Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Нефтегазоносность Ключевого месторождения

Ключевое нефтяное месторождение открыто разведочной скважиной 9-р. в 1983 году.

Залежи нефти приурочены к пластам АВ13, АВ2, БВ2, БВ3, БВ6, ЮВ1.

4.1. Пласт ЮВ1. Пласт ЮВ1 залегает на глубине около 2750м. В пласте выделено 4 залежи нефти, три из них находятся на восточном поднятии и одна на западном.

Залежи нефти на восточном поднятии приурочены к небольшим положительным элементам, осложняющим структуру.

Положение поверхности ВНК на залежах определялось по данным ГИС с

учетом результатов опробования и эксплуатации скважин. Контуры нефтеносности устанавливались в соответствии со структурным планом и характером насыщенности пластов.

Самая северная залежь восточного поднятия вскрыта двумя скважинами № 4384 и № 4702. Скважина 4384 перфорирована в интервале 2811,5 – 2815,0м, получен приток нефти 40,2 т/сут, с 6,0% воды.

На залежи нефти в районе скв. №№ 4713, 4715 нефтенасыщенные пласты вскрыты семью скважинами. Положения водонефтяных контактов, подошвы нижних нефтенасыщенных прослоев по данным ГИС находятся в пределах абсолютных отметок –2693,4-2696,8 м, без каких-либо закономерностей изменения по площади. Скв. 107 была опробована в интервале абсолютных отметок –2686,5-2693,5 м и получен приток нефти дебитом 240 мз/сут, водонефтяной контакт в этой скважине выделяется на отметке (по данным ГИС) –2696,5м. Из скважин №№ 4709, 4713, 4717, 4718 при их вводе в эксплуатацию также получены притоки нефти. Вскрытая скважинами эффективная нефтенасыщенная толщина на залежи колеблется от 1,0 м до 8,0 м. Залежь водонефтяная, пластово-сводового типа.

Залежь нефти, вскрытая скв. №№ 77 и 4708 представляется обособленной и отделенной от рассмотренных выше довольно узким, но достаточно глубоким прогибом, поскольку абсолютные отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов в обоих скважинах на 6-7 м ниже принятых значений ВНК на рассмотренных выше залежах. Скважина 77 испытана в интервале –2699,8-2702,8 м получен приток нефти дебитом 58 мз/сут и воды 41 мз/сут. В скважине № 4708 вскрыт нефтенасыщенный пропласток в интервале –2701,7-2703,3 м и через глинистую перемычку толщиной 1,2 м водонефтяной прослой с эффективной нефтенасыщеной толщиной 1,2 м и положением ВНК –2705,7 м. Нефтенасыщеный прослой был опробован и получен приток нефти дебитом 20 мз/сут.

Залежь нефти относится к пластово-сводовой, ее размеры равны 1,4*0,9 км, высота – 6,8 м.

Залежь нефти на западном поднятии выделена по данным ГИС, результатами опробования не подтверждена, относится к структурно-литологическому типу, водонефтяной контакт в ней принят на абсолютной отметке подошвы нефтенасыщенного интервала.

В целом пласт ЮВ1 характеризуется достаточно высокой выдержанностью, его общая толщина изменяется от 6,2 м до 19,4 м. Эффективная толщина в пределах залежей колеблется от 2,4 м до 15,8 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,8 м до 8 м. (табл. 1).

4.2. Пласт БВ6 представлен залежами нефти, приуроченными к западному и восточному поднятиям. Всего на месторождении выявлено 5 залежей нефти: одна на западном поднятии и четыре на восточном.

Общая толщина пласта изменяется от 2,6 м до 15,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,6 м до 9,2 м.

В интервале пласта выделяется до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м до 7,7 м, разделенных между собой непроницаемыми глинистыми или уплотненными пропластками, толщина которых колеблется от 0,2 м до 7,6 м.

