Географо-экономическая характеристика района работ

    Большинство разведочных и эксплуатационных скважин вскрыли пласт АС₉ в пределах внутреннего контура нефтеносности и в определении ВНК участвуют лишь косвенно. В частности, наиболее низкие абсолютные отметки подошвы пласта в таких скважинах составляют 2046-2049 м. (скв. № 14, 28, 44). Наиболее низкие отметки получения чистой нефти и газа в этих скважинах – 2044.4 м. (скв. № 3, 14) – 2053.9 м. (скв. № 80).

    Для обоснования ВНК и ГНК в  основном использованы материалы так  называемых опорных скважин, в которых  эти разделы вскрыты или внутри песчаного тела, или в глинистых  разделах незначительной мощности. Скважины эти расположены равномерно по всей площади месторождения, поэтому дает уверенное представление о закономерностях изменения ВНК и ГНК по площади.

    В пласте АС₉ уровень ВНК изменяется в широких пределах. На собственно Лянторской структуре контакт отбивается на отметках около 2050м., на северо-восток (скв. № 64) он поднимается до 2040 м., а дальше, на Тайбинской площади (скв. № 70, 78) – до 2017 м. В северном направлении – Аостокинская площадь (скв. № 37, 42, 38) ВНК также поднимается до 2028-2040м.

    Кроме нефти в пласте АС₉ обнаружена обширная газовая шапка. Газонефтяной контакт, в отличие от многих нефтегазовых месторождений Западной Сибири, на Лянторском месторождении достаточно хорошо отбивается по данным керна, радиоактивного каротажа и по испытанию. По керну газонасыщенные породы характеризуются светло-серым цветом и запахом бензина, а нефтенасыщенные четко выраженным буроватым цветом. Эти породы также хорошо различаются по величине остаточной нефти: в среднем 9% в газонасыщенных породах и более 20% - в нефтенасыщенных.

    По  данным испытания при отбивке  ГНК имеется некоторый диапазон неопределенности, связанный с возможными прорывами газа или захватом нефти  из зоны ниже ГНК.

    При определении ГНК широко использованы данные каротажа: повторные и в ряде случаев, одинарные замеры НКТ.

    Таким образом, в пласте АС₉ в пределах Лянторской, Январской, Востокинской, Таняунской и Тайбинской структур обнаружена огромная нефтегазовая залежь с наклонным положением ВНК в северо-восточной части.

    Залегающий  ниже, продуктивный пласт АС₁₀ отделяется от вышеописанного пласта глинистой перемычкой различной мощности, которая в определенных местах полностью опесчанивается и ее мощность сокращается до 1 м и менее и пласты сливаются (скв. № 36, 64, 1628 и др.). Это позволяет рассматривать пласты АС₉ и АС₁₀ как гидродинамически связанные.

    Пласт АС₁₀ характеризуется большими толщинами, по сравнению с пластом АС₉. В большинстве скважин эффективная толщина пласта – 15-20м., в некоторых достигает 24-36,8 м (скв. № 75, 1306, 1190, 1201 и др). По данным разведочных скважин наблюдается общее увеличение эффективных толщин в восточном направлении.

    Для залежи пласта АС₁₀ характерно наличие оюширных водонефтяных и газонефтяных зон, поэтому ВНК и ГНК внутри пластов вскрыты в большинстве скважин. Однородное строение и хорошие коллекторные свойства песчаников в большинстве скважин также являются благоприятными факторами при определении уровней ВНК и ГНК по каротажу.

    По  этим данным уверенно ВНК отбивается в разрезе более 35 наиболе характерных, так называемых, опорных скважин, выбираемых из числа разведочных и вертикальных (или близких к вертикальным) эксплуатационных скважин, расположенных сравнительно равномерно по всей площади залежи.

    Пласт АС₁₁ продуктивен на самых приподнятых участках Лянторской, Январской и Востокинской структур.

    На  Лянторской площади продуктивность  пласта АС₁₁ доказана испытанием в 4-х скважинах: № 40Г, 1746, 1930, 1944.

    Как видно из изложенного, во всех трех продуктивных пластах водонефтяные и газонефтяные контакты находятся  приблизительно на одних и тех же абсолютных отметках, ГНК почти во всей залежи находится на уровне 2030-2036м., а ВНК по площади существенно изменяется. Оставаясь по площади основной залежи в пределах отметок 2045-2050м., он испытывает постепенный подъем в северном и северо-восточном направлении. Нужно отметить, что ВНК по площади изменяется не ступенчато, а плавно, при чем эти изменения по равным пластам совпадают: в зонах подъема ВНК по пласту АС₉ соответствуют таким же зонам в пласте АС₁₀ и наоборот.

    В связи с этим, для обеспечения более высокой точности построений по залежи пластов АС_9-11 на всю площадь месторождения составлена карта изоконтактов, которая использовалась при определении внутренних и внешних контуров нефтеносности методом схождения. Углы наклона ВНК в целом небольшие и только в районе сочленения Январской, Таняунской и Тайбинской структур достигают 0^о10’-0^о20’.

    Таким образом, из рассмотренного материала  следует, что пласты АС₉, АС₁₀ и АС₁₁ на Лянторском месторождении образуют крупную по площади массивную газонефтяную залежь, включающую в единый контур нефтегазоносности Лянторскую, Январскую, Востокинскую, Таняунскую, Тутлимскую  и Тайбинскую  площади. Тутлимская и Комарьинская залежи имеют изолированный контуры нефтеносности.

