Залежи нефти в неокомских отложениях

Горизонт БС₁₂

Согласно проведенным исследованиям ранее выделенные объекты подсчета запасов 1986 года пласты БС₁₁² и БС₁₂, а также пласт БС₁₁¹ в районе скважины 28Р-ЗС являются составными частями горизонта БС₁₂ и соответствуют представляемым пластам БС₁₂¹ и БС₁₂². В подсчете 1986 года представлено, что пласты содержат отдельные не связанные друг с другом залежи, имеют различную площадь распространения и уровни ВНК.

Залежь пласта БС₁₂ выделена в результате бурения 3 скважин 15Р-ЗС, 26Р-ЗС, 35Р-ЗТ. Во всех других разведочных скважинах пласт был вскрыт заглинизированным, кроме скважины 14Р-ЗС, вскрывшей водонасыщенные песчаники. Залежь представлялась, как литологически ограниченная и приурочена к узкой полосовидной зоне развития коллекторов вдоль западного склона Иминского поднятия. Положение ВНК было определено на отметке – 2447 м.

Залежь вышезалегающего пласта БС₁₁² выявлена в этом же районе и также связана с полосовидной зоной развития коллекторов северо-восточного простирания, но значительно большей протяженности. Нефтеносность пласта была установлена в 8 скважинах, пробуренных от западного склона Сорымской структуры (25Р-ЗС) в направлении свода Тевлинского поднятия (3Р-Т, 5Р-Т). Граница залежи на всем ее протяжении обусловлена литологическим замещением коллекторов пласта и только в юго-западной погруженной части определялась ВНК, который был установлен на отметке -2460 м.

Залежь пласта БС₁₁¹ в районе скважины 28Р-ЗС была представлена литологически ограниченной с трех сторон и только с запада ее границей принят ВНК с отметкой -2742 м.

В настоящее время залежи этих пластов, представляющие один объект разработки, практически полностью разбурены эксплуатационными скважинами. Принципиально модель нефтегазоносности этого объекта не изменилась. В результате работ установлено наличие гидродинамической связи пластов, детализированы особенности развития коллекторов по площади и уточнено положение ВНК.

Гидродинамическая связь пластов горизонта обусловлена наличием зон слияния коллекторов и прерывистым развитием глинистых разделов между пластами. Другим геологическим признаком является последовательное изменение характера насыщения по разрезу горизонта в каждой скважине, отсутствие чередования нефтенасыщенных и водонасыщенных слоев.

Принципиально не изменились и границы развития коллекторов пластов, входящих в состав горизонта. В северной части существенное уточнение площади нефтеносности связано в основном с вскрытием скважинами 103Р-ТР и 63Р-ЗТ зоны глинизации коллекторов горизонта. На юге в результате проведенной корреляции установлено, что песчаники в районе скважины 28Р-ЗС, ранее относимые к пласту БС₁₁¹, фактически составляют верхнюю часть горизонта БС₁₂ в современных границах.

Положение поверхности ВНК определено в настоящее время по большому количеству скважин, прежде всего расположенных в пределах водонефтяной зоны. В целом подтверждает ее положение, установленное в работе по подсчету запасов 1986 года. В южной части залежи ВНК имеет наиболее низкое гипсометрическое положение, на отметке -2462 м в районе скважины 28Р-ЗС, расположенной на северо-западном погружении Сорымского поднятия. В северо-восточном направлении, по простиранию песчаной зоны пластов БС₁₂, происходит последовательный подъем поверхности ВНК до уровня -2447 м в районе скважины 35Р-ЗТ, расположенной на площади Аикской структуры.

В целом по горизонту БС₁₂ поле нефтеносности прослеживается на расстоянии 36 км, ширина изменяется от 1 км до 4 км, общая высота залежи достигает 100 м.

В связи с различием распределения по площади песчаников нижней и верхней частей горизонта, соответственно выделяемых как пласты БС₁₂² и БС₁₂¹, различаются и границы их нефтеносности.

