Материал: Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 24,6 м до 43,4 м, составляя в среднем 33,4 м, в пределах ВНЗ - от 0,5 до 38,9 м, составляя в среднем 9,7 м.

В районе скв. 72 и 235, в пределах небольшого купола, по данным ГИС, заверенным испытанием, в нижней части разреза наунакской свиты, соответствующей стратиграфически пласту ЮВ₁³, под выдержанной на этом участке глинистой покрышкой толщиной от 9 м, до 14 м сформировалась, до замка заполнив ловушку, самостоятельная нефтяная залежь размерами 3,2 х 2,2 км и высотой 15 м.

ВНК описываемой залежи проводится на а.о -2404,8 м, соответствующей подошве нижнего коллекторского прослоя, нефтенасыщенного по данным ГИС, в скв. 72.

Залежь пластовая сводовая. Чисто НЗ занимает небольшую часть площади (10,17%) в самом своде купола. Остальная часть площади залежи, т.е. 89,83%, приходится на ВНЗ.

Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 235 НЗ составляет 4,4 м, в скв. 72 ВНЗ - 4,2 м. Средняя величина h_э.н по НЗ составляет 3,2 м, по ВНЗ - 2,0 м, по всей залежи (НЗ+ВНЗ) - 2,6 м.

Продуктивный пласт ЮВ₁¹ приурочен к кровле наунакской свиты. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта. Коллекторы развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение. Если в самой южной (район скв. 215-59-81-87) и самой северной (район скв. 68-85-52-53, а также Варынгский участок) частях месторождения проницаемые прослои вскрыты во всех скважинах, то в присводовой части восточной брахиантиклинали коллектора имеют линзовидное распространение, они не вскрыты ни в одной поисково-разведочной скважине, за исключением скв. 70. Между отдельными линзами коллекторов, вскрытыми эксплуатационными скважинами, наблюдаются обширные зоны полного замещения коллекторов плотными разностями песчано-алевритовых пород и аргиллитами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в довольно узком диапазоне 0,3-8,3 м. При этом в большинстве скважин она не превышает 2,5 м, и только в единичных скважинах оказалась выше этого показателя. Среднее значение толщины составляет 1,9 м.

В соответствии с представляемой моделью, в пласте ЮВ₁¹ выделяется 12 обособленных нефтяных залежей, 2 из которых относятся к типу пластовых литологически экранированных, а остальные 10 - к типу пластовых литологически ограниченных со всех сторон.

Покрышкой для залежей продуктивного пласта ЮВ₁¹ служит мощная глинистая толща георгиевской и баженовской свит позднеюрского возраста и подачимовской толщи, залегающей в основании куломзинской свиты раннемелового возраста. Суммарная толщина этой региональной покрышки изменяется в пределах месторождения от 30 м до 47 м.

ВНК залежи в районе скв. 59-70-81-76 проводится на а.о -2387,3 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС и испытания коллектора в скв. 76 и совпадающей с ней а.о кровли верхнего водонасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 92.

Пласт ЮВ₁¹ испытан в единичных поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 9 скв. Дебиты нефти при испытании изменяются от 1,3 м³/сут на уровне при депрессии 11,3 МПа в скв. 81 до 7,2 м³/сут при фонтанировании на штуцере диаметром 5 мм в скв. 59.

В 36 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ₁¹ вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ₁^2-3. В процессе проведения исследований в 11 скважинах (скв. 381, 439, 440, 441, 460, 480, 482, 562, 1041, 1042, 1067) зафиксированы притоки нефти той или иной интенсивности из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ₁¹, т.е. добыча осуществляется совместно из пластов ЮВ₁^2-3 и ЮВ₁¹, а в 4 скважинах: скв. 374, 462, 496, 582, установлено отсутствие притока из пласта ЮВ₁¹.

Продуктивный пласт АчБВ₁₉ залегает в основании ачимовской толщи и распространен лишь в центральной и восточной частях месторождения. Общая толщина пласта постепенно уменьшается в направлении с востока на запад от 28,0 м-до 3,8 м.

Проницаемые прослои в разрезе пласта распространены лишь в восточной половине месторождения. К западу от линии скважин 86-56-519-582-616-59-215 коллекторы не встречены ни в одной скважине.

От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ₁₈ пласт АчБВ₁₉ отделяется порой маломощной, сокращающейся до единичного прослоя, но достаточно выдержанной и уверенно коррелируемой пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м-до 10,3 м. В подавляющем большинстве скважин толщина разделяющей пачки не превышает 2 м.

Залежь пластовая сводовая, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 10,5 км, ширина в южной части достигает 4 км, высота составляет 33 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 м-до 11,6 м и составляют в среднем 3,6 м.

ВНК северной части залежи находится в подавляющем большинстве случаев, по данным ГИС, в интервале абсолютных отметок от -2287,4 м, до -2294,2 м, на основании чего его поверхность можно принять на усредненном гипсометрическом уровне -2290 м.В южном направлении (район скв. 209) ВНК залежи плавно понижается до а.о -2310,7 м, соответствующей подошве нижнего проницаемого прослоя в скв. 209, уверенно интерпретируемого по данным ГИС как нефтенасыщенного. Нефтеносность до а.о -2305,9 м подтверждается результатами испытания скв. 209.

Испытания пласта АчБВ₁₉ проведены в 10 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 13 объектов). Безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 6 скважинах, дебиты нефти при этом составили от 1,6 м³/сут на среднем динамическом уровне 1076 м в скв. 58 до 13,2 м³/сут на среднем динамическом уровне 522 м в скв. 205. Переливающих притоков при раздельном испытании пласта АчБВ₁₉ не получено.

Продуктивный пласт АчБВ₁₈ залегает в средней части разреза ачимовской фондаформы. К западу от линии скважин 203-208-67-92-215 кровля пласта примыкает к глинистой подачимовской толще, и он прекращает свое существование. Толщина пласта в стратиграфических границах при общей тенденции к постепенному уменьшению с востока на запад от 35,2 м - до 3,5 м несколько увеличивается в пределах восточной складки в северном направлении от 4,9 м - до 32,5 м.

Коллекторские прослои в разрезе пласта развиты на большей части месторождения. Они полностью замещаются плохопроницаемыми породами лишь в западной его части, вблизи границы распространения пласта, а также на небольшом участке восточного поднятия в районе скв. 616-619-3098.

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 АчБВ_16-19, 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.