2.3 Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении Ловинское месторождение расположено на территории крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются два гидрогеологических этажа, разделенных региональным водоупором (600-700м) турон-олигоценового возраста.

В нижнем юрско-сеноманском гидрогеологическом этаже выделяются снизу вверх: юрский, аптский, альбсеноманский гидрогеологические комплексы, разделённые региональными водоупорами юрского и мелового возраста.

Юрский гидрогеологический комплекс представлен трешиноватой зоной доюрского фундамета, проницаемыми породами коры выветривания и залегающими на них отложений тюменской свиты. Мощность комплекса до 300 м. Максимальная минерализация не превышает 23,9 г/л, тип воды гидрокарбонатнонатриевый. Характерным является отсутствие в воде сульфатов, углекислоты, сероводорода. Подземные воды насыщены растворённым газом метанового и азотно-метанового состава. Температура вод зависит от глубины залегания водоносного комплекса и изменяется от 78 ^оС до 85 ^оС.

Содержание микроэлементов в пластовых водах изучено в пяти пробах воды (таблица 2.3.1).

Юрский водоносный комплекс перекрывает мощной толщей (до 600 м) аргиллито-глинистых отложений кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свиты келлевей-аптского возраста.

Второй водоносный комплекс объединяет проницаемые отложения верхневикуловской подсвиты, представленные чередованием пластов песчаников 5-10 метров пластов алевролитов и аргиллитов. Общая толщина комплекса 160-200 м. На ряде площадей соседнего Красноленинского свода отложения кровли викуловской свиты нефтеносны. На рассматриваемой территории комплекс не опробовался, по данным ГИС выделяемые в пределах его пласты-коллекторы водоносны. Комплекс содержит не переливающие напорные воды. Минерализация вод составляет 10-15 г/л. Воды бессульфатные. Растворённый газ представлен в основном метаном. Температура воды +53 ^оС.

Комплекс альб-сеноманских преимущественно алевролито-песчаных отложений толщиной до 320 м. Он отличается от выше- и нижележащих комплексов заметным преобладанием песчаных отложений наиболее выдержанными и мощными водоносными горизонтами с высокими напорами вод, обуславливающими высокие дебиты. На рассматриваемой площади комплекс не опробовался. На соседней Филипповской площади комплекс опробован с помощью КИИ. Минерализация воды 13,5 г/л. Воды по типу хлоридно-кальциевые. Растворённый метановый газ. Температура воды +40 ^оС.

Водоносный комплекс континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста мощностью до 300м. содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. В качестве основного водоносного горизонта, используемого для водоснабжения вахтовых посёлков и нефтепромыслов, выделяются отложения пелымской свиты. Воды гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией до 1 г/л и менее.

2.4 Нефтеносность и запасы

Сложная морфология Ловинского месторождения связана, в основном, с различными уровнями водонефтяного контакта по площади и по продуктивным пластам, это связано с изменчивостью литологического состава продуктивных отложений.

Залежи пласта Ю_2-4.

Западная залежь представляет собой сложно-построенную залежь, на юго-западе ограниченную тектоническим нарушением. В этой же части залежи в результате анализа временных разрезов и данных структурного дешифрирования выявлен приподнятый блок, который зоной глинизации разделён на два участка с различными уровнями водо-нефтяного контакта, что подтверждается данными ГИС и опробованием скважин. Северный и южный склоны залежи ограничены уровнем ВНК, с востока залежь ограничена тектоническим нарушением, которое прослеживается на всём протяжении с севера на юг, вдоль крупной зоны раздробленности. Исходя из всех данных, на Западной залежи по пласту Ю_2-4 установлены три различных ВНК от -2098,6 м до -2148 м. Размеры нефтяной залежи составляют: длинна 17,5 км, максимальная ширина 8 км, высота залежи от 66,2 м до 158,7 м. Максимальная вскрытая эффективная нефтенасыщенная толщина 35,6 м(скв. 8059), минимальная 0,6 м(скв. 8649).

Центральная залежь отделена от Западной тектоническим нарушением. С севера, востока, и юга ограничена, в основном, уровнем ВНК. На севере, в районе скважины 54 по результатам структурного дешифрирования выделен приподнятый участок залежи, ограниченный тектоническим нарушением, ВНК условно принимаем на а.о. -2173м. На юге залежи в районе скважин 5305 и 9341 выделяется приподнятый блок. В этом блоке в скважине 5305 коллектора нефтенасыщены по ГИС до а.о. - 2332,7м. В скважине 9341 коллектора до а.о. -2137,8 м нефтенасыщены, с а.о. - 2139,4 м водонасыщены. Исходя из этих данных ВНК в блоке принимаем условно на а.о. - 2137,8 м( подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 9341). На основном участке Центральной залежи принят ВНК на а.о. -2182м. Размеры залежи: длина 13 км, ширина 7,5 км, высота от 30,5 до 122,9 м.

