Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1187
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Пласт АчБВ18 перекрывается пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м – до 7,8 м, отделяющей его от продуктивного пласта АчБВ17.
В продуктивном пласте АчБВ18 выявлены две нефтяные залежи пластового сводового типа. Основная залежь приурочена к восточной брахиантиклинали и, соответственно, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 11,3 км, ширина – до 5,3 км, высота 36 м. В юго-западной части, в районе скв. 616–619–3098 залежь частично ограничена поверхностью замещения коллекторов. Если в южной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин в скважинах, не превышают 4–5 м, то в северной ее части они достигают 12–14 м даже в водонефтяной зоне. ВНК основной залежи отбивается в коллекторах в скважинах по результатам интерпретации материалов ГИС на абсолютных отметках от –2278,1 м – до –2280,8 м, что позволило принять его поверхность горизонтальной на усредненной абсолютной отметке –2280 м. Принятое положение ВНК заверено результатами испытания скв. 62, 84, 205 и 214, расположенных в различных частях залежи.
Пласт АчБВ18 испытан в 15 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 18 объектов), причем раздельные испытания проведены лишь в 7 скважинах. Безводные промышленные притоки нефти при раздельном испытании получены в 3 скважинах в пределах основной залежи. Дебиты нефти составили от 8,2 м3/сут на уровне при депрессии 8,6 МПа в скв. 77 до 15,5 м3/сут на уровне при депрессии 12,3 МПа в скв. 62.
Продуктивный пласт АчБВ17 залегает в середине разреза фондаформной части ачимовской клиноформы и распространен на всей площади месторождения, за исключением самой северо-западной его части (район скв. 201–202). Общая толщина пласта постепенно уменьшается с юго-востока на северо-запад от 26,8 м в скв. 1146 (вертикальная толщина) до 0,7 м в скв. 203.
Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты непрерывно лишь в центральной и южной частях месторождения. К востоку от линии скважин 81–76–77 и к северу от линии скважин 208–235–1035–1042–385–63 расположена зона полного отсутствия коллекторов. На северной периклинали восточной брахиантиклинали проницаемые пропластки развиты в виде отдельных мелких линз. В пределах западной складки коллекторы присутствуют в разрезе пласта лишь в скв. 51.
Пласт АчБВ17 перекрывается глинистой пачкой толщиной от 0,7 м – до 25,0 м отделяющей его от пласта АчБВ16.
В продуктивном пласте АчБВ17 выделяется 4 нефтяные залежи, частично или полностью ограниченные поверхностью замещения коллекторов. Основная залежь, наиболее крупная по площади и запасам, приурочена к присводовой и южной периклинальной частям восточного купола. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, вытянутая с юго-запада на северо-восток, ее длина составляет 11 км, ширина – до 6,5 км, высота 56 м. Залежь с запада и частично с востока, ограничена внешним контуром нефтеносности, на севере, востоке и юге ее границей является линия полного замещения коллекторов. В северной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин не превышают, как правило, 4–6 м, реже 7–9 м, тогда как в центральной, сводовой части они достигают 10–12 м и более.
ВНК основной залежи принимается горизонтальным на усредненной а.о –2280 м, совпадающей с а.о ВНК залежи пласта АчБВ18, при колебаниях в скважинах от 0,5 м вверх до 0,7 м вниз. Нефтеносность можно считать заверенной результатами испытания скв. 209, до а.о –2278,7 м.
Пласт АчБВ17 испытан в 12 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 15 объектов), причем лишь в 5 скважинах испытания проведены раздельно, в остальных интервалы испытания охватывали одновременно 2–3 продуктивных пласта. Безводные промышленные притоки нефти из пласта АчБВ17 при раздельном испытании получены в 4 скважинах. Дебиты нефти составили от 4,8 м3/сут на среднем динамическом уровне 713 м (скв. 214) до 39,7 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 8 мм (скв. 77).
Продуктивный пласт АчБВ16 является верхним в группе пластов АчБВ16-19, распространенных в пределах месторождения исключительно в фондаформном залегании. Общая толщина пласта в стратиграфических границах постепенно уменьшается с востока на запад от 25,4 м в скв. 63 и 20,5 м в скв. 244 и 245 до 0,8 м в скв. 11 и 221. Пласт развит по всей площади месторождения.
Коллекторы в его разрезе развиты не повсеместно. В крайней западной и юго-западной частях месторождения находится зона полного отсутствия коллекторов.
От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ152 пласт АчБВ16 отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с востока на запад от 49,7 м – до 0,6 м. В самой восточной части месторождения, к востоку от линии, соединяющей скв. 85–63–212–77–580–634–76, в разрезе этой пачки появляется водоносный по данным ГИС пласт, индексируемый как АчБВ153 толщиной от 9,8 до 34,0 м.
Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов, приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина – до 4,5 км, высота 59 м. Залежь почти полностью разделена на две неравные части субширотным врезом зоны полного отсутствия коллекторов. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной, большей по площади части залежи за счет некоторого увеличения общих толщин и опесчанивания разреза пласта, относительно выше, чем в южной половине, где они, как правило, в скважинах не превышают 3–4 м.
ВНК залежи в районе скв. 72–235 проводится на а.о –2280,2 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 72. Положение ВНК заверено результатами испытания этой скважины.
ВНК залежи в районе скв. 71 проведен на а.о –2302,7 м по подошве нижнего коллектора в этой скважине, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании (правда, совместно с пластом АчБВ152).
