Первомайское нефтяное месторождение, являющееся одним из наиболее крупных в Томской области, открыто в 1969 г. поисковой скважиной 260.
Разведочные работы в период с 1969 по 1976 гг. проведены Томским территориальным геологическим управлением. Основным промышленно нефтеносным на месторождении является песчаный пласт надугольной толщи васюганской свиты, проиндексированный как ЮЛ В 1976 году на месторождении произведен подсчет запасов нефти и растворенного газа, запасы утверждены в ГКЗ (протокол ГКЗ СССР № 7720 от 03.11.76 г.). Месторождение признано подготовленным к промышленному освоению и в 1981 году введено в промышленную разработку. К 1991 году более 90 % площади нефтеносности было охвачено эксплуатационным бурением. Из утвержденных 793 эксплуатационных скважин на тот момент было пробурено 652. Это послужило основанием для пересчета на Первомайском месторождении запасов нефти и газа. В 1995 году утверждена новая технологическая схема разработки месторождения.
В настоящее время Первомайское месторождение находится в стадии снижающейся добычи и остро стоит вопрос о поисках новых запасов нефти, в первую очередь в непосредственной к нему близости [5].
В результате выполнения дипломной работы было рассмотрено геологическое строение пласта Ю10 Первомайского нефтяного
месторождения, а также проанализирован его литологический состав и коллекторские свойства, на основании чего можно сделать следующие выводы:
Основным нефтепродуктивным пластом на месторождении является песчаный пласт Ю10 надугольной толщи васюганской свиты верхней юры.
Пласт представляет собой песчаное тело, ограниченное сверху и снизу неколлектором. Внутри пласта имеются тонкие линзы уплотняющих тел, которые уменьшают эффективную толщину пласта
Продуктивный пласт литологически однороден в пределах всего месторождения, за исключением района скважины 259 в крайней северозападной части Весеннего поднятия, где он выклинивается и полностью замещен глинистыми породами; сложен преимущественно песчаниками серыми, средне-мелкозернистыми, иногда крупнозернистыми, часто однородными, неслоистыми, слабосцементированными, с прослоями более крепких, алевритисто-глинистых, с повышенной карбонатностью.
Гранулометрический состав пород пласта Ю10 отмечается хорошей отсортированностью слагающего породы материала. Наибольшее развитие в составе песчаников получила мелкопесчаная фракция (0,1-0,25мм). Содержание ее колеблется в пределах 30-88 %.
По петрографическому составу песчаники продуктивного пласта полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварц-полевошпатовые. Из акцессорных минералов отмечены титанистые минералы, гранат, турмалин, циркон, апатит.
Аутогенные минералы в пласте Ю10 довольно разнообразны и широко распространены. Наиболее постоянно среди них присутствуют пирит и сидерит. В меньшей степени лейкоксен, анатаз, доломит, в единичных зернах лимонит и барит.
Цемент песчаников и алевролитов гидрослюдисто-каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже - карбонатный и каолиниткарбонатный; его содержание составляет 5-8 %.
Основная часть значений толщины продуктивного пласта Ю10 колеблется в пределах 5-12 м, эффективная составляет в сводовых частях структур 6-7 м, увеличиваясь на крыльях до 11-14 м. Зонам увеличения эффективных толщин пласта соответствуют зоны повышенного содержания средне-мелкозернистой песчаной фракции.
В изменении коллекторских свойств пласта по площади наблюдается та же закономерность, что и в изменении мощности пласта: ухудшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники сводовых частей структур.
Коллекторы относятся к II-IV классам, из которых доминирующими являются коллекторы III-го класса.
Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю10 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость песчаников изменяется от 9,7 до 30,3 %, основная масса значений колеблется в интервале 16-19 %. Наиболее распространенные значения проницаемости составляют 0,014-0,048 мкм2. Величина остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 10,3-69,7 %.
• Средние значения коэффициентов равны: пористости - 18 %, проницаемости - 0,031 мкм2, нефтенасыщенности - 0,73.
В целом по залежи Первомайского месторождения плоскость ВНК имеет региональный наклон с востока на запад. Это обусловлено сложностью строения месторождения: западное крыло структуры имеет пологое строение, а восточное - относительно крутое.
гидродинамического режима - выделяется значительное величинах напоров краевых вод на восточном и западном структуры.
