ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАДНО-ТУГРОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Жевагин Е.С.

Западно-Тугровское месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного

округа Тюменской области, в 60 км к юго-западу от г. Нягань и 245 км к северо-западу от г. Ханты-

Мансийска.

Месторождение

расположено

в

районе

с

развитой

инфраструктурой.

Ближайшие

разрабатываемые

месторождения:

Красноленинское,

Ловинское

и

Сыморьяхское.

В

тектоническом

отношении

месторождение

приурочено

к

ряду

локальных

поднятий

Тугровского

малого

вала

–

структуры II порядка в пределах Шеркалинского мегапрогиба – структуры I порядка. Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности,

маловязкая,

малосернистая,

парафинистая,

смолистая.

Промышленная

нефтеносность месторождения связана с континентальными отложениями тюменской и шеркалинской

свит. По пласту Ю10 по керну пористость определялась на 184 образцах из 12 скважин, проницаемость –

на

103

образцах

из

10

скважин,

водоудерживающая

способность

–

на

92

образцах

из

9

скважин.

Коэффициент

остаточной

нефтенасыщенности

определён

на

14

образцах

керна

из

4

скважин.

Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 14 образцах керна

пластов из 3 скважин. По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах. Всего

проведено 93 гидродинамических исследований в 47 скважинах.

Ключевые слова: нефть, геологическая характеристика, юрские отложения, состояние разработки, подготовка

скважинной продукции.

Западно-Тугровское

месторождение

расположено

в

Советском

районе

Ханты-

Мансийского автономного округа Тюменской области, в 60 км к юго-западу от г. Нягань и

245 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска [1].

Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой [2]. Ближайшие

разрабатываемые месторождения: Красноленинское, Ловинское и Сыморьяхское (рисунок 1).

Рисунок 1 – Обзорная схема района месторождения

В тектоническом отношении месторождение приурочено к ряду локальных поднятий

Тугровского малого вала – структуры II порядка в пределах Шеркалинского мегапрогиба –

структуры I порядка [3].

В пределах Тугровского вала по данным бурения и сейсморазведочных материалов

МОГТ

выделяется

большое

количество

тектонических

разрывных

нарушений,

которые

захватывают доюрские образования и юрские отложения [4, 5].

Промышленная

нефтеносность

месторождения

связана

с

континентальными

отложениями тюменской и шеркалинской свит: пласты Ю

2-3

, Ю

4

, Ю

5

, Ю

6

, Ю

10

1

и Ю

10

2

,

рисунок 2

.

Рисунок 2 – Геологический профиль

J

2

b-bt пласт Ю

2-3

В отложениях пласта выявлено четыре блока:

Залежь блока 1 – пластовая сводовая, литологически- тектонически экранированная

нефтяная залежь, размером 16,0×5,2 км, высотой 70 м.

Залежь блока 2 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь,

размером 2,7×2,0 км, высотой 60 м.

Залежь блока 3 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

2,5×1,6 км, высотой 58 м.

Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

5,6×05 км, высотой 34 м.

По керну пористость определялась на 439 образцах из 20 скважин, проницаемость –

на 414 образцах из 20 скважин, водоудерживающая способность – на 394 образцах из 20

скважин.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 33 образцах керна из 6

скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на

22

образцах

керна

пластов

из

4

скважин.

Капиллярные

характеристики

коллекторов

получены по результатам исследований 12 образцов керна пластов из одной скважины.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю

2-3

, Ю

4

, Ю

5

.

Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в

101

скважине.

Совместно

с

пластами

Ю

10

1

,

Ю

10

2

проведено

342

гидродинамических

исследования в 95 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти изучены по 4 глубинным пробам из 2 скважин и 10 поверхностным

пробам

из

9

скважин.

Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности,

маловязкая,

малосернистая, парафинистая, смолистая.

J

2

b-bt пласт Ю

4

В отложениях пласта выявлено четыре блока:

Залежь блока 1 – пластовая сводовая, литологически- тектонически экранированная

нефтяная, размером 14,0×4,5 км, высотой 45 м.

Залежь блока 2 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь,

размером 2,7×2,0 км, высотой 40 м.