Пласт АчБВ16 испытан в 15 поисково-разведочных скважинах, в 5 из которых получены безводные притоки нефти (в т.ч. в 2 при совместном испытании с соседними пластами), а в 3 – притоки нефти с пластовой водой (в т.ч. в скв. 235 при совместном испытании с нижележащими пластами). Дебиты нефти при раздельном испытании составили от 8,7 м3/сут на уровне 1142 м (скв. 210) до 38,9 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм (скв. 219).
Продуктивный пласт АчБВ152 приурочен к нижней половине пачки, включающей также продуктивный пласт АчБВ151, переходящей в направлении с востока на запад от ундаформного к фондаформному залеганию. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад вначале несколько увеличивается от 8,6 м – до 19,6 м, а затем постепенно уменьшается до 2,3 м.
Рассматриваемый пласт сильно заглинизирован, от одного до четырех проницаемых прослоев в его разрезе развиты, в основном, лишь на периферии месторождения. В центральной его части присутствует лишь несколько небольших песчаных линз, в присводовой части западной складки коллекторы не вскрыты ни в одной скважине.
От вышезалегающего пласта АчБВ151 рассматриваемый пласт отделен маломощным глинистым прослоем толщиной от 0,4 м-до 6,8 м.
В пласте АчБВ152 выявлено 6 небольших литологически ограниченных залежей, в трех из которых установлена промышленная нефтеносность, а три – предположительно нефтяные.
ВНК залежи в районе скв. 209, проводится на а.о –2257,8 м, также соответствующей подошве нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 699. До а.о. –2253,5 м нефтеносность подтверждается получением притока чистой нефти в скважине 209.
Пласт испытан всего в 8 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. раздельно в 6 скважинах, в 2 из которых, а именно в скв. 209 и 244, получены фонтанные притоки нефти дебитом, соответственно, 48 м3/сут и 53,3 м3/сут на штуцере диаметром 6 мм, а в одной – в скв. 86, приток нефти дебитом 4,3 м3/сут на уровне при депрессии 11,2 МПа.
Продуктивный пласт АчБВ151 в восточной части месторождения приурочен к кровле ачимовской толщи, а в западной части, в зоне развития пласта АчБВ14 – располагается в разрезе ниже последнего. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад, так же, как и в пласте АчБВ151, вначале постепенно увеличивается от 6,5 м – до 21,8 м.
Пласт имеет очень сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два, реже три-пять проницаемых прослоев, приурочены, как правило, к верхней части пласта, гораздо реже – к средней его части. Проницаемые прослои развиты лишь в восточной половине месторождения, для них характерно прерывистое распространение, особенно в присводовой части поднятия, где пласты-коллекторы встречаются в виде отдельных сравнительно небольших по площади линз, между которыми расположены зоны полного замещения коллекторов.
В восточной половине месторождения, там, где пласт АчБВ151 перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты, от залегающего выше продуктивного пласта БВ13 его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с востока на запад, по мере отхода пласта АчБВ151 от группы шельфовых пластов к ачимовской ундаформе, изменяясь от 0,9 м – до 61,8 м.
В западной половине месторождения от вышезалегающего пласта АчБВ14 рассматриваемый пласт отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с юга на север от 44,1 м – до 5,8 м.
В пласте АчБВ151 выделяется 17 обособленных литологически экранированных и литологически ограниченных со всех сторон залежей углеводородов, в т.ч. 4 нефтяные, 9 предположительно нефтяных, 2 газоконденсатные и 2 предположительно газоконденсатные.
Водонефтяной контакт залежи в районе скв. 1091 проводится на а.о –2205 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 1091 (–2197,5 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 60 (–2212,6 м), водонасыщенного по данным ГИС.
ВНК залежи в районе скв. 75 проводится на а.о –2210,4 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 205, нефтенасыщенного по данным ГИС.
ВНК залежи в районе скв. 1096 проводится на а.о –2184,5 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 1096, нефтенасыщенного по данным ГИС (–2184,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 540, водонасыщенного по данным ГИС (–2184,6 м).
ВНК залежи в районе скв. 525–566 проводится на а.о –2179,9 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 566, нефтенасыщенного по данным ГИС (–2179,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 533, водонасыщенного по данным ГИС (–2180,4 м).
ВНК залежи в районе скв. 70–1117 проводится на а.о –2201 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного (–2199,9 м) и а.о кровли верхнего водонасыщенного (–2202,0 м) коллекторов в скв. 3088.
ВНК залежи в районе скв. 58–233–209 проводится на а.о –2227,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 209, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании.
ВНК залежи в районе скв. 1148 проводится на отметке –2191,5 м, соответствующей подошве последнего нефтенасыщенного по ГИС прослоя.
ВНК залежи в районе скважины 3164 принимается на отметке –2194,7 м, соответствующей подошве коллектора, интерпретируемого как нефтенасыщенный по ГИС. ВНК локально изменяется в районе скважины 1151, где водонасыщенные коллекторы вскрыты на а.о –2193,5 м.
Газоводяной контакт залежи в районе скв. 375 проводится на а.о –2192 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 375, газонасыщенного по данным ГИС (–2190,6 м), и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 62, водонасыщенного по данным ГИС (–2193,4 м).
ГВК залежи в районе скв. 212 проводится на а.о –2182,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в этой скважине, газонасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением фонтана газа при испытании.
Пласт АчБВ151 испытан в семи поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 4 скважинах, промышленные притоки газа – в 2 скважинах. Дебиты нефти при испытании составили от 8,7 м3/сут на среднем динамическом уровне 1050 м (скв. 214) до 45,2 м3/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере (скв. 213). Притоки газа составили от 120 тыс. м