Мамонтовское месторождение нефти приурочено к одноимённой локальной структуре, выявленной в результате площадной сейсморазведки в 1962-63 годах.
Поисково-разведочное бурение на рассматриваемой территории начато в 1964 г скважиной 91р, которая открыла Южно-Балыкское месторождение, в апреле 1965 г скважиной 240 открыто Мамонтовское месторождение. Получен фонтан нефти дебитом 75м3/сут из горизонта БС10. В 1965г по Мамонтовскому месторождению Тюменским геологическим управлением подсчитаны и утверждены в ГКЗ СССР запасы по категории С2. В 1968 г Мамонтовское месторождение переведено в промышленную разроботку на баланс Главтюменьнефтегаза.
Для поисков малоамплитудных локальных поднятий и литологических ловушек были проведены детальные площадные сейсморазведочные работы исследования в скважинах 1р, 245р, 255р, 1217р Мамонтовского месторождения. В результате детальных сейсморазведочных работ выявлен ряд куполовидных поднятий к юго-востоку от Мамонтовского месторождения. В настоящее время идет доразведка месторождения в процессе его эксплуатации.
Геологический разрез месторождения слагается мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности фундамента.
Палеозойский фундамент вскрыт на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262-3294 м скважиной 1р и представлен андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
В разделе юрской системы выделяются отложения тюменской, васьюганской, георгиевской и баженовской свит. система представлена здесь всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся породы мегионской свиты и низы вартовской. Основные продуктивные пласты (БС10-11) приурочены к верхней части мегионской свиты, разрез которой заканчивается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой.
Выше залегают отложения вартовской свиты, в разрезе которой выделяются песчаные пласты БС1 – БС9. Пласт БС8 на Мамонтовском местрождении продуктивен. В верхней подсвите вартовской свиты выделяются продуктивные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.
Кайнозойские отложения расчленяются на 2 комплекса пород, резко различающихся по условным осадконакопления и литологическому составу пород. Морские палеогеновые отложения включают все осадки талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен) и тавдинской (низы олигоцена) свит. Неогеновые отложения на месторождении не установлены.
Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием.
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре III порядка, распологающейся на юго-восточном окончании Пинского вала Сургутского свода.
Структура по кровле горизонта БС10 (пределах изогипсы -2400м) представляет собой относительно пологую ассимитричную брахиантиклинальную складку, несколько вытянутую. В северо-западном направлении и осложнённую рядом небольших куполовидных поднятий. Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и составляют 40′ – 1.20′. Западное крыло более пологое и наклонено под углом 30′ – 40′. Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10-11 составляет 96 м (наивышая отметка кровли -2304м).
Мамонтовское месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти на территории Сургутского свода и характеризуются определенными особенностями литолого-фациального строения разреза и закономерностями формирования и размещения залежей нефти.
Основные залежи нефти на Мамонтовском месторождении приурочены к отложениям мегионской свиты горизонта БС10. В результате проведенных работ на месторождении установлена промышленная нефтеносность в пластах БС11, БС10тсп, БС10, БС100, БС8, БС6, АС5-6, АС4. Промышленная нефтеносность объектов ачимовских отложений, Ю0, Ю2 не подвердилась.
Залежи нефти пласта БС11. По результатам эксплуатационного бурения на Мамонтовском месторождении по пласту БС11 выделено 8 залежей. Залежь 1 (основная), расположена в сводовой части куполовидного Мамонтовской структуры, а остальные 7 залежей располагаются в южной, юго-восточной и восточной частях месторождения.
Залежь 1. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС11 колеблется от 0 до 16,2 м. ВНК средний -2395 м -2400 м, в западной части залежи 2387- 2390 м. Высота залежи 35 м. Тип залежи пластво-сводовый, массивный. Размеры залежи 8,1 км с запада на восток и 14 км с юга на север.
Залежь 2. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 2,8 до 9,6 м. ВНК находится на отметке -2410,4 м. Залежь полностью подстилается водой. Высота залежи 12 м. Размер залежи 3 х 2 км.