Залежь нефти на западном поднятии является наиболее крупной. Абсолютные отметки ВНК по залежи колеблются в пределах от –2304,5 м до –2314,8 м. Внешний контур нефтеносности проводится по принятой средней отметке ВНК –2310,0 м.

На восточном поднятии было выделено две залежи нефти – северная и южная. По результатам разбуривания месторождения северная залежь разделилась на две залежи меньших размеров (р-он скв. № 4708 и р-он скв. № 107) и, кроме того, вскрыта третья залежь в районе скв. №№ 4701, 4384.

На самой северной из трех выделенных залежей (р-н скв. №№ 4701, 4384) скважины не опробованы, поэтому положение поверхности ВНК принято по данным ГИС по скв. № 4384, где абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2308,5 м. В скважине № 4701 инклинометрические исследования выполнены с большими погрешностями, поэтому она в построениях не учитывалась.

Наиболее крупная из рассматриваемых трех залежей, вскрыта скв. №№ 4291, 107, 1076, 4721 и др. Положение ВНК и подошвы нижних нефтенасыщенных интервалов по залежи изменяется в пределах абсолютных отметок –2289,4 м –2305,8 м. Очевидно, что и здесь имеют место те же причины, влияющие на размах абсолютных отметок как кровли пластов, так и отметок нефть-вода, что и на западной залежи. В наибольшей степени это касается скв. № 4721, которая, как и по пласту ЮВ1 явно не вписывается в структурный план пласта БВ6 (удлинение ствола скважины составляет более 200 м). По вертикальным скважинам (№№ 107, 107б) ВНК находятся на уровне –2304,5 м, который, по-видимому, и является начальным положением границы нефть-вода по залежи. С учетом этого, абсолютные отметки кровли коллектора и ВНК (среднего значения абсолютных отметок между подошвой нефтенасыщенного прослоя и кровлей водонасыщенного –2290,5 м) в скв. № 4721 были опущены на 14,0м, в результате чего отметка кровли коллектора составила –2302,0 м. Учитывая неоднозначность абсолютных отметок кровли коллекторов и ВНК (за исключением вертикальных скважин), положение внешнего контура нефтеносности устанавливалось в соответствии со структурным планом и принятыми границами нефть-вода по каждой из периферийных скважин.

На северо-западе залежь контролируется скв. № 4709, где отметка кровли водонасыщенного пласта равна –2304,7 м, контур нефтеносности на этом участке проведен, по аналогии со скв. №№ 107, 107б, на уровне –2304,5 м. На северо-востоке залежи положение контура нефтеносности установлено на абсолютной отметке кровли водонасыщенного прослоя в скв. № 4291 (-2302,9 м), в центральной части контур уверенно обосновывается вертикальными скважинами №№ 107, 107б на уровне –2304,5 м. В районе скважины № 4718 положение определено на уровне подошвы нефтенасыщенного пласта (-2305,8 м), на участке расположения скв. № 4717 – на абсолютной отметке кровли водонасыщенного прослоя (-2301,0 м) и в южной части (скв. № 4721) на отметке –2304,5 м.

Западнее рассматриваемой залежи расположена небольшая залежь нефти, вскрытая скв. №№ 4708, 4712. Выделение этой залежи в качестве самостоятельной обусловлено более низким положением ВНК, которое находится в пределах абсолютных отметок –2312,5 м

( скв. № 4712), -2312,3 м (скв. № 4708). Контур нефтеносности в рассматриваемой залежи установлен на отметке –2312,5 м.

На южной залежи внешний контур нефтеносности принят в соответствии с подсчетом запасов, в северо-западной и западной частях на абсолютных отметках –2308,6 м, -2305,3 м, в северо-восточной на уровне –2309,8 м (скв. № 108), в восточной, юго-восточной и южной частях залежи на отметках –2308,5 м, -2308,8 м, т.е. поверхность ВНК принята практически горизонтальной (табл. 1).

