CC BY
26
ИЗВЕСТИЯ
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА
им. С. М. КИРОВА
Том 281 1976
КИЕВ-ЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ НЕФТИ
Ю. В. НАЙДАНОВ, В. Н. РОСТОВЦЕВ
(Представлена профессором А. В. Аксариным)
В северо-восточной части Каргасокского района Томской области в 1970 году было открыто новое Киев-Еганское месторождение нефти.
Согласно карте тектоники мезозойско-кайнозойского чехла юго-во-стока западно-сибирской плиты, составленной в 1971 году большим коллективом сотрудников СНИИГГИМСА и Томского территориального геологического управления под редакцией Ф. Г. Гурари, это месторождение расположено в центральной части Киев-Еганского куполовидного поднятия (КП), выявленного в северо-восточной части Усть-Тымской впадины.
Развитие Киев-Еганской структуры носило сложный прерывистый характер. Наиболее интенсивный рост это поднятие испытывало в средне-юрское время. Определенным образом развитие данного поднятия влияло на аккумуляцию углеводородов в Киев-Еганской структуре III порядка, в пределах которой в 1970 году было открыто нефтяное месторождение.
Глубинное строение рассматриваемой структуры изучено сейсморазведкой по отражающим горизонтам 1-6 (верхи тюменской свиты) и III (низы покурской свиты). По другим опорным горизонтам структурные карты не строились.
По горизонту 1-6 Киев-Еганская структура уверенно оконтуривает-ся изогипсой 2650 м, простирание ее северо-западное, размеры структуры в указанном контуре 15X18 км, амплитуда 100—130 м, крутизна склонов обычно небольшая (до 40—50), но в ряде случаев достигает 1,5—2° (рис. 1).
На северо-западе и юго-востоке структуры отрисовано два самостоятельных купола по изогипсе — 2550 м.
Структурная схема по III отражающему горизонту несколько упрощается, увеличиваются размеры структуры до 18X20 км, уменьшается ее амплитуда. '
Анализ результатов гравиразведки и аэромагнитной съемки показывает, что Киев-Еганскому локальному поднятию в плане соответствует минимум силы тяжести и переходная зона от положительных к отрицательным значениям магнитного поля. На структуре на 1/1 —1973 года пробурено три скважины: № 350 — первооткрывательница месторождения, № 351 и 352. Бурение скважин № 350, 351 остановлено в отложениях тюменской свиты (нижняя+средняя юра). Скважина № 352 достигла максимальной глубины 3152 м и вскрыла доюрские отложения.
Рис. 1. Структурная карта Киев-Еганского нефтяного месторождения. I. Изогипсы отражающего горизонта 1-6 тюменской свиты. 2. Изогипсы кровли пласта Ю-.1 по бурению. 3. Пробуренные скважины. 4. Предполагаемый водонефтяной контакт.
Сводный геологический разрез Киев-Еганского месторождения с учетом кернового и геофизического материала трех скважин приведен в таблице.
Таблица
Наименование Интервал Мощность
стратиграфических единиц залегания, м отложений, м
1 2 3
Четвертичные отложения 0—48 48
Палеоген 48-465 417
Ганькинская свита 465—622 157
(маастрихтдатский)
£ Славгородская овита 622—715 93
(в. сантон+кампан)
Ипатовская свита 715—932 217
(коньяк+сантон)
Кузнецовская свита 932—951 19
(турон)
5 Известия ТГТИ. т. 281 ( 65
1 2 3
Покурская свита (апт 4- альб -Ь сеном ан) 951—1793 842
Вартовская свита (готерив+баррем) '1793—2278 485
Тарская свита (валанжин) 2278—2380 102
>Куломзинская свита (валанжин) 2380—2552 172
Марьяновская свита (верхняя юра) 2552—2652 400
Васюганская свита . (верхняя юра) 2652—2725 73
Тюменская свита (нижняя + средняя юра) 2725—3110 385
Палеозойские отложения 3110—3152 42
Вскрытый скважинами разрез представлен типичными для Западно-Сибирской низменности песчано-глинистыми отложениями морского, прибрежно-морского и континентального происхождения.
Продуктивным на месторождении является горизонт 10-1 васюган-ской свиты верхнеюрского возраста,
• В скважине № 350 этот горизонт вскрыт в интервале 2622—2677 м и имеет трехчленное строение. В кровле горизонта отмечается проницаемый пласт песчаника общей мощностью 16 метров. В верхней части этого пласта в интервале 2622—2629 м выделен пропласток с удельным сопротивлением 12 омм и ПС — 55 мв, в нижней части пласта, отделенной от верхнего метровым глинистым прослоем, в интервале 2631—2636,8 м, удельное сопротивление 7,5 омм. Снижение удельного сопротивления в нижней части пласта может быть объяснено или увеличением его глинистости, или изменением характера насыщения данной части пласта.