Залежь в пласте БС₁₂² с востока по восстанию пласта ограничена зоной выклинивания, на западе ее границей является в основном внешний контур нефтеносности. Общая протяженность залежи составляет 23 км, ширина 2,5-4 км и уменьшается до 1-0,5 км на севере. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в очень широких пределах, от 0,6 м до 30,4 м и в среднем по залежи составляют 6 м, при этом зона наибольших толщин приурочена к осевой части песчаного поля. По величине притоков, которые составили в разведочных скважинах от 2,6 м³/сут до 20 м³/сут, и эксплуатационным данным в пределах залежи имеют место как низкодебитные, так и среднедебитные участки.

Залежь пласта БС₁₂¹ имеет протяженность 36 км, которая увеличилась по отношению к БС₁₂² за счет развития пласта в северной части, в направлении Тевлинского поднятия. Ширина залежи 1-4 км, высота до 100 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в от 0,6 м до 10,8 м и в среднем по залежи составляют 2,7 м. По результатам опробования залежь может быть охарактеризована как низкодебитная, притоки нефти в разведочных скважинах составляли от 3,8 м³/сут до 15 м³/сут.

Горизонт БС₁₁

Нефтеносность горизонта БС₁₁ установлена в восточной части месторождения. В подсчете запасов 1986 года в этой части месторождения нефтеносность связывалась с пластом БС₁₁¹ в районе скважины 61Р-Т и пластом БС₁₀³ по району скважин 5Р-Т, 3Р-Т, 2Р-Т, 61Р-Т, 62Р-Т и 83Р-ЗТ. Как установлено в процессе корреляции скважин, песчаники, ранее относимые к пласту БС₁₀³, фактически относятся к клиноформному комплексу горизонта БС₁₁. В результате определено, что горизонт представляет самостоятельный нефтесодержащий объект. В его составе выделено 2 пласта - БС₁₁¹ и БС₁₁². Нефтенасыщенные песчаники пласта БС₁₁² вскрыты пока только в одной скважине 66Р-ЗТ и потому их геометризация не проводилась. Основным нефтесодержащим объектом является пласт БС₁₁¹, в составе которого выделены 2 залежи нефти.

Горизонт БС₁₀^2-3

Горизонт БС₁₀^2-3 является основным нефтесодержащим объектом на месторождении, как наиболее крупный по площади, объемам нефтенасыщенных пород и отличается более высокой продуктивностью скважин.

В представляемой работе горизонт определен как единый нефтесодержащий объект, характеризующийся гидродинамической связью содержащихся в нем пластов по площади и по разрезу, общей поверхностью водонефтяного контакта. В связи с высокой неоднородностью строения разреза было проведено его разделение на отдельные пласты, что позволило установить определенные закономерности в распределении песчаного материала по площади в принадлежности к отдельным пластам. Соответственно это дает возможность более точной геометризации объекта и расчета объемов нефтесодержащих пород.

В сопоставлении с подсчетом запасов 1986 года горизонту соответствуют пласты БС₁₁¹ (за исключением района 61Р-Т и 28Р-ЗС), БС₁₀³ (за исключением площади в районе 5Р-Т - 83Р-ЗТ) и БС₁₀². Положение ВНК, определенное по результатам разведки, в целом подтвердилось в процессе последовавшей доразведки и эксплуатационного бурения.

На площади месторождения выделены основная залежь и две небольших залежи в районе скважин 104Р-Т и 59Р-ЗТ.

Пласт БС₁₀¹

Нефтеносность пласта установлена в процессе доразведки, в результате бурения скважин 62Р-Т, 100Р-Т и 119Р-Т, а также по материалам ГИС эксплуатационных скважин, пробуренных на горизонт БС₁₀^2-3.

В скважине 62Р-Т пласт представлен единичным песчаным прослоем толщиной 1,2 м, при испытании пласта в интервале -2323,6-2327,6 м получен слабый приток нефти дебитом 1 м³/сут. В скважине 100Р-Т эффективная нефтенасыщенная толщина составила 0,8м, при опробовании в интервале -23332-2333 м получен приток нефти –2,32 м³/сут. при снижении уровня до 1199м.