Все залежи нефти пласта БВ6 являются пластовыми, сводовыми.

4.3. Пласт БВ3 является одним из наиболее продуктивных объектов разработки на месторождении. Средняя глубина залегания составляет 2340 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 10,2 м до 34,6 м. В разрезе пласта выделяется до 9 проницаемых прослоев с толщиной от 0,6 м до 10,8 м. Проницаемые пропластки разделены между собой глинистыми и уплотненными прослоями толщиной от долей метра до 10,0 м.

В пласте было выделено три залежи нефти, одна на западном поднятии и две, северная и южная, на восточном. В процессе разбуривания месторождения было установлено, что восточные залежи нефти представляют собой единую залежь, а западная и восточная в северной части месторождения также объединяются между собой общим контуром нефтеносности. В центральной и южной частях восточная и западная залежи разделены неглубоким прогибом.

Залежь нефти на западном поднятии, как и по пласту БВ6, является самой крупной.

Наиболее достоверные сведения о положении водонефтяного контакта на западной залежи дают разведочные скважины №№ 176, 76, 94, на западном крыле и скв. № 75, 172 на восточном.

В скважине № 176 по данным ГИС пласт нефтенасыщен в интервале абсолютных отметок –2189,1 –2190,3 м и водонасыщен с глубины –2199,3 м. В скважинах №№ 4311, 4301, в которых кровли водонасыщенных пластов вскрыты на отметках –2195,0 м и –2191,0 м. В вертикальной скважине № 4200 кровля водонасыщенного пласта находится на уровне -2192,3 м. Таким образом, на севере и северо-западе залежи водонефтяной контакт находится на отметке около –2191,0 м.

Ниже, по западному склону, пробурена вертикальная скважина № 76, в которой подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке - –186,3 м, кровля водонасыщенного находится на уровне –2191,1 м. Здесь же залежь ограничивается скв. №№ 4245, 4533, 94, 5847, в которых абсолютные отметки кровли водоносных пластов находятся в пределах –2184,8 м, -2189,7 м. Для этого участка положением ВНК является отметка –2186,0 м.

В южной части залежи контур нефтеносности установлен по скв. № 5847

( -2186,0 м).

На восточном крыле западного поднятия за начальное положение ВНК принята средняя отметка –2189,0 м (скв. №№ 75, 4407б).

Таким образом, на основной, разбуренной части залежи западного поднятия, поверхность ВНК является практически горизонтальной (-2189,0 –2191,0 м), а в южной, не разбуренной части, отметка ВНК принята равной –2186,0 м.

На восточном поднятии, в южной его части, залежь нефти контролируется скважинами, вскрывшими водоносные пласты. На восточном крыле – скважинами №№ 108, 4228, 99, кровля водоносного коллектора вскрыта на абсолютной отметке –2186,2 м. Средняя отметка границы нефть-вода по периферийным скважинам на этом крыле равна –2185,7 м и положение ВНК может быть принято равным –2186,0 м. На южной периклинали залежь контролируется скв. № 4253, в которой на абсолютной отметке –2186,0 м вскрыта кровля водоносного пласта.

На западном крыле залежь ограничена скважинами, вскрывшими водоносные пласты на отметках –2182,0 –2191,0 м (скв. № 4267, 9). В целом по периферийным скважинам западного крыла положение границы нефть-вода равно –2186,5 м. Положение ВНК на западном крыле принято на абсолютной отметке –2187,0 м.

