Географо-экономическая характеристика района работ

3.3.  Гидрогеология

    В гидрогеологическом отношении Лянторское месторождение расположено в  центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

    В вертикальном разрезе его выделяется два гидрогеологических этажа. Нижний гидрогеологический этаж представлен водоносными горизонтами мелового и юрского возраста. Эти горизонты залегают на больших глубинах, где в обстановке затрудненного, а местами и застойного режима формируются термальные (пл. от 60-70°до 90-100°С), высоконапорные и сильно минерализованные (М до 25 г/л) воды. Подземные воды аптсеноманского комплекса в настоящее время используются для поддержания пластового давления при эксплуатации нефтяных месторождений. Близость их химического состава с составом нефтяных вод обеспечивается им хорошо вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на самом эксплуатируемом месторождении. Большой интерес для промышленной добычи йода представляют подземные воды готерив-барремского комплекса.

    Верхний гидрогеологический этаж объединяет осадки олигоценчетвертичного возраста и  характеризуется преимущественно  свободным водообменом. Условия  питания, циркуляции, влияние климатических и геоморфологических факторов обуславливают наличие в нем пресных подземных вод, имеющих практический интерес для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой.

    Согласно  директивного письма Главтюменьгеологии № 424 от 28.11.83г. в ЗапСибНИГНИ составлено "Заключение об условиях водоснабжения  Лянторского и Алёхинского месторождений" (автор с-н.с. Лобачев А.Д.). Полностью текст заключения приводится в приложении 16 том II), а краткое содержание излагается ниже.

      Район Лянторского месторождения относится  к южной геокриологической зоне ЗСН, для которой характерно существование  преимущественно древней реликтовой толщи мёрзлых пород, залегающих на небольших глубинах (до 200м и более). Многолетнемерзлые породы (ММП) нередко чередуются с участками охлажденных и талых пород по площади и в разрезе, создавая благоприятные условия для гидравлической связи между водоносными горизонтами верхнего гидрогеологического комплекса и поверхностными водами.

    На  Лянторском месторождении реликтовая мерзлота залегает на глубинах от 180м. до 250м. Средняя мощность ММП составляет 40м. Мерзлыми являются породы нижней глинистой  части новомихайловской свиты, и верхняя часть атлымской свиты.

    На  территории Лянторского месторождения  в составе верхнего гидрогеологического  комплекса можно выделить три  водоносных горизонта: четвертичный, новомихайловский (надмерзлотный) и атлымский (подмерзлотный).

    Последние два комплекса палеогеновского  возраста. Подземные воды четвертичного  водоносного горизонта содержатся в песчаных отложениях ларьякской свиты, в озерно-аллювиальных отложениях, пойменной и надпойменной террас и залегают на глубинах от 0 до 50-80м.

               Воды горизонта  слабонапорные, величина напоров  достигает 3.5-13.0 м. Питание подземных  вод осуществляется, в основном, за счет атмосферных осадков.  Разгрузка происходит в гидросеть.  Амплитуда сезонных колебаний  уровня грунтовых вод составляет 0.5-1.5 м. Дебиты скважин колеблются в пределах от 0.03-11.7 л/сек при понижениях уровней на 3-12 м., средний удельный дебит воды составляет 1.0 л/см. По химическому составу воды ультрапресные и пресные с М 0.05-0.3 г. (в среднем 0.1 г/л), гидрокарбонатные кальциево-магниевые.    Характерной особенностью является повышенное содержание суммарного иона железа (среднее 3.5 г/л), амиака (до  мг/л) и низкое содержание фтора (0.03 мг/л, редко 0.4мг/л).

    В санитарном отношении воды четвертичных отложений отвечают требованиям ГОСТа 2374-82, но в пределах крупных населенных пунктов качество вод снижается вследствие хозяйственно-бытового загрязнения, в связи с этим, ограничивается возможность использования подземных вод для целей питьевого водоснабжения.     Подземные воды четвертичного горизонта подвержены загрязнению с поверхности, характеризуются невысокой водообильностью пород, и поэтому могут использоваться в качестве временного источника водоснабжения при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки.

