Нефтеносность залежей Мало-Балыкского месторождения.

На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются пласты АС₄, АС_5-6, АС_7-8 приуроченные к верхней подсвите черкашинской свиты, в нижней подсвите черкашинской свиты расположены залежь пласта БС₉², отложения ачимовской толщи – Ач₁, Ач₂, Ач₃ относятся к ахской свите, и, наконец – пласты ЮС₀ и ЮС₂ находятся в разрезах баженовской и тюменской свит.

Всего в разрезе по лицензионному участку выделяется восемнадцать продуктивных пластов, находящихся на балансе РФГФ. Залежи пластов АС₄, АС_5-6, АС_7-8, и Ач₁, Ач₂, Ач₃ находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС₉², ЮС₀ и ЮС₂ нуждаются в доразведке. Части залежей пластов АС₄¹, БС₁₀¹, БС₁₀², Ач₀¹, Ач₂, Ач₃, Ач₄, Ач₅, Ач₆ Среднебалыкского месторождения (южная часть) в связи с изменением лицензионной границы 2001 г. (протокол № 665) находятся в пределах лицензионной границы Малобалыкского месторождения.

Залежь пласта ЮС₂ располагается в центральной части лицензионного участка Малобалыкского месторождения и приурочена к восточному куполу. Вскрыта в пределах контура нефтеносности тремя разведочными скважинами. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. ВНК залежи принят на отметки 2942 м по подошве нефтенасыщенного коллектора скважины 107р. Размеры залежи 15 x 9 км².

В таблице 1.2 предоставлены краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения.

 

Таблица 1.2

Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения

Параметры	Пласт
ЮС2 Ач3 Ач2 Ач1 БС92 АС7-9 АС5-6 АС Север. Южн. Запад. Вост.
Глубина залегания, м

 

 

Продолжение таб. 1.2

Тип залежи	структурно - литологическая	пластово-сводовая
Размеры залежи, км	8.8x11.1	17.2x23.7	23.7x31	11.9x20.4	2.1x2.9	1.7x2.3	1.4x1.3	6.2x8.5	5x4.6	14. 6x1 3.9
Отметка ВНК, м		2729-2777	2712-2760
Высота залежи, м
Количество скважин, вскрывших пласт
Средняя н/н толщина по скважинам, м	4.3	7.5	18.7	3.4	6.1	9.9	8.6	12.3	7.6	8.7
Площадь - залежи, тыс.м"										947 02
Доля ВНЗ, % площади

 

Пласт расположен в нижнем отделе тюменской свиты и носит структурно-литологический характер. Коллектор терригенный, поровый.

Общие толщины по пласту изменяются от 38.0 до 55.6 м, эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора - от 2 до 6 м.

Коэффициент песчанистости равен 0.10. Средне значение коэффициента расчлененности равно 3.7. Послойная неоднородность по проницаемости – 0.19, зональная – 0.04.

Залежь пласта Ач₃. Пласт расположен по всей площади месторождения и вскрыт 663 промысловыми и разведочными скважинами. Площадь нефтеносности составляет 217 км². По своему характеру залежь пласта является структурно – литологической, коллектор терригенный, поровый.

В пределах изучаемой зоны интервал разреза, индексируемый как Ач₃, выделяется в нижней части ачимовской продуктивной толщи и является наиболее мощным. В восточной области выделяется зона неколлекторов, отрисованная, в основе по данным 3Д сейсморазведки с привлечением небольшого количества разведочных скважин. Все зоны ориентированы субмеридионально.

 

Песчаные отложения, развиты вдоль восточного края полигона, и, в частности, в южной части Среднебалыкского месторождения, изолированы от коллекторов, выделяемых в разрезах скважин Малобалыкского месторождения. Далее, в северном направлении, за пределами разбуренной части Малобалыкского месторождения по результатам разведочного бурения залежь нефти не замыкается в пределах полигона исследований, а уходит за его пределы. Уровень ВНК в районе северной части залежи определен весьма условно. Две скважины (94р абсолютная отметка –2758 м, 109р – 2774 м) пробуренные в северной части месторождения по данным ГИС и опробования водонасыщенны. ВНК в этой части месторождения был принят –2774 м с переходом до – 2749р с разницей 25 м. На южном окончании залежи ВНК был принят на абсолютной отметке –2753 м с уклоном к западу до абсолютной отметки 2774 м. С востока залежь контролируется зоной выклинивания коллекторов. В целом по залежи погружения ВНК происходит с востока -2749-2753 м на запад – 2774-2779 м. Размеры залежи 16.5 x 24 км², высота 130 м. Общие толщины пачки изменяются от 3.5 до 101.7 м, эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора от 0.4 до 25.6 м. При раздельном испытании Ач₃ получены притоки безводной нефти от 1.4 до 10.5 м³/сут.