Северная часть залежи восточного поднятия сочленяется с южной через неглубокий прогиб, вскрытый скважинами №№ 4967, 4282, 4957. На восточном крыле залежь контролируется скважинами №№ 4940, 4719, вскрывшими водоносные пласты на отметках –2189,3 м и –2199,2 м. В периферийной части отметки границы нефть-вода изменяются в пределах от –2180,7 м до –2192,2 м, среднее значение равно –2186,2 м, т.е. совпадает с принятым значением на восточном крыле южной части залежи, не противоречит отметке кровли водоносного пласта в скв. № 4940 и может быть принято за начальное положение поверхности ВНК на восточном крыле северной части залежи. На северной периклинали залежь ограничивается скважинами №№ 4927, 4926, 4701, вскрывшими водоносный пласт. В приконтурных скважинах (№№ 4709, 4383, 4384, 4702) абсолютные отметки границ нефть-вода изменяются в небольших пределах от –2184,5 м до –2187,1 м, среднее значение составляет –2186,0 м. Учитывая положение кровли водоносного пласта в скважине № 4926, за начальное положение поверхности ВНК принята абсолютная отметка –2186,0 м. Таким образом, на восточном поднятии поверхность ВНК является практически горизонтальной, на востоке и севере она находится на отметке –2186,0 м, на западном крыле –2187,0 м.

Залежи нефти на обоих поднятиях водонефтяные, пластово-сводового типа.

Все три залежи относятся к типу пластовых, сводовых, подстилаемые полностью водой. Наиболее высокая залежь западная (25,0м). Южная и северная залежи в пределах восточного поднятия, ниже(18,0 и 15,0м).

4.4. Пласт БВ2 залегает на глубине 2300 м. Он является одним из основных нефтеносных объектов месторождения.

Средняя общая толщина пласта составляет около 11,0 м. В разрезе выделяется до 6 пористо-проницаемых прослоев толщиной от 2,4 м до 11,0 м. Эффективная толщина в среднем равна 7,2 м, эффективная нефтенасыщенная – 6,0 м.

В пласте БВ2 выделялось три залежи: одна наиболее крупная на западном поднятии структуры и две на северном и южном куполах, осложняющих восточное поднятие. Впоследствии, по результатам разбуривания месторождения, все эти залежи были объединены в единую.

Залежам пласта свойственны переходные нефтеводонасыщенные зоны, на отдельных участках наблюдается повышение абсолютных отметок ВНК в приконтурных скважинах, что обуславливает его выпуклую поверхность.

Положение поверхности ВНК устанавливалось в основном по данным ГИС, поскольку использование результатов опробования для этих целей затруднено, т.к. в продукции большинства испытанных скважин, независимо от их гипсометрического положения присутствует вода.

Средняя часть залежи западного поднятия скважинами, вскрывшими ВНК, не охарактеризована, поэтому контур нефтеносности установлен достаточно условно на абсолютной отметке –2151,0 м по скважинам №№ 176, 4332, 4301, вскрывших водонасыщенные пласты и скв. №№ 4402, 4344, вскрывших подошву нижнего нефтенасыщенного пропластка на отметках –2151,4 м, -2149,7 м, -2153,4 м соответственно. Дебиты нефти колеблются от 1 до 43 т/сут, обводненность 53%.

В южной части поднятия по данным бурения скв. №№ 5847, 5848, 5877, 5849, 5915, 5917, 173 выделено продолжение основной залежи. Контур нефтеносности по этой залежи установлен на отметке –2148,0 м, по скв. №№ 5847, 5848, 173, вскрывшим границу нефть-вода на уровне –2146,0м –2148,0 м.

В северной части восточного поднятия, как и на западном, контур нефтеносности установлен также достаточно условно на абсолютной отметке –2149,0 м по скв. №№ 4384, 4702, в которых подошвы нижних нефтенасыщенных интервалов вскрыты на отметках –2149,3 м и –2148,6 м. Восточнее, в приконтурной и законтурной скважинах №№ 4926, 4927 подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка и кровля водоносного пласта вскрыты на отметке –2152 м, по которой и принят контур нефтеносности. Средний дебит нефти в скважинах составляет 6,8 т/сут, обводненность 72%.