    Подземные воды горизонта широко используются для технических целей (при бурении  глубоких скважин) на нефтегазовых месторождениях Широтного Приобья.

      Новомихайловский (надмерзлотный) водоносный горизонт

развит в  песчаных отложениях одноименной свиты. Водоносные пески залегают на глубине 80-100 м. и до 150-180 м. Эффективная толщина песчаных горизонтов составляет 15-20 м. и до 70 м., в среднем - 30м.

    Водоносный  горизонт перекрывается глинами  новомихайловской или туртасской свиты, толщина которых 30-35 м. Наличие глинистого водоупора обеспечивает напоры вод новомихайловского горизонта на площади Лянторского месторождения до 140 м.

    Водообильность  горизонта 0.3-15.5 л/с при понижении  уровня на 13-45 м., наиболее характерны дебиты вод в скважинах 3-10 л/с при понижении 20м. Величина водопроводимости на Сургутском участке в среднем составляет 170 м²/сут. Запасы вод надмерзлотного водоносного горизонта, рассчитанные гидродинамическим методом на Сургутском участке водозабора, составили 24.5 тыс. м^З/сут. При минимальной величине водопроводимости запасы вод данного водоносного горизонта на отдельных участках Лянторского месторождения оцениваются в 13.6 тыс.м^З/сутки.

    Расчеты показывают, что при заявленной потребности  в воде г.Лянторе 29.7 тыс.м^З/сутки, необходимо было бы задействовать не только упругие запасы надмерзлотного водоносного горизонта путем осушения половины его мощности.

      Подземные воды пресные с минерализацией 0.1-0.4 г/л, гидро-карбонатные кальцево-магниевые, реже натриевые. Содержание общего железа достигает 8 мг/л. В санитарном отношении они соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82.

      Атлымский (подмерзлотный) водоносный горизонт

распространен повсеместно и вскрыт большинством разведочно-эксплуатационных скважин. Представлен водоносный горизонт, преимущественно, мелко и среднезернистыми песками, с включениями мелкого гравия.

    В кровле атлымского горизонта залегает ММП толщиной 40м. (Лянторское месторождение), являющееся хорошим водоупором. Напор  над кровлей 170-225 м.

    Водообильность  горизонта в большинстве скважин 6-16 л/сек при понижении 6-14.6 м. Дебиты отдельных скважин достигают 1500м³/сут и более. Водопроводимость в среднем по Сургутскому участку составляет 1180 м²/сут. При расчетном понижении уровня в 117 м., запасы подземных вод оценены по категориям А+В+С в сумме 192 тыс.м³/сут, что превышает заявленную потребность поселка Лянторского в 4 раза.

    Воды  горизонта пресные, гидрокарбонатные кальциево-магниевые и магниево-натриевые  с минерализацией до 0.55 г/л. Содержание железа достигает 4,9 мг/л, составляя  в среднем 0.7-1.2 мг/л. По санитарно-бактериологическому составу воды соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82.

      Выводы  и рекомендации:

    1. На прибрежье Приобья, территориально  включающее в себя Лянторское  месторождения, в качестве источника  водоснабжения может быть рекомендован атлымский (подмерзлотный) водоносный горизонт как наиболее водообильный, обладающий значительными естественными запасами и достаточно высокими фильтрационными свойствами. Горизонт находится в благоприятных условиях естественной защищенности от поверхностного загрязнения.

    Целесообразность  использования этого горизонта  как основного источника водоснабжения обоснована и технико-экономическими расчетами.

    2. Для хозяйственно-питьевых и технических  целей с водо-потреблением до 10 тыс.м^З/сут в качестве источника можно рекомендовать воды новомихайловского надмерзлотного горизонта.

     3. Для технических целей могут  быть рекомендованы воды четвертичного  водоносного горизонта, что доказано  практикой их использования при  бурении глубоких скважин.

     В условиях высокой степени обеспеченности эксплуатационными запасами вод при хороших фильтрационных свойствах водовмещающих пород возможна эксплуатация подземных вод атлымского (подмерзлотного) водоносного горизонта сосредоточенными водозаборами при расстоянии между скважинами 30-40м.