Залежь 3. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи от 1,3 до 16,6 м. Залежь пластово-сводовая, массивная. Средний ВНК -2436,4 м имеет наклонный характер и погружается с севера на юг. Размеры залежи 3,25 км х
х 4,25 км. Высота залежи 20 м.
Залежь 4. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 4,4 м. Залежь полностью подстилается водой. Средний ВНК -2427 м. Высота залежи 5 м. Размер залежи 3,5 х 1,9 км.
Залежь 5. Эффективная нефтенасыщенная толщина 4,1 – 11,4 м. Залежь имеет сложную конфигурацию с многочисленными заливами, полностью подстилается водой. ВНК-2429 м. Высота залежи 19м. Размер залежи 8х4 км.
Залежь 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина 0,6 – 2 м. ВНК -2427м. Размер залежи 0,5 х 1,25 км.
Залежь 7. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 м до 3 м. Высота залежи около 5 м. ВНК средний -2418 м. Размер 3,5 х 0,8 км.
Залежь 8. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 м до 4 м. Высота залежи около 5 м. Размер залежи 1,75 х 0,62 км.
Залежи пласта БС10тсп . По своему насыщению в плане БС10тсп разделился на 4 особенных залежи. Все залежи, кроме первой, разрабатываются самостоятельно.
Залежь 1 приурочена к небольшому куполовидному поднятию на севере площади. Залежь является водоплавающей ВНК -2391 м. Продуктивная толщина на пласте не превышает 2,2 м. Залежь по своим размерам небольшая и составила 1,0 х 1,75 км.
Залежь 2 имеет широкую водонефтяную зону. ВНК -2396 м -2399 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 5,5 м. Размеры залежи 4,5 х 4,5 км.
Залежь 3 Толщина нефтенасыщенных песчаников изменяется от 1 до 11,8 м. ВНК средний -2394 м -2398,2 м. Тип залежи структурно-литологический. Размеры залежи 11,0 х 8,2 км.
Залежь 4 приурочена к куполовидному поднятию в районе скв. 11р. Нефтенасыщенные коллекторы от 1,4 до 8 м. ВНК средний -2394 м -2399 м. Размеры залежи 5,5 х 5 км.
Залежи пласта БС101-3. Пласт БС101-3 представлен на Мамонтовском месторождении двумя залежами.
Залежь 1 пласта БС101-3 в песчаной фации развита на всей площади месторождения. Наблюдается понижение ВНК с северо-запада на юго-восток. Средняя отметка ВНК по залежи 2405+5 м. Залежь пластово-сводовая. Размеры 48,5 х 33 км.
Залежь 2 выделяется в северо-западной части месторождения которая отделяется от основной небольшим прогибом. Залежь водоплавающая. ВНК 2393 -2400 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 7,2 м. Размеры залежи 4 х 5,25 км.
Залежь пласта БС100 литологически экранирована с раскрытием ее в юго-западном направлении. Размеры залежи составляют 12 х 21,5 км. ВНК -2397 м -2398 м. Этаж нефтеносности составил 48 м. Размеры залежи составляют 12 х 21,5 км. Залежь эксплуатируется совместно с нижезалегающим объектом БС101-3.
Залежи пласта БС8. По нефтенасыщенности пласт БС8 на Мамонтовском месторождении разделён на 6 залежей.
Залежь 1 полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 1 до 14,8 м. ВНК проведён в среднем на отметке 2253 м. Тип залежи пластово-сводовый, массивный. размер залежи 5,75х1,25 км. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
БС8 – 1 – 14,8 м.
Залежь 2 находится севернее залежи 1 и полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,2 – 7,8 м. ВНК среднее -2263 м. Высота залежи около 8 м. Размер залежи 2,5 х 4,28 км.
Залежь 3 находится в северной части месторождения и полностью подстилается водой. Эффективная толщина пласта БС8 колеблется от 1,6 до 11,8м. ВНК среднее -2281 м. Высота залежи 12 м. Размер залежи 4 х 2,4 км.
Залежь 4 полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 от 1,4 до 6,2 м. ВНК среднее -2279 м -2283м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 2,75 х 3 км.