Пласт характеризуется высокой степенью неоднородности. Распределение продуктивных и глинистых прослоев по пласту представлено на рисунке. Коэффициент песчанистости равен, в среднем, 0.25. Среднее значение коэффициента расчлененности равно 5.1, варьируя в пределах от 1 до 25. Послойная неоднородность по проницаемости – 0.52, зональная – 2.12.

Как уже указывалось выше, в ачимовских отложениях выявлено, по данным сейсмики 3Д, большое количество разрывных нарушений. При построении геологической модели ачимовских отложений были учтены только крупные нарушения, которые и показаны на картах (графические приложения).

Залежь пласта Ач₂. Характеризуется небольшой площадью коллекторов, в которых сосредоточено более 66 % запасов нефти по категории C₁ в целом по месторождению. В зоне нефтеносности залежь вскрыта 749 скважинами, из них 35 поисково-разведочных скважин, остальные эксплуатационные. Размеры залежи в пределах лицензионного участка Малобалыкского месторождения 19.5 x 27.5 км, при площади нефтеносности 447 км². Залежь с востока ограничена зоной глинизации коллекторов и по типу относится к структурно-литологической. Общие толщины в пределах месторождения изменяются от 18.5 до 110.8 м, эффективная нефтенасыщенная мощность коллектора от 1.2 до 42.6 м.

Внутреннее строение пачки, как и всей ачимовской толщи характеризуется существенной неоднородностью: число проницаемых прослоев составляется 8 – 23 при среднем значении 10.8. ВНК по блокам залежи изменяется от отметки – 2712 м до –2760 м.

Залежь пласта Ач₁. Состоит из двух основных залежей, которые располагаются в западной части лицензионного участка Малобалыкского месторождения, вскрыта 278 скважинами и занимает 110 км². Северо-западная залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта шестью разведочными скважинами. Залежь с юга, востока и запада ограничена зоной глинизации коллектора. Залежь структурно-литологического типа. Размеры залежи 7.0 x 14.5 км, высота 55 м. Юго-западная залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта двенадцатью разведочными скважинами. Залежь с востока ограничена зоной глинизации коллектора. Залежь структурно литологического типа. Размеры залежи 14 x 20 км, высота 170 м (графическое приложение 2.22).

Пласт Ач₁ отделен от пласта Ач₂ глинистым разделом, изменяющимся в широком интервале от 1.4 м (скважина 3856) до 86 м (скважина 7731).

При совместном опробовании с нижележащими отложениями ачимовской толщи в скважинах 2р, 4р, 6р, 7р, 11р, 15р дебиты нефти изменялись от 10.8 м³/сут при динамическом уровне до 35 м³/сут при фонтанировании. Пласт Ач₁ испытан совместно с Ач₂ и Ач₃ в 11 разведочных скважинах с получением притока нефти с дебитами 2-35 т/сут.

Непосредственно Ач₁ были испытаны восемь разведочных скважин, семь из которых дали приток нефти с дебитами 1.4 –17.1 м³/сут при динамических уровнях 680 – 1441 м. Скважина 105р дала приток воды с пленкой нефти. Водонефтяная зона в пласте Ач₁ не обнаружена.

Контур ВНК определяется весьма условно на отметке 2716 м из-за наличия мощных глинистых прослоев внутри пласта и отсутствия водонефтяной зоны.

Общая толщина по пласту Ач₁ изменяется от 11.6 до 70.1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора меняется по пласту от 0.4 до 13.2 м, составляя в среднем 3.4 м.

Залежь пласта БС₉². Располагается в северо-западной части эксплуатационного участка. Залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта двумя разведочными скважинами (11р, 15р) и несколькими эксплуатационными. Залежь с севера, востока и юга ограничена зоной глинизации коллектора и является структурно-литологической. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется по пласту от 5.4 до 6.8 м. При испытании скважины 15р в интервале пласта 2457-2656 м (абсолютная отметка 2594.5-2603.9

 

 

м) получен приток нефти 9 м³/сут. ВНК принят условно на отметке –2604.3 м, соответствующей подошве нефтенасыщенных по испытанию коллекторов в скважине 15р.