 В скважине 119Р-Т в составе пласта выделен один прослой песчаника толщиной 1,2 м в интервале -2447,1-2448,3 м. При опробовании в колонне интервала -2347,6-2349,2 м получено 8,2 м³/сут нефти при движении уровня в интервале 903-606 м. 

В целом в пределах залежи пробурено 83 скважины, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,4 до 2,8 м, по большинству скважин она составляет 0,8-1,4 м.

Залежь нефти пластовая, литологически экранированная с трех сторон. В северной части границей залежи является водонефтяной контакт, который принят на отметке -2360,2 м подошвы нефтенасыщенного прослоя в скважине 119Р-Т. Размеры залежи составляют 15 км х 3,5 км, высота 50 м.

Пласт БС₁₀⁰.

В подсчете запасов 1986 года с пластом БС₁₀⁰ связывались две залежи нефти литологически ограниченного типа.

Залежь 1 вскрыта двумя скважинами 8Р-Т и 7Р-Т. С запада, вверх по восстанию пласта, ее распространение ограничивалось зоной замещения коллекторов. На востоке границей залежи принят внешний контур нефтеносности на отметках от -2323 м до -2327 м. Нефтеносность коллекторов пласта доказывалась испытанием в скважине 8Р-Т, в которой из интервала 2397-2415 (абс. отм. -2311-2329 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 93,6 м³/сут на 8-мм штуцере.

Залежь 2 выделялась по материалам ГИС и испытания скважин 6Р-Т, 20Р-ЗТ, 35Р-ЗТ и 43Р-ЗС. Также представлена как литологически ограниченная с зоной глинизации на востоке, с запада ее границей принят внешний контур поверхности ВНК с отметками залегания от -2313,8 м в районе скважины 6Р-Т до – 2323 м в районе скважины 43Р-ЗС. 

Нефтеносность пласта доказывалась испытанием в скважинах 6Р-Т и 20Р-ЗТ. При испытании скважины 6Р-Т в интервале 2384-2381 (абс. отм. -2302,6-2309,6 м) получен непереливающий приток нефти с водой дебитами 16,7 м³/сут и 35,4 м³/сут, соответственно, при динамическом уровне 1084 м. В скважине 20Р-ЗТ также получен приток нефти с водой дебитами 6,7 м³/сут и 2,9 м³/сут при уровне 1250 м из интервала пласта 2391-2394 м (абс. отм. -2310,5-2313,5 м).

В настоящее время площади залежей пласта БС₁₀⁰ практически полностью разбурены эксплуатационными скважинами. Дополнительно его опробование выполнено в 5 разведочных и 7 эксплуатационных скважинах.

По результатам корреляции установлено, что пласт БС₁₀⁰ характеризуется покровным развитием и повсеместно на площади месторождения и за его пределами представлен песчаниками. Зоны замещения коллекторов в нем отсутствуют. Таким образом, не подтверждается модель литологического ограничения представленных в подсчете запасов залежей.

В результате проведенных испытаний пласта дополнительной информации по его нефтеносности не получено. Во всех испытанных скважинах пласт оказался водоносным.

Так, испытание пласта было проведено в скважине 448 на участке залежи с запасами категории С₁. В результате в открытом стволе из интервала -2297,9-2313,9 получен приток воды 110,4 т/сут при депрессии на пласт 7,8мПа. В скважине 7756 в интервале -2321,6-2343,6 м получен приток воды 120,24 м³/сут при депрессии на пласт 12 мПа. Была пущена в эксплуатацию скв.6Р-Т. В процессе эксплуатации скважина начала подавать воду. Провели изоляционные работы. Получен приток воды. По данным ПГИ приток из перфорированного интервала БС10^2-3.

По материалам ГИС эксплуатационных скважин, которыми изучена практически полностью площадь ранее выделявшихся залежей, пласт определяется как водонасыщенный.

Таким образом, в разрезе Тевлинско-Русскинского месторождения всего выделено 68 залежей нефти, которые связаны с среднеюрским, позднеюрским, ачимовским и неокомским комплексами 17 продуктивных пластов.

II. Специальная часть