Залежь 5 находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения в районе скв. 1204р. Залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 3,4 до 14,4 м. ВНК среднее -2297 м. Высота залежи составляет около 18 м. Размер залежи 4,5 х 3,1 км.
Залежь 6 находится на небольшом куполовидном поднятии в западной части месторождения. Залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС8 колеблется от 2,8 до 8,4 м. ВНК среднее -2296 м. Высота залежи составляет около 10 м. Размер залежи 2,0 х 1,4 км.
Залежь пласта БС6. По нефтенасыщенности пласт БС6 на Мамонтовском месторождении разделился на 2 залежи.
Залежь 1 полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6 колеблется от 0,5 до 4,4 м. ВНК среднее -2215,5 м. Высота залежи составляет около 5 м. Размер залежи 3,25 х 1,25 км.
Залежь 2 приурочена к небольшому куполовидному поднятию в западной части месторождения в районе 1204р и является небольшой залежью. Залежь 2 полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БС6 колеблется от 0,8 до 7,5м. ВНК 2224 м. Высота залежи составляет около 8 м. Размеры залежи 1,62 х 1,62 км.
Залежи пласта АС5-6. Пласт АС5-6 на Мамонтовском месторождении представлен одной основной и двумя подчинёнными залежами нефти, расположенными севернее основной. Средней ВНК по залежам 1900 м.
Залежь 1 расположена в северной части Мамонтовской площади. Нефтенасыщенные толщины 0,4 – 18 м. ВНК -1905 м. Высота залежи 23 м. Размеры залежи 8 х 5,5 км.
Залежь 2 небольшая по величине и расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 25,4 м. ВНК 1900 м. Высота залежи 38 м. Тип залежи массивный. Размер залежи 12,5 х 19,5 км.
Залежь 3 находится к западу от залежи 2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 14,4 м. ВНК -1902 м. Высота залежи 21 м. Размер залежи 5,5 х 2,5 км.
Залежи пласта АС4. Залежи пласта АС4 распространены по всей площади Мамонтовского месторождения. Пласт АС4 представлен основной и северной залежами нефти. Размеры основной залежи 42,25 х 16,5 км. ВНК -1901 м. Высота залежи 60 м. На западном склоне обособляется от основной залежи небольшая залежь. Нефтенасыщенная толщина 1 – 4,8 м. ВНК -1900 м. Размеры залежи 4,25 х 3 км.
Пластово-сводовая залежь АС4 и массивная водоплавающая АС5-6 оъединяются в единый горизонт, в котором уровень ВНК отмечается на а.о. -1900-1902 м.
Наиболее тяжёлая нефть в пласте БС8, наименее в пластах БС10, БС11. Нефти всех пластов сернистые и парафинистые.
Нефти пластов АС4, АС5-6, БС8, БС10 смолистые, нефти пластов БС11, БС6 малосмолистые.
Краткая характеристика залежей
Мамонтовского месторождения
Краткая геолого-промысловая характеристика пластов
БС11, БС10тсп, БС101-3, БС100, БС8 БС6, АС5-6, АС4
Мамонтовского месторождения
|
Параметры |
|
Индекс |
|
|
пласта |
|||||||
|
Продуктивный пласт |
АС4 |
АС5-6 |
БС6 |
БС8 |
БС100 |
БС101-3 |
БС10тсп |
БС11 |
||||
|
Глубина залегания кровли пласта, м |
1903-1960 |
1920-1945 |
2250-2260 |
2290-2330 |
2400-2450 |
2400-2440 |
2400-2450 |
2450-2499 |
||||
|
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
1879-1936 |
1893-1918 |
2210-2220 |
2254-2294 |
2349-2399 |
2369-2409 |
2372-2422 |
2380-2424 |
||||
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
1902 |
1903 |
2219 |
2280 |
2398 |
2405 |
2396 |
2418 |
||||
|
Общая толщина пласта, м |
10.2 |
34 |
7.2 |
18.07 |
4.12 |
21.93 |
6.62 |
10.5 |
||||
|
Эффективная толщина, м |
5.59 |
7.84 |
3.9 |
4.7 |
2.42 |
12.26 |
3.70 |
5.56 |
||||
|
Нефтенасыщенная толщина, м |
3.36 |
9.9 |
3.3 |
6.2 |
1.0 |
4.1 |
4.2 |
5.0 |
||||
|
Коэффициент песчанист., доли,ед. |
0.5 |
0.2 |
0.5 |
0.3 |
0.6 |
0.5 |
0.5 |
0.5 |
||||
Петрофизичиская характеристика коллекторов
|
Параметры |
|
|
Индекс |
пласта |
||||||||
|
Продуктивный пласт |
|
АС4 |
АС5-6 |
БС6 |
БС8 |
БС100 |
БС101-3 |
БС10тсп |
БС11 |
|||
|
Карбонатность,% |
мин-мак среднее |
3.4 1.4-9 |
5.5 |
– |
5.9 0.4-36 |
5.8 2-13 |
4.2 6-26.4 |
4.4 1.2-8.4 |
|
|||
|
Содержание фракций %, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
при размере зерен, 0.5-0.25мм |
min-max среднее |
1.1
|
2.4 |
3.2 |
3.2 |
1.1 |
2.7 |
2.2 |
|
|||
|
при размере зерен, 0.25-0.1 мм |
мин-мак |
53 |
64.6 |
55.5 |
55.5 |
46.6 |
48.9 |
34.7 |
|
|||
|
при размере зерен, 0.1-0.01 мм |
мин-мак среднее |
14.5 |
8.3 |
20.3 |
20.3 |
21.1 |
25.6 |
34.4 |
|
|||
|
при размере зерен, 0.01 мм |
мин-мак среднее |
17.8 |
14 |
10.6 |
10.6 |
15.8 |
10.8 |
11 |
|
|||
|
Коэффициент отсортированности, |
мин-мак среднее |
2.7 |
1.86 |
– |
2.09 |
2.37 |
1.77 |
1.71 |
|
|||
|
Медианный размер зерен,мм |
мин-мак среднее |
0.13 |
0.13 |
– |
0.1 |
0.1 |
0.11 |
0.09 |
|
|||
|
Глинистость,% |
|
|
|
|
|
15.8 |
1.2-32.6 |
5.4-20 |
|
|||
|
Тип цемента |
|
глинисто- |
поровый |
крусти- |
фикацио |
-нный |
|
|
|
|||
|
Коэфф. открытой пористос. по керну, доли единицы |
мин-мак среднее |
22.3 16.9-25.5 |
23.4 20.8-24.4 |
20.1 20.1 |
22.1 20-24.9 |
22.7 21.2-25 |
21.4 17-23.6 |
22.8 19.9-23.7 |
19.9 18.8-21.5 |
|||
|
Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2 |
мин-мак среднее |
191.1 0-559 |
296.5 25-703 |
– |
171.5 3.5-521 |
221.9 4.2-399 |
193.0 0-790 |
114 0-147 |
46 2.9-70 |
|||
|
Водоудерживающая способность,% |
мин-мак среднее |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Коэфф. открытой пористости по ГИС, |
дол.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Коэфф. проницаемости по ГИС, 10-3 мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
|
0.52 |
0.51 |
– |
0.6 |
0.67 |
0.7 |
0.54 |
0.61 |
|||
|
Начальное пластовое давление, мПа |
|
64 |
65 |
|
77 |
76 |
76 |
76 |
79 |
|||
|
ластовая температура, С |
|
19.4 |
19.2 |
|
23.4 |
23.4 |
23.4 |
23.4 |
23.2 |
|||
|
Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут. |
мин-мак среднее |
106 1.1-211 |
105 0.2-210 |
|
52 2-102 |
128 0.5-256 |
128 0.5-256 |
24 0.5-43.0 |
43 0.2-85.8 |
|||
|
Продуктивность м3/сут.мПа |
мин-мак среднее |
– |
– |
– |
– |
3.9 |
3.9 |
3.9 |
|
|||
|
Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек. |
мин-мак среднее |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Физико-химическая характеристика нефти и газа
|
