ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 134
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.1.4 Сведения о нефтегазоносности
Мортымья-Тетеревское месторождение открыто в 1961 г. разведочной скважиной № 28Р, в которой из отложений абалакской свиты был получен фонтан нефти дебитом 112 м3/сут. Месторождение расположено в юго-восточной части Шаимского района Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях абалакской (пласт П) и тюменской (пласт Т1) свит, а также в образованиях коры выветривания (КВ). Этаж нефтеносности на месторождении составляет 300 м.
На Мортымья-Тетеревском месторождении числятся запасы по 8 залежам:
-
Мортымья-Тетеревская (пласты П+КВ, Т1) – в разработке пласты П, Т1 и КВ; -
Западно-Мортымьинская Блоки I+II+III (П+КВ) – в разработке; -
Северо-Мортымьинская (пласт П) – в разработке; -
Южно-Мортымьинская (П+КВ) – в разработке; -
Южно-Тетеревская (П+КВ) – в разработке; -
Восточно-Тетеревская Блоки I+II (П+КВ) – в разработке; -
Северо-Средне-Тетеревская (пласт П) – в разработке; -
Мало-Мортымьинская (пласт П) – в разработке.
По величине извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ РФ (протокол № 1950 от 26 июня 2009 г.) - 93925 тыс. т месторождение относится к категории крупных.
Формирование коллекторов продуктивной части разреза проходило в континентальных (пласт Т1 и КВ) и прибрежно-морских (пласт П) условиях. Нефтеносность залежей контролируется в основном структурно-тектоническими и литологическими факторами. На рисунке 2.1.10 приведена карта совмещенных контуров залежей пластов П, Т1 и КВ. Из карты видно, что контуры залежей продуктивных пластов в плане практически совпадают.
Ниже приводится описание залежей месторождения по пластам.
Залежи пласта П
Отложения пласта П на месторождении имеют широкое распространение, выклиниваясь к сводам структур и замещаясь в наиболее погруженных участках глинистыми разностями. Максимальные эффективные толщины пласта приурочены к склонам структур и присклоновым участкам. В коллекторах пласта П сосредоточено 98,2 % запасов нефти месторождения. Поисково-разведочным бурением в отложениях пласта было выявлено 12 залежей УВ. В результате уточнения геологического строения по данным ГРР и эксплуатационного разбуривания строение залежей было детализировано.
Структурная карта, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по пласту П представлены в графических приложениях 1, 4, 7. Характеристика продуктивных залежей Мортымья-Тетеревского месторождения представлена в таблице 2.1.15.
Мортымья-Тетеревская залежь. Самая крупная по площади и объему запасов залежь месторождения, расположена в заливообразном прогибе между Мортымьинским и Тетеревским малыми валами.
Залежь открыта в 1961 г. скважиной 28Р, в разработку введена в 1966 г.
Рисунок 2.1.10 - Схема совмещенных контуров пластов П, Т, КВ Мортымья-Тетеревского месторождения
Таблица 2.1.15 - Общая характеристика залежей. Мортымья-Тетеревское месторождения
| Пласт | Залежь | Тип залежи | Размер залежи, км х км | Площадь залежи, 103м2 | Абсолютная отметка кровли (интервал измерения), м | Абсолютная отметка контактов (интервал измерения), м | Высота залежи, м |
| П | Мортымья-Тетеревская | СЛТЭ | 10,5х8,3 | 7812,6 | -1433-1552,1 | -1552,0 | 119 |
| П | Северо-Тетеревская | СТЭ | 3,8х2,9 | 898,9 | -1552,4-1574,2 | -1580,0 | 28 |
| П | Средне-Тетеревская | СТЭ | 2,3х2,0 | 652,0 | -1539,2-1559,2 | -1564,0 | 26 |
| П | Восточно-Тетеревская Блок I | СЛТЭ | 4,5х1,9 | 857,8 | -1574,6-1619,8 | -1631,0 | 57 |
| П | Восточно-Тетеревская Блок II | СЛЭ | 5,3-3,4 | 1950,2 | -1556,6-1620,6 | -1623,0 | 67 |
| П | Восточно-Тетеревская Блок II р-нскв.281Р | СЛСЭ | 1,1-1,4 | | -1576,0 | -1623,0 | 47 |
| П | Западно-Мортымьинская Блок I | СЛТЭ | 3,3-3,5 | 1139,7 | -1448,9-1538,7 | -1547,0 | 98 |
| П | Западно-Мортымьинская Блок II | СЛТЭ | 0,9-1,2 | | -1502,9-1524,4 | -1534,0 | 41 |
| П | Западно-Мортымьинская Блок III | СЛЭ | 4,5-1,6 | 864,6 | -1470,0-1517,9 | -1518,0 | 48 |
| П | Северо-Мортымьинская | СЛТЭ | 2,5-2,0 | 469,2 | -1488,2-1575,6 | -1580,0 | 92 |