Залежь блока 3 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

1,5×1,0 км, высотой 7 м.

Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

5,7×05 км, высотой 18 м.

По керну пористость определялась на 210 образцах из 14 скважин, проницаемость –

на 202 образцах из 13 скважин, водоудерживающая способность – на 190 образцах из 13

скважин.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 33 образцах керна из 3

скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на

20 образцах керна пластов из 4 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов не

изучены и приняты по аналогии с пластом Ю

2-3

.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю

2-3

, Ю

4

, Ю

5

.

Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в

101

скважине.

Совместно

с

пластами

Ю

10

1

,

Ю

10

2

проведено

342

гидродинамических

исследования в 95 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти изучены по 2 глубинным пробам из 1 скважин и 6 поверхностным

пробам

из

5

скважин.

Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности,

маловязкая,

малосернистая, парафинистая, смолистая.

J

2

b-bt пласт Ю

5

В отложениях пласта выявлено четыре блока:

Блок 1 – три залежи:

-

Северная

залежь

–

пластовая

сводовая,

литологически-,

тектонически

экранированная нефтяная залежь, размером 7,0×3,6 км, высотой 22 м;

-

Южная

залежь

–

пластовая

сводовая,

литологически

экранированная

нефтяная

залежь, размером 4,2×3,0 км, высотой 26 м;

-

Восточная

залежь

–

пластовая

сводовая,

литологически-,

тектонически

экранированная нефтяная залежь, размером 1,5×0,5 км, высотой 12 м.

Залежь блока 2 – пластовая сводовая, литологически-тектонически экранированная

нефтяная залежь, размером 2,6×2,0 км, высотой 27 м.

Залежь блока 3 – пластовая сводовая литологически-тектонически экранированная

нефтяная залежь, размером 1,0×1,0 км, высотой 15 м.

Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

5,8×05 км, высотой 14 м.

По керну пористость определялась на 187 образцах из 12 скважин, проницаемость –

на 183 образцах из 12 скважин, водоудерживающая способность – на 176 образцах из 12

скважин.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности не определён по пласту. Обоснование

фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на 3 образцах керна пласта

из одной скважины. Капиллярные характеристики коллекторов получены по результатам

исследований 6 образцов керна пласта из одной скважины.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю

2-3

, Ю

4

, Ю

5

.

Всего по пластам проведено 277 гидродинамических исследований (КВУ, КВД, КПД, ИД) в

101

скважине.

Совместно

с

пластами

Ю

10

1

,

Ю

10

2

проведено

342

гидродинамических

исследования в 95 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти изучены по 2 глубинным пробам из 1 скважин и 2 поверхностным

пробам

из

2

скважин.

Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности,

маловязкая,

малосернистая, парафинистая, смолистая.

J

2

b-bt пласт Ю

6

В отложениях пласта выявлено два блока:

Залежь блока 1 – пластовая, литологически-, тектонически экранированная нефтяная

залежь, размером 5,0×3,5 км, высотой 30 м;

Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

5,6×0,5 км, высотой 18 м.

По керну пористость определялась на 60 образцах из 8 скважин, проницаемость – на

55 образцах из 8 скважин, водоудерживающая способность – на 55 образцах из 8 скважин.

Коэффициент

остаточной

нефтенасыщенности,

обоснование

фазовых

проницаемостей,

капиллярные

характеристики

коллекторов

не

определены

по

пласту.

Данные характеристики взяты по аналогии пласта Ю

5

.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились по пласту Ю

6

в период испытания.

Всего проведено 9 гидродинамических исследований в 6 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти не изучены и приняты по аналогии пласта Ю

5.

Дегазированная нефть

лёгкая по плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.

J

1

t-a пласт Ю

10

1

В отложениях пласта выявлено четыре блока.

Залежь

блока

1

–

пластовая

сводовая,

тектонически

экранированная

нефтяная,

размером 11,5×5,2 км, высотой 35 м.

Залежь

блока

2

–

пластовая

сводовая,

тектонически

и

стратиграфически

экранированная нефтяная залежь, размером 1,0×0,25 км, высотой 8 м.

