2. Геологическая характеристика месторождения

2.1. Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения района положены "Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины", принятые на пятом Тюменском межведомственном стратиграфическом совещании в 1990 году, утвержденные МСК РФ в январе 1991 года.

Ульяновское месторождение расположено на Южно-Камынском блоке. Стратиграфический разрез в пределах рассматриваемой территории, а также на прилегающих площадях, характеризуется существенной глинизацией нижнемеловых отложений и соответствует стратиграфическому разрезу Ханты-Мансийск-Юганского нефтегазоносного района (рис. 3).

Геологический разрез Ульяновского месторождения, изученный по результатам бурения и сейсмическим данным, сложен мощной толщей (3150-3300 м) мезозойско-кайнозойских осадочных терригенных пород, залегающих на доюрском основании. Палеозойские породы фундамента вскрыты скважиной 3309 на глубине 3455м (а.о.-3376.4м), по отложениям которого пройдено 87 м.

На породах складчатого фундамента залегает кора выветривания, которая в пределах Сургутского свода имеет широкое площадное распространение, ее мощность составляет 10-90 м.

Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез

К подошве осадочного чехла приурочен отражающий горизонт А, характеризующий рельеф поверхности доюрских образований. В основании чехла залегают отложения заводоуковской серии (нижняя – средняя юра) мощностью около 400 м. В ее составе выделяются горелая (плинсбах-тоарский) и тюменская (аален-низы келловея) свиты.

2.2. Тектоника

Исследуемая территория приурочена к очень напряженной в тектоническом плане зоне сочленения Сургутского свода и Фроловской мегавпадины (крупные структуры первого порядка). На тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты под ред. В.И. Шпильмана (рис. 4) Ульяновское месторождение находится на юге Камынской седловины, расположенной на северо-западе Лянторского вала (структура второго порядка), и приурочено к небольшим по площади Сыхтынглорским поднятиям (третьего порядка). На севере от Сыхтынглорских локальных поднятий расположены Малокартурская и Восточно-Картурская структуры, на северо-востоке Южно-Камынские локальные поднятия, на северо-западе Южно-Картурская и Нижнекартурская структуры.

– исследуемая площадь – границы геоблоков

Рис. 4. Фрагмент тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И. Шпильмана, Н.И. Змановского, Л.Л. Подсосовой, 1998 г.)

2.3. Геологическое строение продуктивных пластов

Нефтеносность Ульяновского месторождения установлена в отложениях черкашинской (пласт АС₁₁¹), ахской (пласт БС₄^1(1-2)), баженовской (пласт ЮС₀) и тюменской свит (пласт ЮС₂¹). Схема совмещенных контуров нефтеносности приведена на рис. 5. В данном отчёте подробно рассмотрен пласт БС₄^1(1-2).

Пласт БС₄^1(1-2)

В пределах пласта выявлено две залежи нефти: основная и северная (район скважины 3311Р). Залежи структурно-литологические, размеры основной 4 х 7 км, северной - 2 х 5.3 км. Высота основной залежи около 41.6 м, северной – 6 м.

Основная залежь вскрыта шестью поисково-разведочными и 65 эксплуатационными скважинами на абсолютных отметках от 2386 м до 2423 м. Поле стратиграфической кровли пласта представлено на рис. 6. Северная залежь вскрыта одной разведочной скважиной 3311Р (а.о. – 2410.2 м).

Характеристика толщин и неоднородности залежей приведена в табл. 2 Общая толщина пласта варьирует от 13.1 м в скважине 621 до 61.4 м в скважине 656 , составляя в среднем 32.6 м. Средний коэффициент песчанистости равен 0.27, расчлененность – 5.3. Геологические разрезы представлены на рис. 7, 8.

Пласт опробован в пяти поисково-разведочных скважинах (рис. 9) основной залежи и в скважине 3311Р северной. Максимальный приток безводной нефти с дебитом 18 м³/сут на 2 мм штуцере получен из скважины 3206Р основной залежи. При испытании скважины 3311Р получен приток нефти (3.76 м3/сут) с пластовой водой (9,22 м3/сут).

Отметки ВНК изменяются от 2416.2 м (северная залежь) до 2429.8 м (основная залежь). Поле нефтенасыщенных толщин представлено на рис. 10. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 6.7 м, изменяясь в диапазоне от 0.4 до 14.6 м; водонасыщенная – 6.7 м (от 0.4 до 17.7 м).

Рис. 5 Схема совмещенных контуров нефтеносности

Рис. 6 Поле кровли пласта БС₄^1(1-2)

Таблица 1

Характеристика толщин и неоднородности пласта БС₄^1(1-2)

Параметр	Показатели
Общая толщина, м	Среднее значение			32.6
	Коэффициент вариации, д. ед.			0.4
	Интервал изменения	от	13.1
		до	61.4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение			6.1
	Коэффициент вариации, д. ед.			0.5
	Интервал изменения	от	0.6
		до	14.6
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение			6.7
	Коэффициент вариации, д. ед.			0.7
	Интервал изменения	от	0.4
		до	17.7
Коэффициент песчанистости, доли ед.	Среднее значение			0.27
	Коэффициент вариации, д. ед.			0.6
	Интервал изменения	от	0.02
		до	0.72
Коэффициент расчлененности, доли ед.	Среднее значение			5.3
	Коэффициент вариации, д. ед.			0.6
	Интервал изменения	от	1
		До	13

Рис. 7 Геологический разрез (А) по линии скважин 652-649-646-638-631-628-626-514-620-614-609-605-602

Рис. 8 Геологический разрез (Б) по линии скважин 668-630-627-628-629-3304П

Рис. 9 Результаты испытаний пласта БС₄^1(1-2) Рис. 10 Поле нефтенасыщенных толщин пласта БС₄^1(1-2)