На восточном крыле поднятия, залежь ограничивается законтурными скважинами №№ 4934, 4940, 4719, 143, 108, 99. Абсолютные отметки границы нефть-вода в приконтурных скважинах колеблются в пределах от –2141,0 м до –2148,0 м в соответствии с которыми, согласно структурного плана и установлен контур нефтеносности.

На южной переклинали залежь контролируется законтурными скважинами №№ 4179, 16, 4132, контур нефтеносности здесь проведен на отметке –2149,0 м. Восточное крыло залежи ограничивается законтурными скважинами с абсолютными отметками кровли водоносных пластов, изменяющимися в пределах от –2139,0 м до –2152,0 м. Принятые отметки ВНК по приконтурным скважинам колеблются в пределах от –2145,0 м до –2149,0 м, в соответствии с которыми и установлен контур нефтеносности. Дебиты нефти составляют от 3 до 5 мз/сут. В начальный период эксплуатации ряд скважин работал безводной нефтью. В приконтурной зоне водосодержание увеличивается до 96%. Водонефтяная зона составляет до 63% площади залежи.

Залежь нефти в пласте БВ2 является пластовой, сводовой, ее высота на западном поднятии равна 47,2 м, на восточном – 38,0 м, размеры соответственно 10,0*3,1 км и 6,6*2,0 км.

4.5. Пласт АВ2 залегает на глубине 1880 м. От выше- и нижезалегающих он не отделен выдержанными по площади и имеющими достаточную толщину глинистыми разделами. Пласт характеризуется хорошей выдержанностью, общая его толщина колеблется от 11,8 м до 25,6 м.

В целом пласт АВ2 является единой гидродинамической системой и представляет собой самостоятельный объект разработки.

Всего в пласте АВ2 выделено 8 залежей нефти, две из которых наиболее крупные. Одна приурочена к западному поднятию и северному сочленению его с восточным, вторая – к южному куполу восточного поднятия. Остальные залежи сравнительно небольшие, вскрыты 1-3 скважинами и приурочены к локальным приподнятым участкам восточного поднятия. Внешний контур нефтеносности на западном поднятии, в северной его части, установлен на уровне средней абсолютной отметки (-1825,5 м) подошвы нижних нефтенасыщенных интервалов, вскрытых в вертикальных скважинах №№ 138 и 176 (соответственно –1826,3 м и –1824,5 м). На западном крыле залежь контролируется скважинами №№ 4311 и 178, вскрывших водоносный пласт. Водонефтяной контакт в этой части залежи принят наклонным, с погружением на юг с отметки –1825,5 м до –1827,5 м. В южной части месторождения залежь пласта АВ2, очевидно, сливается с залежью Покачевского нефтяного месторождения, на восточном крыле западного поднятия залежь ограничивается скважинами №№ 4339, 4222, 5010, 4266, 4164, вскрывшими водоносные пласты. Здесь контур нефтеносности проведен на абсолютной отметке –1822,0 м, на уровне отметок нижних нефтенасыщенных прослоев в скважинах №№ 4522 ( -1821,5 м), 4247 (-1821,4 м), 4265 ( -1821,8 м).

По залежам нефти в районах скважин №№ 4718, 4211, 4151 водонефтяные контуры устанавливались в соответствии со структурным планом по абсолютным отметкам нижних нефтенасыщенных интервалов.

Залежь нефти, приуроченная к южному куполу восточного поднятия, с северной и западной стороны ограничена достаточно плотной сеткой скважин, вскрывших водоносные пласты, поэтому в условиях больших погрешностей определения абсолютных отметок внешний контур нефтеносности установлен по середине расстояния между скважинами, вскрывшими нефтеносные и водоносные пласты в пределах абс. отметок –1815,0 м и –1825,0 м. С юга залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов, а с востока остается не закрытой, поэтому внешний контур нефтеносности в восточной части установлен условно, в соответствии со структурным планом, на средней абсолютной отметке равной –1828,0 м по подошвам нижних нефтенасыщенных пропластков по скважинам №№ 108, 4164, 4241, 4257.