    Эффективная нефтенасыщенная суммарная толщина коллекторов пластов АС_9-11, рассчитанная в среднем по скважиной, на Лянторском участке составила 9,7м., на Январском 8,5м., на Востокинском 7,6м., на Тайбинском и Таняунском – 4,8м. и на площади Тутлимской залежи 5,4 м.

    Дебиты  нефти в целом по объекту АС_9-11 в разведочных скважинах составили 6-156 м³/сут. на 6 и 14 мм. штуцерах, на эксплуатационном участке 1-170 т/сут. на 10 мм. штуцере, составляя в большинстве скважин 10-20 т/сут.

    Залежь  пластов АС_9-11 имеет три газовые шапки. Основная из них занимает сводные участки Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Размеры ее 15х32 км. на Лянторском участке при высоте 56,5 м. Размеры Тайбинской газовой плиты 3х5 км, высота около 13 м, Таняунской 3х4 км при высоте 5м.

      Суммарная толщина газоносной части, в том числе коллекторов пластов АС_9-11 составила : 

    Дебиты  газа в целом по пластам АС_9-11 составили 61.7-1493тыс.м³/сут. на 6.0 и 25.9 мм штуцерах.

    Кроме вышеописанных залежей, в горизонте  БС₈ низов готеривского яруса обнаружены две небольшие залежи, изолированные друг от друга пачкой аргиллитов.

    Предполагается, что обе пластовые залежи сводовые, с небольшими по размерам площадями  нефтеносных зон. Скважина №72 пробурена  в водонефтяной зоне. Размеры залежи в пласте БС¹₈ – 5.0х8.5км. при высоте 9.6м. в пласте БС²₈ – 4.5х7.3км. при высоте 5.5м. Ловушки в них заполнены нефтью не до замка.

    Не  исключена возможность, что на Тайбинском и Таняунском поднятии при бурении  до пластов БС¹₈ и БС²₈ могут быть обнаружены недозаполненные по высоте и по площади залежи. При оценке предполагаемых запасов категории С₂ на этих залежах были внесены поправки на площадь нефтеносности, замеренную внутри замыкающих изогипс по аналогии с коэффициентами заполнения структурных ловушек в пластах БС¹₈ и БС²₈ на Тутлимской площади.

    В остальной части неокомского  разреза, несмотря на сравнительно большое  количество глубоких скважин, промышленных скоплений нефти и газа не обнаружено.

    Глинизация  разреза низов осадочного чехла  снижает перспективы нижнемеловых и юрских образовании. В этой части разреза крупных залежей по площади Лянторского месторождения, по-видимому, нет. Однако исключать полностью обнаружения залежей не следует, т.к. даже при бурении небольшого количества скважин со вскрытием глубоких частей разреза получены нефтепроявления из ачимовской толщи (валанжин) и из юрских отложений.

    При первом утверждении запасов по Лянторскому  месторождению в геофизической  экспертизе было обращено внимание эксперта-геофизика  на необходимость изучения нефтегазоносности  пачки глинистых коллекторов

АС_7-8, залегающих непосредственно над продуктивной толщей пластов АС_9-11 и отдельной от них глинистой перемычкой толщиной 4-10м, а в ряде скважин перемычка имеет толщину не более 1 м.

    Опробование пластов АС_7-8 осуществлялось в неблагоприятных структурных условиях на погружениях крыльев Лянторской (скв.80) структуры.

    Для выяснения характера насыщения  были рассмотрены материалы ГИС  в интервале пластов АС_7-8 по всем разведочным скважинам.

    В ряде слоев коллекторов, входящих в  состав пластов АС_7-8 встречаются слои толщиной 1-2м. c оп=0.7-0.45. Эти слои относительно чистых коллекторов непосредственно контактирует с более глинистыми коллекторами, которые имеют п=3-4 омм, характерные для водоносных пород.

    Приведенные данные свидетельствуют о том, что пачка пластов АС_7-8 не представляет интереса на площади Лянторского месторождения для поиска в них залежей нефти и газа.

    Пласт АС₉ характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м. Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны. Запасы нефти пласта АС₉ связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чисто нефтяная зона выделяется условно при рассмотрении пласта АС₉ отдельно от пласта АС₁₀.

    Пласт АС₉ на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанистости 0,73 и расчлененностью 2,2. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

    Глинистые разделы внутри пласта АС₉ на уровне ГНК незначительные по толщине (1-3м), по площади распределены хаотично, подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 19,5 м, составляя в среднем 4,6 м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 м при среднем значении 6,8 м (табл. II.6). Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, среднее значение открытой пористости и проницаемости соответственно составляет 24,3% и 301х10-3 мкм² (по керну).

    В пласте АС₁₀ содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чистонефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС₁₀ связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами.

    Строение  пласта АС₁₀ изменчиво по площади. При среднем значении коэффициента песчанистости 0,74 и расчлененности 4,1 в центральных частях поднятий коэффициент песчанистости увеличивается до 0.8-0.9, расчлененность уменьшается до 1.1. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. 

Таблица Лянторское месторождение