Файл: Характеристика месторождения.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 1187

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Studlancer.net - закажи реферат, курсовую, диплом! Введение Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН. Характеристика месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении электроцентробежный насос месторождение геологическийВ административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65–70 м.Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) – (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500–550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3–1,7 м.Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва – от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30–60 м.В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км2. Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла – охотой, рыболовством, оленеводством.Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая. Обзорная карта района с указанием соседних месторождений1.2 История освоения месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.2. Геологическая часть2.1 СтратиграфияГеологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1). Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 – Верхнеколик-Еганское.Палеозойская группа (РZ)Представлена только девонской системой.Девонская система (Д)Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента – трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.Мезозойская группа (Мz)Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.Триасовая система (Т)Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.Юрская система (J)Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.Нижний-средний отделы (J1-2)Нерасчлененные нижний – средний отделы юрской системы представлены тоарским (J1t) – ааленским (J2а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ11 и ЮВ10. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.Средний отдел (J2)Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:– ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;– обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.Аргиллиты тюменской свиты – средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.Алевролиты – монолитые, слюдистые.Песчаники – от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные – от ЮВ2 (в кровле) до ЮВ92 (в подошве).Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360–404 м.Верхний отдел (J3)Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.Келловей-оксфордский ярусы (J3к – J3о)Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Средняя часть – преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ12-3.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине.Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.Кимериджский ярус (J3km)Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5–20 м.Волжский ярус (J3v)Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.Баженовская свита (волжский – низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 – 13,4 м.Меловая система (К)Отложения меловой системы – нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.Нижний отдел (К1)Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.Куломзинская свита (К1в-Кv) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко – до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ16 – Ач БВ19 в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ14.Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ13. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.Тарская свита (К1V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ8-БВ12, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.Вартовская свита (К1V1-К1а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ7-БВ1), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже – глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ7-АВ2). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23–54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ1, который по литологическим признакам разделен на АВ11 и АВ12.Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.Нижний-верхний отделы (К1-2)К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:– нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);– средняя,

Отложения ачимовской толщи

Пласты группы ПК

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

5. Капитальные затраты.

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.



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