Средняя часть горизонта представлена 24-метровым аргиллито-алев-ролитовым пластом с маломощными прослоями песчаников. Практически это непроницаемая часть горизонта, разделяющая его на два проницаемых пласта (верхний и нижний). Нижний проницаемый пласт залегает в интервале 2662—2677 м, общая мощность 15 метров. По про-мыслово-геофизическим данным удельное сопротивление этого пласта колеблется от 3,7 до 3,1 омм, ПС — 57—52 мв.
Керновым материалом охарактеризованы лишь верхняя и средняя части горизонта Ю-1. Из интервала 2622, 5-2631,7 м поднято 1,71 м серого крупнозернистого песчаника слабо-нефтенасыщенного— с запахом нефти. Интервал 2631,7—2651,4 м по керну представлен светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками, черными сланцеватыми углями, темно-серыми аргиллитами. Открытая пористость песчаников, взятых для анализа из интервала 2622,5—2628,7 м, колеблется от 17 до 14%, проницаемость параллельно оси керна от 1,67 до 2,26 миллидарси.
Общая эффективная мощность горизонта Ю-1 23,2 м.
При совместном испытании низов баженовской пачки и верхней части горизонта Ю-1 в интервале 2618—2626 м на 3 мм штуцере отмечено пульсирующее фонтанирование нефти среднесуточным дебитом 8,4 мг. Отработать режимы на диафрагме большого диаметра не удалось, так как скважина обводнилась. Определить интервал поступления
пластовой воды в скважину не удалось. Учитывая, что нижние отверстия перфорации на 5 метров выше, чем последние признаки нефтеносности по керну, можно считать поступление пластовой воды из-за недостаточного качества цементажа скважины. По данным цементо: метрии методом ГГК качественно зацементирован только интервал 2607—2633 м; в интервале 2655—2633 м цементаж односторонний. Вполне вероятно, что при перфорации интервала опробования, цементный камень в интервале 2633—2626 м мог нарушиться, и по зонам нарушений осуществлялся подток пластовой воды из нижележащих водоносных горизонтов.
В скважине № 351, пробуренной в присводовой части северо-западного купола, горизонт Ю-1 залегает гипсометрически на 1! метров выше, чем в скважине № 350, строение горизонта Ю-1 такое же, как и в скважине № 350, то есть трехчленное. Однако проницаемые верхний и нижний прослои сокращаются за счет замещения их глинистыми разностями. Эффективная мощность горизонта до 11,6 м. Ввиду неоднородности и экранирования верхней части горизонта сделать заключение о насыщении пласта по результатам промысловой геофизики нельзя. Нижняя часть горизонта и отложения тюменской свиты из-за аварии электро-каротажом не охарактеризованы. Керновым материалом горизонт охарактеризован не полностью и представлен песчаниками серыми, глинистыми в основном плотными с прослоями темно-серых аргиллитов, алевролитов, углей. В процессе бурения при испытании верхней части горизонта в интервале 2608,6—2620,7 м с помощью испытателя пластов за 32 минуты при депрессии на пласт 98,4 атм получен фильтрат глинистого раствора в количестве 0,1 м3 с пленкой нефти.
По керну в скважине № 351 признаки нефтеносности были отмечены в горизонте Ю-1 в интервале 2890—2898 м, однако по техническим причинам испытать его не удалось.
В скважине № 352 горизонт Ю-1 вскрыт в интервале 2650—2722 м, что гипсометрически на 38 метров ниже, чем в скважине № 350. В разрезе этой скважины отмечается ухудшение коллекторских свойств горизонта Ю-1 и сокращение эффективной мощности до 10,4 метра.
Проницаемые участки отмечаются повышенными значениями кажущихся сопротивлений, что связано либо с плохими коллекторскими свойствами, либо с характером насыщения. По керну горизонт Ю-1 представлен переслаиванием аргиллитов, песчаников, алевролитов. Отложения тюменской свиты и палеозоя практически непроницаемы. Из-за недоподъема цемента за эксплуатационной колонной горизонт Ю-1 не испытан.
При проводке скважин на Киев-Еганском месторождении опробовались в процессе бурения и в колонне отложения палеозоя, а также свит куломзинской, тарской, кузнецовской, ипатовской.
В этих отложениях притока нефти или газа не установлено. В заключение можно сделать следующие выводы:
1. Открытием Киев-Еганского месторождения территория земель с доказанной промышленной нефтеносностью отодвинулась значительно на восток Томской области.
2. В разрезе-месторождения перспективными являются отложения васюганской и тюменской свит.
3. Основной продуктивный горизонт Ю-1 имеет сложное строение, закономерности его развития пока не выявлены.
4. Необходимо дальнейшее проведение поисково-разведочных ра-
бот в этом районе с целью подробного изучения его геологического стро-' ения, тектоники и нефтегазоносности с целью установления закономерностей размещения и поисков месторождений нефти во впадинах.
ЛИТЕРАТУРА
И. И. Н е с т е р о в, Ф. К. С а л м а н о в и др. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М,, «Недра», 1971.
