1.1 Орогидрография
Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области (Смотри рисунок 1.1.1 – Обзорная карта).
В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).
Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков.
На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Мойкетлор, Токтурилор, Вэнтымлор, Секъяунсораклор и другие.
На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.
Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса.
Район относится к слабо заселенным. Плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.
В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80км. к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык - Омск проходит в 75км к юго-востоку от месторождения.
С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы для экономического развития всего народного хозяйства.
1.2 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту «А» представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.
Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантейской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.
Пимский вал по отражающему горизонту «Б» оконтуривается сейсмоизогипсой -2700м, в пределах которой его размеры составляют 20х190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой 2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составил 90 м.
К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту «Б» изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.
Следует отметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту «Б», ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско - Пимского вала как единой структуры.
С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связанна с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи:
- газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11;
- нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
В ГКЗ РФ запасы нефти утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС82, БС18.
По соотношению газо - и нефтенасыщенных частей продуктивных основных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.
Ниже приводится характеристика продуктивных основных горизонтов Лянторского месторождения.
Залежи пласта АС11 относятся к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуются наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).
Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения значений от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6).
Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 178 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2 ∙10-3 до 698∙10-3 мкм2 при среднем значении 266∙10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258∙10-3 мкм2, по водонасыщенной-276∙10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229∙10-3 до 316∙10-3 мкм2.
Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536∙10-3 мкм2 при вариациях 1∙10-3 - 1493∙10-3 мкм2.
Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В их плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2-1,0. Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС10 выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределах основной площади 57х19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м.