Залежи нефти в отложениях васюганской и баженовской свит

Горизонт ЮС₁

По результатам геологоразведочных работ было установлено, что нефтеносность отложений васюганской свиты связана с верхними в ее составе пластами ЮС₁¹  и ЮС₁², которые в подсчете 1986 года были представлены как отдельные объекты. В настоящее время горизонт ЮС₁ вскрыт 361 скважиной, в том числе 90 из них разведочные. По результатам их рассмотрения принципиально не изменилась модель строения горизонта, нефтесодержащими представлены те же объекты, что и в подсчете 1986 года.

Пласт ЮС₁²

В подсчете запасов 1986 года, в пределах рассматриваемой площади, в пласте ЮС₁² было выделено три залежи нефти: в районе скважин 12Р-СИ, 8Р-С и 28Р-ЗС. При этом залежь на западном погружении Сорымской структуры при рассмотрении в ГКЗ была исключена из подсчета.

В настоящее работе по пласту представляются 7 объектов. В их числе залежи в своде Сорымской структуры (район скважины 12Р-СИ) и на северном куполе Иминского поднятия (район скважины 8Р-С), представленные в подсчете 1986 года. По району скважины 28Р-ЗС ранее выделявшиеся нефтенасыщенные песчаники пласта включены по уточненной корреляции в состав пласта ЮС₁¹. А также 3 залежи, выявленные после подсчета запасов, расположенные в районе скважин 80Р-ЗТ Северо-Когалымского лицензионного участка,115Р-ЗТ и 153Р-КГ Тевлинско-Русскинского лицензионного участка.

Пласт ЮС₁¹

Согласно геологической модели по подсчету запасов 1986 года на территории Тевлинско-Русскинского месторождения выделено 7 залежей нефти: Основная залежь, залежь в районе скважины 20Р-ЗТ, залежь в районе скважины 28Р-ЗС, залежь в районе скважины 226Р-Р, Восточно-Русскинская залежь в районе скважин 214Р-И и 215Р-Р, залежи на Икилорской площади в районе скважины 305Р-И и в районе скважины 308Р-И.

После подсчета запасов доразведка месторождения продолжалась. В результате, в северной части месторождения, в пределах Тевлинской и Западно-Тевлинской площадей, открыты новые залежи нефти и уточнено представление о существующей геологической модели пласта ЮС₁¹ в южной части месторождения. Наиболее существенные изменения произошли по Основной и Восточно-Русскинской залежам.

По результатам выполненного анализа геолого-геофизических материалов разведочных и эксплуатационных скважин, сейсморазведочных работ 2Д и 3Д, разработана по состоянию на 1.01.2005 года уточненная модель геологического строения залежей пласта ЮС₁¹, которая включает в себя 21 залежь.

Горизонт ЮС₀

Нефтеносность битуминозных глин баженовской свиты установлена при испытании скважин 9Р-С и 10Р-СИ, пробуренных на Сорымском поднятии. В скважине 9Р-С из интервала -2655,7-2668,7 м получен приток нефти дебитом 4,6 м³/сут на уровне 1052 м. В скважине 10Р-СИ получен фонтанный приток нефти дебит 26,9 м³/сут на 6-мм штуцере.

В подсчете запасов 1986 года баженовская свита не представлялась как объект подсчета.

Горизонт ЮС₀-Ач

В результате бурения разведочных скважин 118Р-ЗТ и 100Р-Т установлены участки нефтеносности в северной части месторождения, приуроченные к аномальному разрезу (АР) баженовской свиты.

Зона АР развита в виде полосы меридионального простирания шириной от 5 до 32 км. В разрезе наряду с характерными битуминозными глинистыми породами присутствуют пласты песчано-алевролитных пород, количество которых меняется от 1 до 3-4. Мощность составляет 8-23,2 м, песчаники по площади и по разрезу не выдержаны.