Самая южная залежь восточного поднятия с севера и запада ограничена зоной неколлекторов, с юго-востока остается открытой и, по-видимому, сливается с Покачевским месторождением.

Все залежи являются пластовыми, сводовыми, литологически ограниченными.

Продуктивность скважин сильно изменчива по площади. Дебиты нефти варьируют в пределах от 4т/с до 18-26т/с. Это, вероятно, связано с тем, что в пределах залежей существует зона повышенной проницаемости.

4.6. Пласт АВ13является самым верхним продуктивным объектомЗалегает на глубине около 1870,0 м. Пласт рассматривается, как единый объект разработки. Средняя общая толщина пласта составляет 10,1 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 6,6 м при средней, равной 2,5 м, среднее значение общей нефтенасыщенной толщины составляет 10,1 м. Вероятное положение ВНК залежи нефти определялось, преимущественно, по данным обработки материалов ГИС, с учетом опробования скважин. Проницаемые прослои продуктивного пласта АВ13 во всех скважинах месторождения, по данным ГИС, оцениваются как нефте- или слабонефтенасыщенные. Водонасыщенная часть пласта (ВНК) не обнаружена.

Для определения границ залежи и возможного положения ВНК использовались результаты ГИС и опробования пласта по Ключевому месторождению и материалы по некоторым скважинам сопредельных месторождений.

На западном крыле Ключевого месторождения в скв. № 16 Кечимовского месторождения был опробован пласт АВ13 в интервале абс. отметок –1816,6 –1827,6 м), получен приток пластовой воды дебитом 150 мз/сут. ВНК в этом районе расположен выше кровли проницаемой части пласта, залегающей на абс. отметке -1823,5 м. В скважине № 137 Кечимовского месторождения, при опробовании интервала –1814,5 –1822,5 м получен приток нефти дебитом 5,96 т/сут. Положение ВНК в западной части залежи принято равным –1823,0 м.

На севере Ключевой структуры пласт АВ13 был опробован в скв. № 57 совместно с пластом АВ2 в интервале абс. отметок –1821,0 –1832,0 м. Получен приток пластовой воды дебитом 14,4 мз/сут при переливе. ВНК в этой части залежи находится выше кровли проницаемых пород пласта АВ1-3, залегающих на отметке –1822,5 м.

На восточном крыле поднятия, в скважине № 109 отмечается наиболее низкая абс. отметка кровли нефтенасыщенных, по данным ГИС, пород пласта АВ13 -1830,4 м. При опробовании пласта в интервале абс. отметок –1830,7 -1833,0 м получен приток пластовой воды без признаков нефти. По пробуренным в краевой части залежи скважинам №№ 4927, 4934, 4940, 108 подошва нефтенасыщенных пластов находится в пределах абс. отметок -1816,2 –1822,7 м. Положение ВНК на западном крыле принято на абс. отметке –1822,5 м.

На юго-востоке залежи наиболее низкие положения подошвы нефтенасыщенного пласта отмечаются в скв. № 4134 (-1822,6 м) и в скв. № 99 (-1824,0 м). Учитывая, что в скв. № 99 удлинение ствола за счет его кривизны составляет 436 м и, в сравнении со скв. № 4134, где удлинение равно 68 м, здесь наиболее вероятна большая погрешность в определении абс. отметок, за начальное положение ВНК принята отметка –1822,5 м.

В южной части залежи водонасыщенные пласты не вскрыты, из всех пробуренных здесь скважин самая низкая отметка подошвы нефтенасыщенного пласта вскрыта скв. № 4164 (- 1823,1 м).

Таким образом, поверхность ВНК, в пределах погрешности его определения, в пласте АВ13 является горизонтальной.

Залежь нефти, по типу, относится к платово-сводовой с литологическими ограничениями.

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: