Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Баженовская свита в разрезе месторождения (скв. 1П, 7Р, 8Р, 9Р, 13Р, 14Р, 15Р, 16Р, 25Р, 31П) имеет аномальное строение отложений. Вскрытый этими скважинами разрез имеет резко увеличенную мощность. Здесь между фаунистически охарактеризованной георгиевской свитой и типичными битуминозными аргиллитами баженовской свиты выделяется довольно мощная пачка терригенных морских пород, отсутствующих в разрезе смежных площадей. Эту пачку песчано-глинистых пород еще называют подбаженовской. Подбаженовская пачка представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с преимущественным положением в разрезе глинистых пород. Аргиллиты серые и темно-серые, слюдистые и массивные, известковистые, неравномерно песчанистые, прослои битуминозные, твердые. Песчаники и алевролиты светло- и темно-серые, прослоями глинистые, в изобилии содержат обугленный растительный детрит. Песчаные прослои обычно небольшой мощности и слабо выдержаны по площади. В основном песчаники мелкозернистые, сильно известковистые, плотные, с низкими коллекторскими свойствами. Мощность подбаженовской пачки на изменяется от 41 м (скв. 25Р) до 75 м (скв. 15Р). Однако, в ряде законтурных скважин Асомкинской площади и смежных Южно-, Восточно- и Средне-Асомкинских площадей эта пачка пород полностью выпадает из разреза. Здесь породы баженовской свиты непосредственно налегают на глинистую георгиевскую свиту.

Вышележащая сортымская свита представлена в своей нижней части (ачимовские отложения) песчаниками и алевролитами разнозернистыми и известковистыми. По результатам геолого-геофизических исследований и сопоставлению разрезов всех скважин ачимовских отложений на Фаинском месторождении было выделено три пласта Ачим₀, Ачим₁, Ачим₂.

Отложения пласта Ачим₁ довольно равномерно распределены по площади месторождения. Общая толщина пласта достигает 79 м, проницаемая толщина пласта до 70 м. В песчаных прослоях пласта Ачим₁ Фаинского месторождения установлена промышленная нефтеносность.

Верхний пласт Ачим₀ залегающий в кровельной части ачимовской толщи, общей толщиной до 40 м, прослеживается на всей территории Фаинского месторождения. Необходимо отметить тот факт, что пласт Ачим₀ в большинстве скважин не охвачен каротажными диаграммами. В тех скважинах, в которых пласт изучен геофизикой, по своему строению отличается литологической изменчивостью в разрезе на всей изучаемой площади. Эффективная толщина пласта изменяется от 0 м до 20 м. Пласт Ачим₀ водонасыщен на всей территории Фаинского месторождения.

Таким образом, стратиграфический разрез Фаинского месторождения полностью согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Осадочный чехол достоверно разделяется на слои и ритмы пород.

Промышленная нефтеносность Фаинского месторождения установлена в отложениях кровельной части васюганской свиты (продуктивный пласт ЮС₁¹) и нижней части сортымской свиты (пласт Ачим₁).

.2.3   Тектонотип

В региональном тектоническом отношении Фаинское месторождение приурочено к северному борту Юганской мегавпадины (структура I порядка) - в зоне сопряжения Сургутского (на востоке) и Нижневартовского (на западе) сводов. С юга впадина ограничивается Каймысовским сводом и Верхне-Демьянским мегавалом. Месторождение объединяет ряд локальных структур III и IV порядка: Асомкинскую, Восточно-Асомкинскую, Средне-Асомкинскую, Западно-Фаинскую и ряд более мелких безымянных поднятий V порядка (рис. 2.1.1).

В 2000 г. специалистами ОАО «Тюменьнефтегеофизика» проведены работы по переработке ранее проведенных сейсмических исследований на площади Фаинского месторождения [44].

Выполненная работа охватывала большую часть территории месторождения, базировалась на новейших программных средствах обработки полевых материалов и в южной части площади дала существенно иную рисовку структурного плана горизонта ЮС₁, чем это представлялось ранее. Однако пробуренные на Западно-Фаинской площади 2 новые скважины (№№57Р и 67Р) показали значительные расхождения (более 25 м) между сейсмикой и данными бурения, в то время как две другие, пробуренные восточнее (№№62Р и 70Р), показали достаточно удовлетворительную сходимость результатов (в пределах 5-8 м).

Несмотря на весьма высокую вероятность расхождения данной сейсмоосновы с фактическими данными бурения, для всех структурных построений последнего пересчета запасов 2003 г. в качестве «тренда» использовался структурный план горизонта ЮС₁ (материалы переобработки сейсмических данных 2000 г).

В данной работе проведен анализ подтверждаемости данных обработки сейсмоисследований и результатов бурения и введены некоторые корректировки по неразбуренным участкам. Учитывая, что южная и восточная части площади, а также Западно-Фаинская площадь слабо охвачены бурением и содержат довольно значительный объем запасов категории С₂, вероятность бурения здесь непродуктивных скважин довольно высока. Рекомендуется провести здесь дополнительные 3Д сейсмические исследования.

По имеющимся данным Фаинское месторождение представляет собой поднятие субширотного простирания со сложными геометрическими очертаниями. Все выявленные в настоящее время поднятия или купола (за исключением Западно-Фаинского) объединяются в единое сложнопостроенное изометричное поднятие, которое оконтуривается близкой по абсолютной отметке изогипсой, что предопределяет слияние отдельных небольших залежей в одну нефтяную залежь. Размеры Фаинского поднятия по оконтуривающей изогипсе -2900 м составляют 30*20 км, высота 85-90 м. Свод поднятия слегка смещен в северном направлении, что определяет асимметричное строение структуры в поперечных сечениях. Углы падения пород на крыльях редко превышают 1-1.5°.

Рис. 1.2 Тектоническая схема района работ

Северный склон поднятия более крутой в сравнении с южным, нередко осложняется широкими неглубокими заливами и выступами. Южный - широкий и пологий, осложнен структурными носами и неглубокими (до 30 м) прогибами субмеридионального простирания. Западный склон также пологий и широкий (3-4 км), в краевых частях осложнен отдельными структурными носами и заливами.

Внутренняя структура Фаинского поднятия представляется многокупольной, многовершинной и сложнопостроенной. Многочисленные положительные формы структурного плана отделяются друг от друга узкими (1.25 ÷ 1.5 км) и малоамплитудными (<20 м) понижениями.

На юго-западном продолжении основного поднятия в контуре изогипсы -2900 м выделяется Западно-Фаинское поднятие. Оно простирается с юго-запада на северо-восток и неглубокой седловиной (до 20 м) отделяется от западного склона основного поднятия. Размеры поднятия по изогипсе -2900 м составляют 10.5*6.25-2.5 км и высота до 30 м.

В заключение можно отметить, что маркирующие сейсмические горизонты в вышележащих отложениях - Д₄ (кровля алымской пачки) и М, в основном повторяют структурный план по горизонту «Б» со значительным выполаживанием. Кроме этого мощность отложений между горизонтами «Б» и Д₄, уменьшается с востока на запад на 75 - 80 м. Это приводит к тому, что Восточно-Асомкинская структура по горизонтам Д₄ и М представляется в виде структурного носа, осложняющего юго-западный склон Покамасовской структуры, которая относится к Локосовскому куполовидному поднятию, выделяемому в юго-западной части Нижневартовского свода. Остальные элементы сохранились в несколько выположенной форме, что указывает на доминирование фактора облекания в развитии структур.

Таким образом, Фаинское месторождение представляет собой совокупность локальных структур III и IV порядка: Асомкинскую, Восточно-Асомкинскую, Средне-Асомкинскую, Западно-Фаинскую и ряд более мелких безымянных поднятий V порядка.

В связи с невысокими показателями сходимости сейсмических данных и результатов бурения, считаем необходимым провести дополнительные сейсмоисследования в пределах Западно-Фаинской залежи.

.3 Нефтегазоносность

Фаинское нефтяное месторождение расположено в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов, которые являются составной частью Средне-Обской нефтегазоносной области. По запасам и добыче нефти эта область является одним из основных районов в Западной Сибири.

В разрезе Фаинского месторождения на основании данных ГИС, исследований керна, опробования скважин, а также глубокого разведочного и эксплуатационного бурения промышленно нефтеносными являются верхнеюрские образования (пласт ЮС₁¹ васюганской свиты) и нижнемеловые отложения (пласт Ачим₁ сортымской свиты). К настоящему времени на месторождении выявлено 4 залежи нефти (табл.2.1.2).

В ходе опробования 127 скважин получены притоки нефти от 0.1 м³/сут. (скв. 58Р) до 168 м³/сут. (скв. 8Р). Результаты опробования разведочных и эксплуатационных скважин приведены в табл. П.1.2.

В настоящее время на Фаинском месторождении выявлены две отдельные залежи

Таблица 1.2

Характеристика залежей нефти Фаинского месторождения

·  ПС - пластово-сводовая; НП - неполнопластовая

Залежи пласта ЮС

Продуктивный пласт ЮС развит по всей площади месторождения, локальная зона отсутствия коллекторов выявлена только в районе скв. 630 и 334. В то же время разрез пласта характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями. Это определяет наличие многочисленных линз, образующих в процессе разработки тупиковые и слабодренируемые зоны нефти в пласте ЮС (собственно Фаинская или Основная, и Западно-Фаинская).

Основным объектом разработки на месторождении является Основная (Фаинская) залежь, которая вскрыта, в пределах контура нефтеносности, 675 скважинами. По типу залежь относится к пластово-сводовым с обширной (более 62 %) водонефтяной зоной. Размеры залежи: длина 26.5 км, ширина в западной части является максимальной и составляет 18.5 км, постепенно сужаясь к востоку до 1.6 км, этаж нефтеносности - 70 м.

По материалам, полученным в ходе интерпретации материалов ГИС, а также опробования скважин (табл. П.2.1.) выявлено, что гипсометрическое положение водонефтяного контакта в северной части основной залежи (Асомкинская площадь) отмечается на отметке -2911.0 м, в то время как ВНК остальной части залежи прослеживается на более высокой абсолютной отметке -2900.0 м.

На Западно-Фаинской залежи к настоящему времени пробурено 7 разведочных скважин, все они попали в контур нефтеносности, в скв. 11Р, 55Р, 58Р, 59Р и 67Р пласт по материалам ГИС и опробования нефтенасыщен до подошвы. Водоносные коллектора в пласте ЮС по этой залежи выделяются только в скв. 57Р, где они отделены от нефтеносных интервалов непроницаемой толщей порядка 8 м.

По типу залежь относится к пластово-сводовым. Размеры залежи составляют 11.0*6.8÷2.7 км, высота порядка 30 м. ВНЗ занимает 32 % площади нефтеносности.

При испытании пласта в скв. 57Р, где из интервала глубин 2961-2963 м (а.о. -2921.6 -2923.6 м) получен безводный приток нефти дебитом 8.09 м³/сут., положение ВНК принято по подошве нефтенасыщенных коллекторов на а.о. -2925.4 м. Эта отметка нуждается в дальнейшем уточнении по мере геологического изучения залежи в ходе разбуривания, т.к. ниже этой отметки в скв. 58Р выделен интервал коллектора с абсолютными отметками -2926.3÷-2927.4 м с α_сп = 0.57 и Rп = 10.9 Ом*м, который интерпретируется как нефтеносный, но перфорацией не вскрыт и его продуктивность не подтверждена. В других скважинах этого участка он не прослеживается.

По результатам геологического моделирования площадь нефтеносности составила: 203 906 тыс.м² - Основная залежь, 50 920 тыс.м² - Западно-Фаинская залежь, что сопоставимо (отклонения в пределах 1.5 %) с величиной из государственного баланса - 206 279 и 51 414 тыс.м², соответственно.

