Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

В пределах Красноленинской НГО нижне-среднеюрский комплекс регионально нефтеносен. По особенностям разреза и нефтеносности он разделяется на два подкомплекса – нижнеюрский и среднеюрский (тюменский).

Нижнеюрский нефтегазоносный подкомплекс. В подкомплекс нижней юры входят резервуары пластов Ю₁₀ и Ю₁₁, а также контактирующие с ними породы коры выветривания и палеозоя.

В пределах Молодежного участка отложения нижней юры предполагаются в межструктурных понижениях, прилегающих к останкам фундамента.

За пределами проектного участка отложения нижней юры развиты к востоку и югу от Молодежного поднятия. Пласт Ю₁₁ развит к северо-востоку на Фроловской, Западно-Фроловской, Ханты-Мансийской и других площадях.

Пласт Ю₁₀ вскрыт и продуктивен на Ковенско-Кашатской группе структур, где он представлен песчаниками, гравелитами с прослоями аргиллитоподобных темно-серых глин, иногда углистых. Грубообломочные породы, особенно на контакте с породами фундамента, часто каолинизированы, цемент глинистый и карбонатно-глинистый. Пористость невысокая и изменяется от 14% до 18%. К юго-западу и северо-востоку от этой зоны пласт выклинивается.

Формирование пласта связано с аллювиально-озерными и делювиально-пролювиальными фациями. Типы ловушек – структурно-стратиграфические. Коллекторы обычно порового и кавернозно-порово-трещинного типа. Покрышками являются глинистые породы радомской пачки толщиной от 0 до 25 м. Они же предполагаются нефтепроизводящими.

Крупные залежи нефти в пласте Ю₁₀ выявлены западнее участка, в пределах Красноленинского НГР – на Талинской, Южно-Талинской и других площадях.

Среднеюрский нефтегазоносный подкомплекс. В среднеюрском подкомплексе выделяются пласты Ю_2-9. Общая толщина среднеюрского подкомплекса в пределах участка изменяется от 120 до 160 м.

Состав пород среднеюрского подкомплекса чаще полимиктовый или граувакковый. Пористость 12-18%, проницаемость 10-20 мД. Дебиты скважин обычно низкие и средние – до 10-20 м³/сут.

Высокопродуктивные пласты имеют мозаичный характер распространения и приурочены к тектонически активным зонам с повышенной проницаемостью, обусловленной, вероятно, кавернозно-трещинным типом коллекторов.

Группа пластов Ю_5-6 и Ю_7-9 нефтеносна на отдельных месторождениях Красноленинского НГР. Формирование их связано с аллювиальными, делювиально-пролювиальными и прибрежно-бассейновыми фациями.

Песчано-алевритовые породы продуктивных горизонтов обычно характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами. Этим обусловлены низкие притоки нефти при испытании пластов Ю_2-9 тюменской свиты.

В скв. 2 Молодежной при совместном испытании интервалов 2598-2640 м, 2655-2662 м, 2671-2678 м и 2697-2704 м (пласты Ю_2-6) в э/колонне получен незначительный приток нефти дебитом 0.1 м³/сут при СДУ=1028 м.

Основные перспективы нефтеносности среднеюрского подкомплекса связываются с коллекторами верхов тюменской свиты (пласты Ю₂-Ю₄), в которых на территории Красноленинского, Ляминского и Приобского НГР выявлены промышленные скопления нефти. Коллекторы этих пластов имеют зональный характер распространения и полифациальны по составу. На отдельных, относительно узких участках отмечается почти полное замещение коллекторов слабопроницаемыми породами. Формирование их связано с прибрежными и мелководными частями крупных пресноводных и солоноватых водоемов, а также с дельтовыми комплексами.

В скв. 1 Молодежной в керне в интервале 2568-2575 м (пласт Ю₂), представленном алевролитами, отмечен очень слабый запах нефти на свежем сколе. В скв. 3 в отложениях тюменской свиты с отбором керна пройден интервал 2490-2517,5 м, по всему интервалу в керне наблюдаются признаки нефтенасыщения. В скв. 4 Молодежной в интервале 2529-2550 м (пласты Ю_2-3) и 2570-2577 м (пласт Ю₄) керн содержит прослои песчаника с запахом УВ и выпотами нефти.

В скв. 4 Молодежной из интервала 2570-2576 м (пласта Ю₄) в э/колонне получен незначительный приток нефти дебитом 0.54 м³/сут при депрессии 13.37 МПа.

Залежь пласта Ю₂ вскрыта скв. 3 и 4 Молодёжными на глубинах 2494.0-2544.0 м (а.о.-2446.3-2481.3 м). Продуктивность пласта доказана испытанием в скв. 4. Из инт. 2529.0-2545.0 м (а.о. 2466.3-2482.3 м) получен приток нефти дебитом 2.7 м³/сут при депрессии на пласт 12.85 МПа. В скв. 3 при исследовании в колонне инт. 2493.0-2516.0 м (а.о. 2445.3-2468.3) притока получить не удалось. Методы по интенсификации притока положительного результата не дали.

По результатам интерпретации геофизических материалов пласт в обеих скважинах нефтенасыщен до подошвы (а.о.-2453.5-2481.3 м). Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 2.8-3.0 м. ВНК залежи испытанием не установлен, принят условно по замыкающей поднятие изогипсе на а.о.-2500 м.

По типу залежь пластовая сводовая, в пределах принятого ВНК имеет размеры 3.5 x 10 км, высоту 54 м.

Пластовая температура, замеренная на глубине 2539 м, составила 106⁰С, пластовое давление – 29.5 МПа.

Запасы нефти и растворенного газа по пласту Ю₂ Молодежного месторождения поставлены на государственный баланс в 2006 году по категориям С₁ и С₂.

Категория С₁ принята по подошве нижнего нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 4 на а.о.-2481.3 м, как доказанная испытанием. Остальная часть залежи оценена по категории С₂.

Коэффициенты пористости (16%) и нефтенасыщенности (49%) определены по данным интерпретации геофизических материалов скв. 3 и 4. Удельный вес нефти (0.826 г/см³), пересчетный коэффициент (0.75) и газовый фактор (120 м³/т) приняты по аналогии с аналогичным пластом Восточно-Ингинской площади Красноленинского месторождения.

Коэффициент извлечения нефти принят 0.15.

Залежь, в основном, расположена на территории участка ГП ХМАО-ЮГРЫ “Тендерресурс”. Геологические и извлекаемые запасы нефти составили по категории С₁ – 436/65 тыс.т., по С₂ – 2866/430 тыс.т., растворенного газа соответственно 52/8 и 344/52 млн.м³.

При выделении ловушек в среднеюрском комплексе была использована структурная карта по отражающему горизонту ТЮ₂ (кровля тюменской свиты).