Залежь блока 3 – пластовая сводовая, тектонически экранированная нефтяная залежь,

размером 2,0×1,0 км, высотой 11 м.

Залежь блока 4 – пластовая, тектонически экранированная нефтяная залежь, размером

5,7×05 км, высотой 25 м.

По керну пористость определялась на 184 образцах из 12 скважин, проницаемость –

на 103 образцах из 10 скважин, водоудерживающая способность – на 92 образцах из 9

скважин.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 14 образцах керна из 4

скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на

14 образцах керна пластов из 3 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов пласта не

изучались.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю

10

1

, Ю

10

2

. Всего

проведено 93 гидродинамических исследований в 47 скважинах. Совместно в пластами Ю

2-3

,

Ю

4

, Ю

5

проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти в целом по пластам Ю

10

1

, Ю

10

2

изучены по 5 глубинным пробам из 2

скважин

и

13

поверхностным

пробам

из

6

скважин.

Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.

J

1

t-a пласт Ю

10

2

В отложениях пласта выявлено два блока.

Залежь блока 1 – пластовая сводовая, тектонически-, литологически экранированная

нефтяная залежь, размером 10,9×5,2 км, высотой 35 м.

Залежь блока 3 – пластовая сводовая, тектонически-, литологически экранированная

нефтяная залежь, размером 2,5×1,4 км, высотой 23 м.

По керну пористость определялась на 406 образцах из 16 скважин, проницаемость –

на 295 образцах из 14 скважин, водоудерживающая способность – на 273 образцах из 13

скважин.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определён на 18 образцах керна из 5

скважин. Обоснование фазовых проницаемостей проведено по результатам исследований на

13 образцах керна пластов из 3 скважин. Капиллярные характеристики коллекторов пласта не

изучались.

По ГИС пористость и проницаемость определены во всех скважинах.

Гидродинамические исследования проводились в целом по пластам Ю

10

1

, Ю

10

2

. Всего

проведено 93 гидродинамических исследования в 47 скважинах. Совместно в пластами Ю

2-3

,

Ю

4

, Ю

5

проведено 342 гидродинамических исследования в 95 скважинах.

При

проектировании

параметры

пористости,

нефтенасыщенности,

проницаемости

приняты по данным ГИС.

Свойства нефти в целом по пластам Ю

10

1

, Ю

10

2

изучены по 5 глубинным пробам из 2

скважин

и

13

поверхностным

пробам

из

6

скважин.

Дегазированная

нефть

лёгкая

по

плотности, маловязкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика

Параметры

Размерность

Продуктивные пласты

Ю

2-3

Ю

4

Ю

5

Ю

6

Ю

10

1

Ю

10

2

Средняя глубина залегания кровли

м

2359,0

2413,0

2438,7

2456,5

2525,5

2524,4

Площадь нефте/газоносности

тыс.м

2

68875

39673

26394

12569

31860

26090

Средняя общая толщина

м

33,8

26,8

22,5

23,4

11,4

29,3

Средняя эффективная

нефтенасыщенная толщина

м

7,3

4,2

2,7

2,2

4,1

6,4

Средняя эффективная

водонасыщенная толщина

м

2,2

2,4

2,1

1,4

3,2

6,0

Коэффициент пористости

доли ед.

0,15

0,17

0,16

0,16

0,17

0,16

Коэффициент нефтенасыщенности

ЧНЗ

доли ед.

0,514

0,566

0,507

0,54

0,551

0,48

Коэффициент нефтенасыщенности

ВНЗ

доли ед.

0,494

0,492

0,489

0,54

0,496

0,48

Коэффициент нефтенасыщенности

пласта

доли ед.

0,51

0,55

0,49

0,54

0,54

0,48

Проницаемость

мкм

2

3,9

21,7

9,6

7,9

76,3

45,4

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,26

0,20

0,17

0,14

0,44

0,41

Расчлененность

ед.