В соответствии с принятым контактом и границей зоны глинизации размеры залежи составляют 2.5 x 5.5 км, высота залежи 65 м. Залежь структурно – литологического типа. Пласт размещается в верхней части ахской свиты и приурочен к западному крылу Малобалыкской структуры.

Коэффициент песчанистости равен, в среднем, 0.15 при среднем значении коэффициента расчлененности 4, прерывистость равна 0.50.

Залежь пластов АС_5-8. Нефтеностность этих отложений установлена только в пределах залежи Малобалыкского месторождения. Внешние контуры нефтеносности всех пластов располагаются внутри разбуренной части Малобалыкского месторождения.

Пласт АС_7-8. На южном куполе нефтеносен в разрезах 43 эксплуатационных и разведочных скважинах пробуренных в самой высокой части купола. По пласту выделены две залежи, которые находятся непосредственно под основной залежью пластов АС₄ и АС_5-6. Залежи пластово-сводовые. Нефтенасыщеные толщины составляют 0.4 – 23.0. Промышленная нефтеносность пласта доказана эксплуатационными скважинами, при опробовании которых, были получены притоки нефти дебитом 53 м³/сут (скважина 7547) и 31 м³/сут (скважина 8029).

Коэффициент песчанистости имеет среднее значение 0.69 при коэффициенте вариации 0.3, средняя расчлененность 2.7.

Пласта АС_5-6. Установлена на двух участках (центральном и восточном), приуроченных к трем куполам. Залежи пласта АС_5-6 пластовые сводовые, контролируется структурным фактором. Пласт вскрыт 952 скважинами.

Центральная залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта девятью поисково-разведочными скважинами и всеми эксплуатационными. Размеры залежи 6.5 x 9.0 км, высота 70 м. Пласт характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 22.3 до 45.6 м, эффективная нефтенасыщенная от 0.8 до 17.6 м. Коэффициент песчанистости равен 0.61 при коэффициенте вариации 0.26, средняя расчлененность 3.1.

Восточная залежь (район скважин 51р и 54р) в пределах контура нефтеносности вскрыта тремя поисково-разведочными скважинами и всеми эксплуатационными. Размеры залежи 2.5 x 5.5 км, высота до 24 м. Пласт характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от

 

 

1.2 до 30.1 м. По данным испытания разведочных скважин в пределах контура нефтеносности получены смешанные притоки нефти и воды, с содержанием нефти 35 – 47 %. Залежь пластовая сводовая, тип водонефтяной. Коллектор терригенный, поровый. Площадь залежи 41 км².

ВНК по пластам АС₄ и АС_5-6 находится на отметке – 1972 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 22.3 – 49.4 м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 11.4 м. Коэффициент песчанистости равен 0.63, средняя расчлененность 3.65.

Залежь пласта АС₄. Вскрыта 443 скважинами, из них 13 поисково-разведочные. По структурной карте наиболее высокая часть прослеживается с востока на запад по линии скважин 3112р – 51р – 1р, опускаясь на север, юг и наиболее резко на запад к скважине 21, лежащей за пределами лицензионного участка. Залежь пласта АС₄ пластовая сводовая, контролируется структурным фактором. Высота пласта 71 м.

Пласт характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу. Общая толщина пласта АС₄ изменяется от 21.3 до 68.5 м, эффективная от 0.4 до 67.6 м, эффективная нефтенасыщенная от 0.4 до 23.8 м. Водонефтяной контакт в залежи горизонтальный и отбивается на абсолютной отметке – 1972 м.

Пласт отделен от нижележащего АС_5-6 глинистой перемычкой толщиной, достигающей в отдельных местах 32 м. В северо-восточной части (скважины 7630, 3188, 7517) происходит слияние пластов.

 

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА

2.1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА Ач₂ МАЛО-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Детальное изучение геологического строения залежей нефти позволяет выявить закономерности в распространение песчаных тел, создает возможности для прогнозирования невыработанных участков, заблокированных по различным причинам и способствует эффективному применению новых технологических приемов разработки.

 

2.1.1 Литолого-петрофизическая характеристика продуктивного пласта АЧ₂

Породы продуктивных горизонтов Мало-Балыкского месторождения охарактеризованы керном в 62 скважинах.

Для литолого-петрографической характеристики пород были привлечены следующие материалы:

- лабораторные макроописания керна;

- гранулометрические описания пород;

- результаты рентгеноструктурного анализа;

- минералогические исследования.

Гранулометрические и минералогические характеристики пород по пластам приведены в табл. 2.1 и 2.2

Таблица 2.1

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: