крупнозернистые разности алевролитов.
Газоносность пласта Ю-1-Ш установлена результатами испытания скважин 151 —157, 159, 162—164, 166. Рабочие дебиты газа на 12,5 мм диафрагме составили 59,3—351 тыс. м3/сут. при депрессии на пласт
30,3—79,9 ата; свободные дебиты достигают 959,4 тыс. м3/сут. По замерам глубинными манометрами пластовое давление в газовой залежи колеблется от 240;8 до 244,3 ата. Вместе с газом из скважин поступало значительное количество конденсата. Конденсатогазовый фактор (стабильный конденсат) изменяется от 138,2 до 278,8 см3/м3. Колебание его, видимо, можно объяснить условиями сепарации, а также положением интервала испытания относительно газо-нефтяного контакта.
При испытании пласта ниже плоскости газонефтяного раздела были получены фонтаны нефти с дебитами от .17 до 69,8 м3/сут. на штуцере 8 мм, при этом создаваемая на пласт депрессия изменялась от 55,4 до 171,9 ати. Пластовое давление в нефтяной части пласта 241,8—245,2 ати. В связи с наличием в пласте газа, нефти и воды приходится выделять на месторождении два контакта: газ-нефть (ГНК) и нефть-вода (ВПК). Раздел между нефтью и газом в пласте должен рассматриваться как переходная зона, а не как четкая граница. Обычные методы электрокаротажа являются ненадежными для отбивки газонефтяного контакта, кроме идеальных условий, когда породы, слагающие газонефтяной пласт, имеют сравнительно большую мощность и литологически одно-родны. На Лугинецком месторождении таких условий нет. Поэтому основным материалом при обосновании раздела газ — нефть послужили результаты испытания скважин с привлечением диаграмм РК и Б КЗ. В целом по месторождению газонефтяной контакт взят па абсолютной отметке —2 222м. Положение контакта нефть — вода также установлено в основном по результатам испытания скважин. С помощью кривых электрокаротажа из-за экранного эффекта на больших'зондах и частого отсутствия коллекторов в зоне предполагаемого ВНК не представляется возможным сделать отбивку водонефтяного контакта. Малоэффективными оказываются и применяемые методы стандартного радиокаротажа. Причина этого, очевидно, заключается в одинаковом водородосо-держании в нефти и пластовой воде при низкой минерализации последней. По испытанию водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке—2244м.
Исходя из принятых отметок ГНК и ВНК, газоиасыщенпая мощность изменяется от 1,2 до 42,4 м; нефтенасыщепная — от 2,8 до 12 м.
Залежь газа Лугинецкого месторождения пластовая, массивного типа и подстилается залежью нефтяной. Этаж газоносности 85,2 м, этаж нефтеносности—22 м. Для сравнения отметим, что высота газовой залежи на Северо-Васюганском и Мыльджинском месторождениях составляет 74 м. Этаж нефтеносности Лугинецкого месторождения значительно меньше, чем в «чисто» нефтяных, например, Малоречекском (38 м) и Средне-Нюрольском (33 м) месторождениях. Таким образом, по результатам испытания и частично каротажу выявлен только один продуктивный пласт Ю-ЫП, хотя было испытано много объектов, расположенных в значительном стратиграфическом диапазоне от коры выветривания на границе с палеозоем до ииатовской свиты включительно. Следовательно, месторождение является однопластовым. Состав пластового газа в основном метановый (82—90%), углекислого газа содержится 0,6— 0,7 %, азота + редких 1,2—1,6 %, гелия — до 0,02 %. Конденсат бесцветный, удельный вес его 0,713—0,732 г/см3, начало кипения 28—65°, содержание серы незначительное (0,01—0,1 %). Нефть имеет удельный вес 0,815—0,849 г/см3, начало кипения 35—124°, содержание парафина до 2,6:%, серы —до 0,42%.
Подошвенные воды пласта Ю-1-Ш хлоркальциевого состава с минерализацией 46,7—53,4 г/л, видимых областей разгрузки и питания нет. Поэтому режим месторождения считается предположительно упруго-водонапорным,
2*1
«