| П | Южно-Мортымьинская | СЛЭ | 6,8-3,1 | 1653,8 | -1466,7-1508,8 | -1506,0 | 40 |
| П | Южно-Тетеревская | СЛТЭ | 8,7-5,8 | 4888,7 | -1452,9-1516,2 | ГНК-1494, ВНК-1517 | 46 |
| П | Мало-Мортымьинская | СЭ | 0,6-0,9 | 59,1 | -1472,8 | -1480,0 | 7 |
| Т1 | Мортымья-Тетеревская | СЛЭ | 1,3-1,4 | 165,4 | -1529,1-1549,2 | -1552,0 | 30 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская | СЭ | | 937,2 | | -1552,0 | |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.1378 | СЭ | 0,8-0,5 | | -1471,9-1488,3 | -1552,0 | 80 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.7065 | СЭ | 0,5-0,6 | | -1422,5 | -1552,0 - | 3 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.395 | СЭ | 0,4-0,4 | | -1489,4 | -1552,0 - | 27 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.708 | СЭ | 0,4-0,4 | | -1513,1 | -1552,0 | 8 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.779 | СЭ | 3,5-2,5 | | -1486,6-1545,7 | -1552,0 | 71 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.726 | СЭ | 1,0-0,8 | | -1506,6-1526,7 | -1552,0 | 46 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.1371 | СЭ | 1,8-0,9 | | -1492,9-1536,7 | -1552,0 | 35 |
| КВ | Мортымья-Тетеревская р-н скв.274Р | СЭ | 0,8-0,5 | | -1479,5-1489,8 | -1552,0 | 73 |
| КВ | Западно-Мортымьинская Блок I | СЭ | 0,5-0,4 | 18,0 | -1483,61-498,6 | -1547,0 | 69 |
| КВ | Южно-Мортымьинская | СЭ | 0,6-0,6 | 31,5 | -1483,5 | -1506,0 | 25 |
| КВ | Восточно-Тетеревская Блок II | СЭ | 0,3*0,3-1,0*1,8 | 249,7 | -1554,2-1622,9 | - 1623.0 | 38 |
| КВ | Южно-Тетеревская | СЭ | | 307,7 | | ГНК-1494, ВНК-1517,0 | |
| КВ | Южно-Тетеревская р-н скв.689 | СЭ | 1,3-0,6 | | -1484,5-1511,3 | -1517,0 | 51 |
| КВ | Южно-Тетеревская р-н скв.954 | СЭ | 3,3-0,6 | | -1486,2-1511,1 | -1517,0 | 56 |
| КВ | Южно-Тетеревская р-н скв. 967 | СЭ | 0,5-0,5 | | -1509,6 | -1517,0 | 16 |
| КВ | Южно-Тетеревская р-н скв.927 | СЭ | 0,5-0,4 | | -1506,2 | -1517,0 | 45 |
| *Тип залежей: СЛЭ –структурный литологически экранированный СЛТЭ- структурный литолого-тектонически экранированный СТЭ- структурный тектонически экранированный СЛСЭ – структурный, литолого-стратиграфически экранированный СЭ – стратиграфически экранированный | |||||||
В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 303 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 260 скважинами, ВНЗ - 43 скважинами. ВНЗ занимает 25 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено:
-
65 фонтанных притоков нефти из 64 скважин дебитом от 0,3 м3/сут (скв. № 662, dшт=6 мм) до 288,0 м3/сут (скв.№ 56Р, dшт.=10,5мм); -
10 фонтанных притоков нефти с водой из 8 скважин дебитом от пленки нефти (скв. № 673) до 172,0 м3/сут (нефти 16 м3/сут, dшт.=15 мм, скв. № 117Р); -
6 непереливающих нефтяных притоков из 6 скважин дебитом от 2,0 м3/сут (скв. № 94Р, Ндин=1450 м) до 86,0 м3/сут (скв.№ 772); -
5 притоков воды из 4 скважин дебитом от 6,7 м3/сут (скв. № 133Р, ΔР=0,1 МПа) до 7,0 м3/сут (скв. № 133Р, ΔР=0,2 МПа).
Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками (далее абс. отм.) от -1433 м (скв. № 7007) до – 1552,1 м (скв. № 7036), перепад отметок кровли коллектора составляет 119,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в направлении от выступов доюрского основания в сторону прогиба, разделяющего Мортымьинский и Тетеревский малые валы. На северо-западном участке залежи (район скв. № 830Р) перепад в отметках залегания кровли коллектора (графическое приложение 1 лист 1) составляет 156 м от -1400 м на линии выклинивания (район скв. № 7067) до -1556 м (скв. № 674), в южной части залежи – 103 м от -1463 м у линии выклинивания (скв. № 115Р) до -1566,2 м (скв. № 677). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 60,8 м (общая) и 52 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,0 м (скв. № 7020) до 52,0 м (скв. № 935), в среднем составляют 13,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,2 м (скв. № 7020) до 35,6 м (скв. № 1356), в среднем – 12,0 м. (графическое приложение 4 лист 1).