Типы залежей - пластовые, литологически и тектонически экранированые.

Залежи пласта Ю_5-6.

Западная залежь с севера, запада и юга ограничена уровнем ВНК. Внутри залежи наблюдаются участки отсутствия отложений пласта Ю_5-6, а также его глинизации. Это районы скважин 8638, 8449, 40, 8451, 8452, 8294, 8346, 8347, 8203, 8405, 8350, 8299, 8300, 8479, 8252, 8253, 8426, 8521, 8517, 8620. Об эродированности складчатого фундамента говорит тот факт, что отметки подошвы коллектора изменяются очень резко, от - 2098м (скв.8683) до - 2249 м (скв.8048). Общая мощность пласта изменяется от 9,7 м (скв.8501) до 79 м (скв.5309, 8025). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м (скв.8274, 8214) до 22,4 м (скв.8670). На Западной залежи выделяются три участка с различными уровнями ВНК. Юго-Западный участок залежи от скв.63 до скв.47 имеет уровень ВНК на а.о. - 2141 м.

В скв.8870, 8691, 8692, 8736, 44, 8739 ВНК условно принят на а.о. - 2141,3 м. Участок в районе скв.8746, 8782, 8783 оказался опушенным по отношению к основной залежи и имеет свой ВНК на а.о. - 2190 м.

На остальной части залежи уровень ВНК принят на а.о. -2160 м. ВНК пласта Ю_5-6 на Западной залежи располагается в интервале а.о. -2159 -2166 м. Размеры залежи: длинна 15км, ширина 6 км, высота 35-40 м.

Центральная залежь отделена от западной залежи серией тектонических разрывных нарушений северного простирания. С севера, востока и юга залежь ограничена уровнем ВНК. Внутри залежи, также, как и на западной, наблюдаются участки отсутствия пласта Ю_5-6, а также замещения его коллекторов глинистыми разностями. В этих зонах пробурено 35 скважин.

Общая мощность пласта изменяется от 19,6 м (скв.9130) до 67,3 м (скв.9350). Максимальная эффективная толщина 19,6 м (скв.9343), эффективная нефтенасышенная толщина изменяется от 0,6 м (скв.9233) до 15,6 м. (скв.9556).

На Центральной залежи, также как и на Западной, наблюдается большая эродированность складчатого фундамента ко времени осадконакопления отложений пласта Ю_5-6. Об этом свидетельствует тот факт, что отметки подошвы коллекторов колеблются от - 2119 м (скв.9130) до - 2253,6(скв.56).

В некоторых скважинах, в районе линии ВНК, водонасыщенные коллектора находятся выше ВНК по а.о., возможно это ошибки при замере кривизны ствола скважины(скв.9027, 9082, 9104, 5300). Поэтому, на этих скважинах линия ВНК проведена с учетом фактического положения ВНК.

В других случаях нефтенасыщенные коллектора оказались ниже линии ВНК, объясняется это очень большими отклонениями забоя скважины от устья и ошибками в замере кривизны (скв. 9259, 9261, 9290 и др.).

В ряде других скважин наблюдается выделение водонасыщенных коллекторов выше линии ВНК (скв. 9266, 9278, 9264, 9304 и др.), не исключено образование во время осадконакопления образования отдельно запечатанных водонасыщенных линз, а которые в период нефтеобразования нефть несмогла проникнуть.

На Центральной залежи выделяется четыре участка с различными уровнями ВНК.

Самый низкий уровень ВНК располагается в районе скв. 67, где подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора находится на а.о. - 2234,7 м, по которой и проводим условный ВНК.

На участке, расположенном между основным тектоническим нарушением, делящим месторождение на Западную и Центральную залежи, и нарушением в районе скв. 9286, 9306, выделяется блок с ВНК, расположенным на а.о. - 2195 м.

На остальной части залежи ВНК принимаем на а.о. - 2192 м.

Размеры нефтяной залежи длинна 11,5 км, ширина 6 км. Высота залежи в среднем 20 м.

Тип залежи - пластовый, литологически и тектонически-экранированный.

Извлекаемые запасы нефти Ловинского месторождения утверждены ГКЗ в 1995 году в количестве 22150 тыс.т (по категории АВС₁ - 20887 тыс.т, по категории С₂ - 1263 тыс. т), КИН - 0,2 (по категории АВС₁ - 0,201, по категории С₂ - 0,186).

С начала разработки месторождения по состоянию на 01.01.05 года добыто 9548 тыс.т нефти или 43,1 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,086.

Остаточные извлекаемые запасы месторождения, числящиеся на балансе РГФ по состоянию на 01.01.05 года, составляют 12074 тыс. т по категории АВС₁. По уровню добычи нефти 2004 года (622,8 тыс.т) обеспеченность месторождения запасами составит на 11 лет.