     В случае проектирования на рассматриваемых  месторождениях водозабора стоимостью более 500тыс. рублей должен быть выполнен необходимый объем разведочных  работ с последующим утверждением эксплуатационных запасов. 

3.4.  Нефтегазоносность. 

    К настоящему времени в пределах Сургутского  свода открыто более 40 месторождений  нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений –  многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская и васюганская свиты, пласты БС_1-2 и АС_4-12).

    На  Лянторском месторождении нефтегазоносность  изучена по данным бурения 80 разведочных  и 819 эксплуатационных скважин. Одна из разведочных скважин - №17 – полностью  вскрыла осадочный чехол, скважины №№ 40, 76, 1875, 3001, 3004 вскрыли тюменскую свиту, 17 скважин вскрыли вананжинские отложения. Остальные разведочные скважины остановлены в верхней части готерив-барремских отложений, после вскрытия основных продуктивных пластов АС_9-11.

    Испытанием  скважин, по керну и каротажу доказано также нефтегазоносность валанжинских пластов БС_1-8, БС_2-8, пород ачимовской пачки и юры.

    В отличии от большинства месторождений  Сургутского свода, подавляющее  большинство запасов нефти и  газа на Лянторском месторождении сконцентрировано в узком возрастном и глубинном диапазоне – и пластах АС_9-11 верхней части вартовской свиты. В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах выявлена и разведана единая, колоссальная по размерам (площадь около 1200 км²) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60.5 км. и с запада на восток на 27 км.

    Наиболее  широкий контур отмечается по продуктивному  пласту АС₉, и ниже лежащим пластам АС₁₀ и АС₁₁ площадь залежей заметно сокращается и по последнему из них продуктивны лишь наиболее приподнятые участки структуры.

    С севера-востока к основной залежи примыкает небольшая Тутлимская газонефтяная залежь, а с юга –  Комарьинская.

      Основная  залежь Лянторского месторождения, объединяющая в едином контуре собственно Лянторскую, Январскую, Востокинскую, Таняунскую, Тайбинскую структуры, приурочена гидродинамически связанным между собой пластам АС_9-11 и относится к пластово-массивному типу. Залежь содержит газовую шапку значительных размеров, подстилаемую огромной по площади нефтяной «подушкой».

      О гидродинамической связи пластов, составляющих единый резервуар, свидетельствуют многочисленные литологические «окна», установленные разведочными и эксплуатационными скважинами, идентичностью состава и свойств нефтей, единством уровней ВНК и ГНК по всем трем пластам. Залежь пластов АС_9-11 является единым объектом разработки, в целом ряде скважин пласты эксплуатируются единым фильтром.

    Не  смотря на наличие в пластах АС_9-11 единой нефтяной залежи, в настоящем отчете в связи с необходимостью более детального анализа материалов для выполнения технико-экономических расчетов по обоснованию нефтеотдачи и в последующем, для анализа разработки залежи, нефтегазоностность каждого из пластов АС_9-11, входящих в единый резервуар, рассмотрена отдельно.

    Пласт АС₉ залегает непосредственно под глинистой толщей мощностью 30-40 м., в песчаные фации рассмотрен практически повсеместно за исключением незначительных по площади (0.2-1 км²) участков в районе эксплуатационных скважин № 1555, 1575, 2224, 2258, где пласт АС₉ полностью замещен глинистыми породами. Эффективная мощность коллекторов достигает 17.6 м. (скв.№2069). Четкой закономерности в распределении эффективных мощностей по площади не наблюдается: зоны максимальных мощностей чередуются мозаично. Общая мощность пласта имеет тенденцию к уменьшению в северо-восточном направлении.

    Промышленная  нефтегазоносность пласта АС₉ доказана испытанием большого количества скважин, дебит нефти по разведочным скважинам достигает 106м³/сут. на 7 мм. штуцера, по эксплуатационным – до 173.5м³/сут. (скв. №2475). Совместно с газом в скв.№73 получено 158.4м³/сут. нефти на штуцере 14 мм. Дебит газа составил от 212000м³/сут. на шайбе 18 мм. до 1493000м³/сут. на 26 мм. шайбе.