7,4

4,6

3,1

2,9

1,9

5,2

Начальная пластовая температура

о

С

78

78

78

78

83

83

Начальное пластовое давление

МПа

20,4

20,4

20,4

20,4

21,4

21,4

Вязкость нефти в пластовых

условиях

мПа*с

1,18

-

0,91

0,91

1,09

1,09

Плотность нефти в пластовых

условиях

г/см

3

0,755

0,750

0,768

0,768

0,754

0,754

Плотность нефти в поверхностных

условиях

г/см

3

0,827

0,824

0,827

0,827

0,828

0,828

Объемный коэффициент нефти

доли ед.

1,147

1,151

1,129

1,129

1,153

1,153

Содержание серы в нефти

%

0,35

0,29

-

-

0,34

0,34

Содержание парафина в нефти

%

3,23

2,86

3,76

3,76

3,33

3,33

Давление насыщения нефти газом

МПа

10,98

10,60

10,51

10,51

13,7

13,7

Газосодержание

м

3

/т

61,6

64,4

56,5

56,5

84,7

84,7

Коэффициент вытеснения (водой)

доли ед.

0,419

0,453

0,400

0,447

0,447

0,392

Коэффициент продуктивности

м

3

/сут * МПа

6

6

6

6

7,2

7,2

Литература

1.

Подсчет

запасов

нефти,

растворенного

газа

и

ТЭО

КИН

Западно-Тугровского

месторождения, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, 2013 г.

2.

Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пластов Ю

2-3

, Ю

4

, Ю

5

,

Ю

6

,

Ю

10

1

,

Ю

10

2

Западно-Тугровского

месторождения.

Филиал

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, 2015 г.

3.

Оперативное изменение состояния запасов нефти и растворенного газа по пластам Ю

2-3

, Ю

4

,

Ю

5

,

Ю

6

,

Ю

10

1

,

Ю

10

2

Западно-Тугровского

месторождения.

Филиал

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, 2016 г.

4.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки Западно-Тугровского нефтяного

месторождения / ТФ ООО «КогалымНИПИнефть». – 2007.

5.

Технологическая схема разработки Западно-Тугровского нефтяного месторождения / ТФ

ООО «КогалымНИПИнефть». – 2013.

6.

Андронов Ю.В., Стрекалов А.В. Исследование применения ансамблей нейронных сетей для

повышения качества решения задач регрессии. Нефтегазовое дело. 2015. 13(1), С. 50-55.

7.

Иванов

А.В.,

Стратов

В.Д.,

Стрекалов

А.В.

ОПТИМИЗАЦИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

РЕЖИМОВ ДОБЫЧИ ГАЗОКОНДЕНСАТА НА БОВАНЕНКОВСКОМ. Современные проблемы науки и

образования. 2015. № 1.

8.

Андронов Ю.В., Мельников В.Н., Стрекалов А.В. Оценка прогнозирующих способностей

многослойного персептрона с различными функциями активации и алгоритмами обучения. Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

9.

Морозов В.Ю., Стрекалов А.В. Технология регулирования систем поддержания пластового

давления нефтяных промыслов (монография).Санкт-Петербург Недра. 2014.

10.

А.В. Стрекалов, А.В. Саранча. Результаты применения моделей вычислительного комплекса

немезида-гидрасим на пластах Ван-Еганского месторождения Известия высших учебных заведений.

Нефть и газ. 2016. № 1. С. 74-85.

11.

Стрекалов

А.В.,

Хусаинов

А.Т.,

Грачев

С.И.

Стохастико-аналитическая

модель

гидросистемы продуктивных пластов для исследования проводимостей между скважинами. Научно-

технический журнал «Известия вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

12.

Стрекалов А.В., Саранча А.В. Применение нелинейных законов фильтрации природных

поровых коллекторов в гидродинамических моделях ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ. №

11/2015. Часть 6. 1114–1119 c

13.

Грачев C.И., Cтрекалов А.В., Cаранча А.В. Особенности моделирования трещинопоровых

коллекторов в свете фундаментальных проблем гидромеханики сложных систем. Фундаментальные

исследования. № 4 (часть 1) 2016, стр. 23-27.

14.

Глумов Д.Н., Стрекалов А.В. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ И РАЗВИТИЯ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ

МНОГОФАЗНОЙ

СИСТЕМЫ

ДЛЯ

ЧИСЛЕННЫХ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

МОДЕЛЕЙ.

©

Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. No 6. с 117–197