ВНК вскрыт 9 скважинами на абс. отм. -1550,6 м – 1553,9 м, принят на абс. отм. – 1552 м.
Залежь ограничена с северной стороны частично зоной замещения коллекторов пласта, северо-восточной - изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 680, 674, 672, 677, 440, 442, 267Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С востока – тектоническим нарушением и частично зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 361Р. С юга – зоной выклинивания, вскрытой скв. № 770, с юго-запада и северо-запада – зоной выклинивания, вскрытой скв. №№ 27Р, 83Р, 705, 710, 724, 788, 1440, 1472, 1475, 7065, 7068, с запада –
зоной замещения, вскрытой скважинами №№ 812 и 832, и частично тектоническими нарушениями, отделяющими залежь от Западно-Мортымьинских залежей I и II. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 10,5 км × 8,3 км, высота 119 м.
Северо-Тетеревская залежь расположена на северо-западном крыле Восточно-Тетеревской структуры. Залежь открыта в 1966 г. скважиной 357Р, в разработку введена в 1970 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 18 скважинами, ВНЗ – 7 скважинами. ВНЗ занимает 53 % от площади залежи. Продуктивность отложении подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Северо-Тетеревской залежи получено:
-
3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 6,6 м3/сут. (скв. № 163Р, dшт.=3 мм) до 59,0 м3/сут (скв. № 377Р, dшт.=7 мм); -
2 непереливающих нефтяных притока из скважин №№ 1080, 1086; -
5 притоков воды из 4 скважин дебитом от 2,4 м3/сут. (скв. № 368Р) до 204,0 м3/сут. (скв. № 168Р).
Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1552,4 м (скв. № 1074) до – 1574,2 м (скв. № 1084), перепад отметок кровли коллектора составляет 21,8 м. (графическое приложение 1 лист 3). В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северном направлении. Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 32,0 м (общая) и 23,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,8 м (скв. № 1096) до 23,0 м (скв. № 1089), в среднем составляют 11,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 м (скв. № 1096) до 18,8 м (скв. № 906Р), в среднем – 9,0 м (графическое приложение 4 лист 3).
ВНК вскрыт 5 скважинами на абс. отм. -1579,3 м – 1580,8 м, принят на абс. отм. -1580 м.
Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 161Р, 168Р, 386Р, 1085, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С востока и юга – линией выклинивания пласта, вскрытой скв. № 359Р, с запада - тектоническим нарушением, отделяющим залежь от Средне-Тетеревской залежи. Тип залежи структурный, тектонически экранированный. Размеры залежи 3,8 км × 2,9 км, высота 28 м.
Средне-Тетеревская залежь расположена на северо-западном крыле Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1970 г. скважиной 1124Р, в разработку введена в 1972 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 22 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 14 скважинами, ВНЗ – 8 скважинами. ВНЗ занимает 54% от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Средне-Тетеревской залежи получено:
-
3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 8,0 м3/сут. (скв. № 1105, dшт=8 мм) до 58,0 м3/сут. (скв. № 1124Р, dшт.=7 мм); -
3 притока воды из скважин №№ 362Р, 1078, 1122Р.
Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1539,2 м (скв. № 1424) до – 1559,2 м (скв. № 1422), перепад отметок кровли коллектора составляет 20,0 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северном направлении (графическое приложение 1 лист 3). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 37,0 м (общая) и 22,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,2 м (скв. № 1463) до 22,6 м (скв. № 1423), в среднем составляют 10,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,2 м (скв. № 1463) до 20,4 м (скв. № 1077), в среднем – 7,9 м (графическое приложение 4 лист 3).
ВНК вскрыт 2 скважинами на абс. отм. -1563,0 м – 1566,4 м, принят на абс. отм. -1564 м.
Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 362Р, 1079, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга − линией выклинивания пласта, вскрытую скв. №№ 269Р, 1426, с запада и востока - тектоническими экранами, отделяющими от Мортымья-Тетеревской и Северо-Тетеревской залежей. Тип залежи структурный, тектонически экранированный. Размеры залежи 2,3 км × 2,0 км, высота 26 м.
Восточно-Тетеревская залежь I расположена на восточном склоне Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1964 г. скважиной 148Р, в разработку введена в 1968 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами. Всеми скважинами вскрыта чисто-нефтяная зона пласта. ВНЗ занимает 16 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах
Восточно-Тетеревской I залежи получено:
-
3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 9,0 м3/сут (скв. № 148Р, dшт.=6 мм) до 46,7 м3/сут (скв. № 829Р, dшт.=6 мм); -
1 приток воды дебитом 26,0 м3/сут (скв. № 352Р).