Параметры |
|
Индекс |
пласта |
|
||||
|
Продуктивный пласт |
АС4 |
АС5-6 |
БС6 |
БС8 |
БС100 |
БС101-3 |
БС10тсп |
БС11 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3 |
874.0
|
873.0 |
|
885.0 |
873.0 |
873.0 |
873.0 |
871.0 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях |
836.0 |
836.0 |
|
845.0 |
807.0 |
807.0 |
807.0 |
823.0 |
|
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек |
29.1 |
29.4 |
|
36.5 |
29.5 |
29.5 |
29.5 |
26.0 |
|
Вязкость в пластовых условиях |
4.06 |
4.82 |
|
4.33 |
2.94 |
2.94 |
2.94 |
2.98 |
|
Содержание,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Смол селикагелевых |
8.6 |
8.3 |
|
8.4 |
9.3 |
9.3 |
9.3 |
7.6 |
|
Асфальтенов |
2.2 |
2.6 |
|
3.1 |
2.4 |
2.4 |
2.4 |
2.7 |
|
Серы |
1.2 |
1.5 |
|
1.5 |
1.4 |
1.4 |
1.4 |
1.5 |
|
Парафина |
3.8 |
3.3 |
|
3.6 |
3.5 |
3.5 |
3.5 |
2.9 |
|
Температура застывания нефти, С0 |
-2 |
-0.4 |
|
-6.2 |
-6.2 |
-6.2 |
-6.2 |
1.2 |
|
Температ. насыщения нефти парафином, С0 |
31 |
28.8 |
|
30.4 |
30.1 |
30.1 |
30.1 |
27.1 |
|
Выход фракций,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
до 100 С0 |
3 |
3 |
|
1.4 |
3 |
3 |
3 |
2.2 |
|
до 150 С0 |
7.9 |
7.7 |
|
8.3 |
8.3 |
8.3 |
8.3 |
9.7 |
|
до 200 С0 |
15.7 |
16.2 |
|
15.9 |
16.6 |
16.6 |
16.6 |
18.1 |
|
до 300 С0 |
33.9 |
34.5 |
|
34 |
34.9 |
34.9 |
34.9 |
37.2 |
|
Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Азот |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Метан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Этан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пропан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изобутан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормальный бутан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изопентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормальный пентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С6+высшие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса,кг/моль |
248 |
247.7 |
|
249.1 |
252.9 |
252.9 |
252.9 |
238.3 |
|
Давление насыщения,мПа |
7.3 |
6.9 |
|
8.1 |
9.7 |
9.7 |
9.7 |
7.9 |
|
Объемный коэффициент |
1.097 |
1.091 |
|
1.098 |
1.160 |
1.160 |
1.160 |
1.23 |
|
Газовый фактор при условии сепарации,м3/т |
31 |
32 |
|
34 |
44 |
44 |
44 |
37 |
|
Плотность газа,кг/м3 |
0.837 |
0.820 |
|
0.828 |
0.918 |
0.918 |
0.918 |
0.899 |
|
Тип газа |
м |
е |
т |
а |
но |
в |
ы |
й |
|
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Углекислый газ |
0.96 |
0.17 |
|
1.39 |
0.46 |
0.46 |
0.46 |
1.38 |
|
Азот |
0.05 |
0.34 |
|
0.28 |
0.36 |
0.36 |
0.36 |
0.18 |
|
Метан |
84.93 |
86.88 |
|
84.52 |
77.37 |
77.37 |
77.37 |
79.26 |
|
Этан |
4.92 |
3.78 |
|
5.9 |
7.07 |
7.07 |
7.07 |
6.64 |
|
Пропан |
5.55 |
4.30 |
|
5.07 |
8.93 |
8.93 |
8.93 |
7.83 |
|
Изобутан |
0.77 |
0.73 |
|
0.68 |
1.02 |
1.02 |
1.02 |
1.20 |
|
Нормальный бутан |
1.75 |
1.63 |
|
1.29 |
2.47 |
2.47 |
2.47 |
2.18 |
|
Изопентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормальный пентан |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С6+высшие |
|
|
|
|
|
|
|
|