 В скважине 100Р-Т горизонт залегает в интервале 2718,2-2837,9 м (-2625,1-2744,8 м) и имеет общую толщину 119,7 м. Нефтенасыщенные песчаники установлены в средней части горизонта в интервале 2765,2-2772,6 м (-2671,2-2679,5 м) с общей толщиной 6 м. Выше по разрезу коллекторы характеризуются как неясного насыщения. Ниже с глубины  2789,6 м (-2696,5 м) песчаники водонасыщенные. В результате испытания нефтенасыщенной по ГИС части горизонта в интервале глубин 2765-2778 м (-2672.4-2685,4 м) получен приток нефти дебитом 2,76 м³/сут при уровне 917,5м.

В скважине 118Р-ЗТ нефтенасыщенные коллекторы с общей толщиной 8,6 м выделены в верхней части горизонта в интервале 2805,2-2824,1 м (-2707,1-2726). Пласт опробован по всей толщине, получено 0,4 м³/сут фильтрат с пленкой нефти. После гидроразрыва пласта получили фонтанный приток нефти дебитом 36,5 м³/сут на уровне 1103 м.

При сопоставлении разрезов скважин нефтеносные песчаники установлены на разных уровнях, в связи с этим можно предполагать, что они имеют линзовидное строение. Границы распространения этих песчаных линз не установлены, в связи с чем, участки нефтеносности определены условно в зоне двойного радиуса дренажа вокруг скважин.

Залежи нефти в отложениях ачимовской толщи

Пласт БС21-22

В предыдущем подсчете запасов 1986 г пласты БС_21-22 рассматривались, как единый объект. На территории Тевлинско-Русскинского месторождения по нему выделялись две залежи нефти: в районе 12Р-СИ и в районе 305Р-И.

По результатам проведенной корреляции были выделены отдельные пласты БС₂₂ и БС₂₁, а в связи с новыми материалами бурения представлены новые залежи нефти. Нефтеносность этой части разреза установлена по пласту БС₂₂ в районе скважины 305Р-И, по пласту БС₂₁ в районе скважин 12Р-СИ, 257Р-Р и 302Р-И.

 Пласт БС_18-19

В подсчете запасов 1986 года по пласту БС_18-19 было выделено три залежи: залежь в районе разведочной скважины 5Р-СИ, залежь в районе разведочной скважины 16Р-СИ и залежь в районе разведочной скважины 9Р-СИ.

На настоящее время в результате уточнения геологического строения пласта БС_18-19, в пределах Тевлинско-Русскинского и Северо-Когалымского участков авторами выделено пятнадцать залежей нефти. Например, залежь в районе 9Р-С (подсчет запасов 1986 г) разделилась на три залежи: залежь в районе 8Р-С, залежь в районе 9Р-С и залежь в районе 11Р-СИ, так как при разбуривании данного участка в результате интерпретации новых скважин были выделены водонасыщенные коллектора в скважинах 487, 2676, 2700, 3579 и др. Залежь в районе 8Р-С была отделена согласно новых структурных построений, в результате переобработки сейсмических даны (сейсмика МОВ ОГТ 2D – 2000-2001 гг и сейсморазведочные работы 3D – 1989-1990 г. г). Залежь в районе скважины 16Р-СИ (подсчет запасов 1986 г.) так же разделилась на две залежи в результате переинтерпретации данных сейсмики (МОВ ОГТ 2D 2000-2001 г.г.) – залежь в районе 16Р-СИ и залежь в районе 17Р-ЗС. За счет уточнения структурных построений, при интерпретации данных сейсморазведки МОВ ОГТ 2D 14/00-01 площадь залежи в районе 5 Р-СИ значительно сократилась.

Пласт БС_18-19 распространен в песчаных фациях по всей площади Тевлинско-Русскинского месторождения и приурочен к отложениям сортымской свиты. Стратиграфическая кровля пласта вскрыта на глубинах 2583,7 м (скв.153Р-КГ) – 2844,7 м (скв. 27Р-СИ), на абсолютных отметках, соответственно, 2496.9 – 2767,2 м, от пласта БС₁₇ отделен мощными глинами, средняя толщина которых варьирует от 15,0 до 35,0 м.

Коллекторы пласта вскрыты на абсолютных глубинах 2493,1 м – 2767,2 м.

В пределах пласта БС_18-19 выделяется две крупные зоны глинизации коллекторов. Зона глинизации, оконтуривающая коллекторы пласта БС_18-19 по всей западной границе Тевлинско-Русскинского лицензионного участка, подтверждена скважинами 104Р-Т, 68Р-ЗТ, 246Р-Р, 262Р-Р, 244Р-Р, 243Р-Р, 27Р-СИ, 25Р-С, 28Р-ЗС, 2202 и ограничивается половиной расстояния между скважинами. В северной части коллекторы пласта БС_18-19 так же ограничены зоной глинизации, которая вскрыта разведочными (106Р-ТР, 61Р-Т, 100Р-Т, 83Р-ЗТ) и эксплуатационными скважинами (7014, 6127, 7115, 7179, 7210, 7300, 7244).

Максимальная эффективная толщина пласта вскрыта в скважине 6520 и составляет 46,3 м, минимальная эффективная толщина составляет 1,1 м (скв.256Р-СИ).

Нефтенасыщенная толщина в пределах пласта БС_18-19 изменяется в пределах от 0,8 м (скв.6850) до 17,5 м (скв. 7622).

Пласт БС_18-19 испытан в пятнадцати скважинах 3Р-Т, 5Р-СИ, 8Р-С, 9Р-С, 10Р-СИ, 11Р-СИ, 11Р-ЗТ, 12Р-СИ, 16Р-СИ, 20Р-ЗТ, 33Р-СИ, 40Р-Т, 53Р-К, 113Р-Т, 116Р-ТР (18 объектов). В результате получено два фонтана нефти (скв. 3Р-Т, 8Р-С) дебиты нефти составляют 6,8 м³/сут и 4,0 м³/сут, при диаметрах штуцера от 2 до 4мм, соответственно. При испытании шести скважин - 5Р-СИ, 9Р-С (2 объекта), 16Р-СИ, 20Р-ЗТ, 40Р-Т (3 объекта), 116Р-ТР получены непереливающие притоки нефти, дебитами от 0,9 м³/сут (скв. 40Р-Т) до 11,9 м³/сут (скв. 116Р-ТР), при Нср.дин.=1115 м - 965 м. В двух скважинах получены непереливающие притоки нефти с водой (скв. 10Р-СИ, 11Р-СИ) дебиты нефти изменяются от 1,6 м³/сут до 4,3 м³/сут , дебиты воды, соответственно, от 2,9 м³/сут до 5,4 м³/сут, при Нср.дин=530 – 1184 м. При опробовании скважины 11Р-ЗТ получен приток воды с пленкой нефти (дебит нефти 0,2м³/сут). В скважинах 12Р-СИ, 33р-СИ и 113Р-Т получены притоки воды. При испытании скважины 53Р-К притока не получено.

В результате комплексной интерпретации материалов ГИС и данных испытания скважин по пласту БС_18-19 выделено пятнадцать залежей нефти, одна залежь в пределах Северо-Когалымского и Северо-Кочевского лицензионных участков и четырнадцать залежей в пределах Тевлинско-Русскинского лицензионного участка.

Пласт БС₁₇

Согласно подсчету запасов 1986 года на месторождении были выделены две залежи нефти – в районе скважины 15Р-ЗС и 28Р-ЗС. Принадлежность выявленных залежей пласту БС₁₇ подтверждается и в представляемой работе в связи с одинаково выполненной корреляцией.

К настоящему времени в пределах северной залежи в районе скважины 15Р-ЗС пробурено 10 эксплуатационных скважин. В 7 скважинах проводись опытные работы по исследованию промысловой характеристики пласта. В результате по всем скважинам была получена пластовая вода с небольшим количеством нефти, дебиты нефти ниже минимально рентабельных при сверхнормативной обводненности (до 99 %). Так в скважине 4000, расположенной в непосредственной близости от скважины 14Р-ЗС, давшей приток нефти дебитом 5,9 м³/сут, за период эксплуатации добыча жидкости составила 365 т, в том числе 46 т нефти.

В результате этих работ запасы залежи отнесены к забалансовым с соответствующими изменениями по протоколу ГКЗ № 11031 от 22 марта 1991 года.

По результатам выполненной интерпретации с учетом материалов опытных работ коллекторы пласта БС₁₇ во всех скважинах характеризуются как водонасыщенные. В связи с этим нефтеносность пласта доказывается здесь только на небольшом участке вокруг скважины14Р-ЗС.

Еще один участок нефтеносности пласта предполагается по материалам интерпретации ГИС в скважине 15Р-ЗС. Условно границы нефтеносности этого участка приняты как литологические с местоположением на 1/3 расстояния от водоносных эксплуатационных скважин. Только с запада границей принят контур ВНК на отметке -2623,5 м. Размеры залежи в этих границах составили 1,7 м х 0,8 км, высота около 20 м. Вместе с тем не исключено, что и этот район характеризуется недонасыщенными коллекторами пласта БС₁₇. Это предположение основывается на том, что поднятый из пласта керн представлен как нефтенасыщенными и водонасыщенными песчаниками.

Залежь в районе скважины 28Р-ЗС дополнительно изучена только одной скважиной 2998, которой подтверждены принятые в подсчете 1986 года построения. Залежь также представляется литологически ограниченной с размерами 6 км х 2,5 км и высотой 51 м от уровня ранее принятого ВНК на отметке -2700 м.

Горизонт БС₁₆

Горизонт БС₁₆ разделен на три самостоятельных пласта БС₁₆¹, БС₁₆² и БС₁₆³, два пласта БС₁₆² и БС₁₆³ являются продуктивными и к ним приурочено пять залежей нефти.

Пласт БС₁₆³ в песчаной фации выделяется на западном погружении Тевлинско-Русскинского вала. Коллекторы пласта вскрыты на абсолютных отметках от 2583,0 м (скв. 7096) до 2756,2 м (скв.262 Р-Р). В пределах пласта БС₁₆³ выделяется крупная зона глинизации, которая подтверждена скважинами 6430, 7829, 7880, 6483 и 6503, и служит экраном для залежи 2 в районе скважины 244Р-Р.

По пласту БС₁₆³ выделено две залежи нефти, в районе скважины 246 Р-Р и скважины 244 Р-Р.

Пласт БС₁₆²

Коллекторы пласта БС₁₆² распространены в западной части Тевлинско-Русскинского лицензионного участка и вскрыты на абсолютных глубинах от 2611,7 м (скв.105Р-ТР) до 2716,0 (скв. 11Р-ЗТ).  

В пределах пласта БС₁₆² выделяется несколько зон глинизации, которые ограничивают коллекторы пласта с юго-востока, разделяя его на отдельные линзы с различным насыщением. Зоны глинизации расположены в районах скважин 9731, 7228, 7286, 6247, 7291, 8683, 8399, 8416, 7756, 7776, 6434, 7990, 6503, 8028, 30Р-ЗС, 8134 и 243Р-Р и ограничиваются половиной расстояния между скважинами с разным насыщением.

Общая толщина пласта изменяется от 9,4 м (скв. 30 Р-ЗС) до 46,0 м (скв. 6127).

Максимальная эффективная толщина пласта вскрыта в скважине 246Р-Р и составляет 16,2 м, минимальная эффективная толщина составляет 1,0 м (скв. 244 Р-Р).

Нефтенасыщенная толщина в пределах пласта БС₁₆² изменяется в пределах от 1,0 м (скв. 244 Р-Р) до 16,2 м (скв. 246 Р-Р).

Пласт БС₁₆² испытан в пяти скважинах 10Р-ЗТ, 53 Р-К, 104 Р-Т, 246 Р-Р и 7014.

При испытании данного пласта получено два непереливающих притока нефти дебитами 6 м³/сут и 11 м³/сут, при Н_ср.дин=1157 – 1289 м (скв. 246 Р-Р, 10 Р-ЗТ) и два непереливающих притока воды. В скважине 7014 пласт БС₁₆² испытан совместно с пластом БС₁₆³, в результате получен приток воды.