Залежи пласта Ачим

Пласт Ачим вскрыт бурением на глубине -1600 м. Промышленная нефтеносность ачимовских отложений на Фаинском месторождении установлена в 2006 году, когда скважины, ранее работающие на отложениях пласта ЮС₁, были переведены на ачимовские отложения. Нефтеносность подтверждена в пределах двух структурных площадей: Южно-Асомкинской (р-н скв. 24Р, 16Р, 70Р) и Средне-Асомкинской (р-н скв. 18Р, 358).

В скв. 564 (Южно-Асомкинская залежь) при испытании интервала 3200-3228 м (а.о. -2745.7 -2773.7 м) получен приток нефти 24.9 м³/сут с водой (62.7 %). В скв. 278 при опробовании интервала 2846-2872 м (а.о. -2759.0 -2785.0 м) также получен приток нефти 21.05 м³/сут с водой (77.5 %). При испытании пласта в скв. 32Р из интервала перфорации -2827-2858 м (-2758.0 -2789.0 м) получен дебит нефти 6 м³/сут и воды 2 м³/сут.

Учитывая промыслово-геофизические материалы и данные опробования, положение ВНК принято на отметке -2784 м.

Тип залежи пластово-сводовый с обширной водонефтяной зоной (92.3 %). Размеры залежи: 9.8*4 км, высота 38 м.

Севернее находится Средне-Асомкинская залежь. По результатам опробования в скв. 358 из интервала перфорации 2996-3036 м (а.о. -2760.8 -2800.8 м) получен приток нефти 9.2 м³/сут с водой (91.5 %). В скв. 456 из интервала перфорации 2833-2866 м (а.о. -2754.1 -2787.1 м) получен приток нефти 28.8 м³/сут с водой (65.0 %). В скважине 627 из интервала перфорации 3032-3072 м (а.о. -2728.6 -2768.6 м) получен нефти 29.1 м³/сут, с водой (65.0 %).

Водонефтяной контакт по данным геофизических исследований и результатов опробования скважин принят на отметке -2765.0 м.

Залежь неполнопластового типа. Размеры залежи составляют 4.8*3 км, высота 21 м.

По результатам геологического моделирования площадь нефтеносности Южно-Асомкинской залежи составила 41951 тыс.м², Средне-Асомкинской - 10475 тыс.м², что сопоставимо с величинами, принятыми при постановке запасов на государственный баланс (41425 и 10517 тыс.м², соответственно), расхождение 1.3% и 0.4%.

Таким образом, промышленная нефтеносность Фаинского месторождения доказана в отложениях васюганской (пласт ЮC) и сортымской свит (пласт Ачим₁).

В ходе опробования на Фаинском месторождении получены притоки нефти до 168 м³/сут (табл. П.2.1).

.4 Характеристика толщин и показатели неоднородности продуктивных пластов Фаинского месторождения

В предыдущей проектной работе [2] был проведен палеофациальный анализ условий формирования осадочных образований пласта ЮС. Согласно этим исследованиям были выделены пять обобщенных по геолого-геофизическим характеристикам палеофациальных зон (рис. 2.1.4):

Русловые и пойменные образования. Палеофациальная зона, характеризующаяся высокими фильтрационно-емкостными свойствами по разрезу и хорошей гидродинамической связью по латерали (в объеме выделяемого геологического тела). Данная область развита от северной до центральной части основной залежи, а также прослеживается в северо- и юго-западной частях залежи.

Рис. 1.3 Схема расположения палеофациальных зон в пределах контура нефтеносности пласта ЮС11 Фаинского месторождения

Баровые образования. Вторую палеофациальную зону формируют постройки субфации бар, отмеченного на карте эффективных толщин песчаника их локальным увеличением и определенным видом кривой ПС. Данная субфация по фильтрационно-емкостным свойствам схожа с пойменно-русловыми образованиями.