Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Нефтеносность Нивагальского месторождения

На Нивагальском месторождении залежи нефти выявлены в пластах ЮВ11, ЮВ10, в нижней пачке ачимовской толщи, в пластах БВ8, БВ6, БВ5, АВ2, АВ13 и АВ12. Основными объектами разработки и соответственно содержащими основную долю запасов нефти месторождения являются залежи пластов АВ2 и АВ13.

 

Залежь пласта ЮВ10.

Выявлена в юго-западной части месторождения (район скважин 189р,190р, 221р). Пласт вскрыт семью скважинами на глубинах 2760-2802 м. Общая толщина изменяется от 1,2 до 5,4 м, эффективная – 0–5,4 м, нефтенасыщенная – от 0 до 3,0 м.

Промышленный приток нефти получен в скважине 189р, его дебит составил 56,6 м3/сут на 6 мм штуцере из интервала перфорации 2793-2798 м (-2742,5-2747,5 м). ВНК принят по материалам ГИС скв. 221р. Здесь он четко отбивается на отметке – 2751 м.

Залежь по типу структурно-литологическая, ее размеры составляют 15х10 км, высота 36 м.

Залежи пласта ЮВ11.

На площади выявлено две залежи – залежь 1 (северная) на Шаманной структуре и залежь 2 (южная) на Нивагальской. Залежь 1 «сливается» с залежью аналогичного пласта соседнего Лас-Еганского месторождения. Границей является линия, по которой утверждены запасы ГКЗ в 1984 году по Нивагальскому и в 1993 году по Лас-Еганскому месторождениям. По этой разделяющей линии практически проходит лицензионная граница между этими месторождениями.

Залежи почти полностью разбурены по эксплуатационной сети скважин, разрабатываются с 1987 года.

Залежь ачимовской толщи.

 

Залежь нефти в толще ачимовских отложений приурочена к нижней пачке коллекторов, при испытании которых в скв. 105р получено нефти 4,1 м3/сут при депрессии 16,9 МПа и в скв. 135р – 6,0 м3/сут при депрессии 17,5 МПа.

В процессе эксплуатационного разбуривания разрабатываемой залежи 1 пласта ЮВ11 скважины этого объекта «транзитом» вскрыли всю площадь ачимовской залежи. В результате размеры залежи существенно сократились за счет структурных перестроений и изменений в толщинах. В восточном направлении коллекторы нижней пачки замещаются на более близком расстоянии, чем предполагалось ранее. В скв. 135р нефть получена с отметки –2622 м, а в скв. 84р по ГИС ВНК на отметке –2625,2 м. Однако, при сильной расчлененности и линзовидном строении коллекторов ачимовской толщи насыщение их нефтью слабее, часто линзы в подошвенной части насыщены водой.

Контур залежи проведен по скважинам, где коллекторы водонасыщены с кровли, независимо от абсолютных отметок.

Размер залежи 7,0х5,0 км, высота около 40 м. Тип залежи литологически экранированный.

Залежи пласта БВ8.

 

Пласт БВ8 на Нивагальском месторождении вскрыт скважинами на глубинах 2370-2650 м, распространен повсеместно, как и на соседних Покачевском, Южно-Покачевском и других месторождениях. Представлен песчаниками, в основном водонасыщенными, с прослоями аргиллитов. В отличии от соседних месторождений, где пласт БВ8 является одним из основных продуктивных пластов, на Нивагальском месторождении установлены лишь две небольшие по размерам залежи.

Залежь 1 расположена в северной части месторождения и вскрыта только одной разведочной скважиной 181р. Пласт в скважине залегает на глубинах 2405,2 м (абс. отм. –2357,4-2376,8 м).

По материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. –2367,0 м, «вода» – с абс. отм. –2367,8 м. Пласт опробован в интервале абс. отм. –2357,2-2366,2 м, получено 16,8 т/сут нефти и воды 2,7 т/сут при депрессии 4,8 МПа.

ВНК залежи принят на абс. отм. –2367,0 м по материалам ГИС и результатам опробования скв. 181р. Эффективная толщина пласта в скважине – 10,6 м, нефтенасыщенная – 7,4 м.

Геометризация залежи проведена с учетом сейсмической карты. Размеры ее составляют 3,0х1,75 км, высота – 9,6 м.

Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2 расположена на Шаманном поднятии к северо-востоку от разведочных скважин 125р и 134р, вскрыта скважинами 2098, 2114, 2724 и 2734 в процессе эксплуатационного разбуривания.

По материалам ГИС нефть интепретируется в этих скважинах до абс. отм. –2358,9; 2362,4; 2358,0; 2362,0 м, а «вода» – абс. отм. –2366,4; 2262,4; 2361,2 и 2363,0 м, соответственно. Среднее значение отметки ВНК по этим данным составляет –2361,8 м (2362,0 м). Опробование пласта в этих скважинах не проводилось. Контур залежи проведен по ближайшим водонасыщенным скважинам, кровля пласта в которых по материалам ГИС отмечается на абс. отм. –2352,0-2362,0 м.

Эффективные толщины по скважинам изменяются от 6,5 до 10,2 м, нефтенасыщенные – от 3,0 до 4,0 м.

Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой. Размеры ее составляют 1,75х1,0 км, высота – 9,0 м.

Кроме вышеотмеченных залежей в отдельных скважинах, расположенных в различных частях месторождения, отмечается по ГИС нефтенасыщение в песчаниках пласта БВ8 с толщиной не более 2 м. Запасы нефти по ним не подсчитывались.

Залежи нефти пласта БВ6.

 

Пласт БВ6 распространен по всей площади месторождения, вскрыт скважинами на глубинах 2320-2500 м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов. На соседних месторождениях Покачевском, Южно-Покачевском и др. запасы нефти в этом пласте утверждены ГКЗ и подтверждены эксплуатационным разбуриванием. На Нивагальском месторождении выявлено три залежи небольших размеров. Эффективные толщины пласта изменяются в пределах 4,0 – 14,0 м.

Залежь 1 выявлена по материалам ГИС 20 скважин (район скважин 125р, 145р). Характер насыщения «нефть» в этих скважинах интерпретируется до абс. отм. –2256,6-2268,4 м, вода – с абс. отм. –2256,6-2270,2 м. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам, кровля пласта в которых находится на абс. отм. –2251,0-2274,0 м. Высокие отметки кровли водонасыщенного пласта в некоторых скважинах объясняются, по-видимому, ошибкой в замеренной кривизне скважин.

Опробованных скважин по залежи нет. Отметка ВНК по материалам ГИС в среднем составляет –2262,0 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,6 до 4,7 м.

Размеры залежи 5,0х1,25 км, высота – 6,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2, расположенная в районе разведочных скважин 84р, 124р, 134р, вскрыта довольно большим колличеством скважин (66), в которых по материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. –2254,2-2268,6 м, «вода» – с абс. отм. –2255,4-2271,1 м. Кровля водонасыщенного пласта в скважинах, по которым проведен контур залежи, отмечается на абс. отм. –2254,0-2275,0 м. Среднее значение ВНК по материалам ГИС составляет –2262,0 м. Скважины 1363, 2275, 3103, 6602, 6606, 6607 после перфорации пласта были пущены в эксплуатацию. Во всех скважинах получена нефть с водой, дебиты которых изменяются от 0,5 (скв. 3103) до 14,0 т/сут (скв. 6607). Абсолютные отметки нижнего отверстия перфорации в этих скважинах изменяются от –2254,5 до –2259,3 м. В скв. 84р при опробовании водонасыщенного пласта (интервал с абс. отм. –2261,6-2273,4 м) по материалам ГИС, в интервале перфорации на абс. отм. –2261,4-2265,4 м, получена вода 6,2 м3/сут с пленкой нефти.

Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 4,0 до 11,0 м, нефтенасыщенные достигают 6,0 м(скв. 2274).

Размеры залежи составляют 3,75х1,75 км, высота – 6,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 3 расположена в районе скв. 123р. По материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется в скважинах 2221, 2222, 2762, 2775 до абс. отм. –2284,6; 2290,7; 2291,3; 2290,7 м, а «вода» – с абс. оти. –2286,4; 2290,7; 2292,0; 2290,7 м, соответственно. Опробование в скважинах не проводилось. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. Кровли пласта –2284,0-2287,0 м. Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет –2286 м.

Эффективные толщины составляют 9,0-11,7м, нефтенасыщенные –1,6-3,3м.

Размеры залежи составляют 1,25х1,25 км, высота – 7,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежи нефти пласта БВ5.

 

Пласт БВ5 распространен повсеместно в пределах месторождения, представлен песчаниками и алевролитами. Выявлены две залежи в районе разведочных скважин 84р, 123р, 124р, 125р, 126р, 135р.

Залежь 1. По материалам ГИС характер насыщения «нефть» отмечается в скважинах 2152, 2153, 2154, 2173, 2191, 2740, 2754 до абс. отм. –2250,4; 2244,2; 2237,4; 2249,6; 2240,9 м, «вода» – с абс. отм. –2251,8; 2245,9; 2239,7; 2245,7; 2238,6; 2251,4; 2241,5 м, соответственно. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. Кровли пласта –2227,0-2245,0 м. Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет –2242,0 м. В скв. 2152 перфорирована верхняя часть пласта в интервале абс. отм. –2247,9-2249,8 м, при эксплуатации получена нефть с водой (нефти 2,0 т/сут). Северо-западная часть залежи не разбурена. Эффективные толщины в пределах залежи составляют 4,6-7,7 м, нефтенасыщенные достигают 3,1-3,4 м.

Размеры залежи 2,0х2,0 км, высота – 3,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2. По материалам ГИС в скважинах 1363, 2137, 2219, 2220, 2253, 2254, 2272, 2273, 2274, 2275, 2275б, 2781, 2782, 3103, 6602, 6604, 6607 характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. –2225,0-2233,7 м, «вода» – с абс. отм. –2229,2-2234,9 м. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. кровли пласта –2228,0-2234,0 м. Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет –2232,0 м. В скв. 6604 при интервале перфорации абс. отм. –2227,5-2229,8 м (интервал пласта – абс. отм. –2227,2-2264,3 м) получена нефть с водой (нефти 2,8 т/сут).

Эффективные толщины в пределах залежи составляют 3,6-7,0 м, нефтенасыщенные - в редких скважинах достигают 4,0-5,8 м.

Размеры залежи составляют 2,25х1,25 км, высота – 7,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежи пласта АВ2.

 

В пределах лицензионного участка Нивагальского месторождения выделено одиннадцать залежей, в том числе пять из них располагаются в границах залежи пласта АВ2, апробированной ГКЗ в 1984 г., как единой на данной площади, а остальные шесть выявлены вне этой границы по результатам доразведки и эксплуатационного бурения. Залежи, располагающиеся в районах единичных скважин и имеющих небольшую площадь и нефтенасыщенную толщину коллекторов 3 м и менее, в подсчет запасов не включены. Это водоплавающие залежи в районах скважин 131р (1,8 м), 132р (1,0 м), 2344 (2,3 м), 3131 (3,0 м), и скважин 5171 (2,0 м), 2874 (3,0 м). По остальным шести произведен подсчет запасов. Наиболее крупные – залежи 1 и 2, которые разрабатываются с 1988 г.

Залежь 1. Ее северная граница принята по естественному прогибу, подтвержденному эксплуатационной сеткой (скважины 8650, 8129, 8130, 229р), далее на запад – по границе лицензионного участка, до естественного прогиба, подтвержденного скважинами 228р, 8155, 8156, 8157, 8198, 8199, 8200.

Восточная граница проходит по контуру нефтеносности к югу от района скважин 8650, 155р, 150р, 9025 и далее до границы замещения коллекторов пласта, установленной в пределах Лас-Еганского лицензионного участка Нивагальского месторождения.

Западная граница залежи 1 проходит по контуру нефтеносности. Ее площадь в западной части существенно сократилась (по отношению к утвержденной ранее ГКЗ) по материалам эксплуатационных скважин. В южной части она отделяется от залежи 2 по прогибу, фиксируемому между Шаманным и Нивагальским поднятиями.

Залежь 1 эксплуатационным бурением разбуривается на двух участках – в северной части, на границе Нивагальского и Покачевского месторождений и в южной – на Шаманном поднятии. Здесь контур нефтеносности имеет сложную изометрическую форму с полями замещения коллекторов и прогибами, где коллекторы водонасыщенны. На Шаманном поднятии залежь не имеет чисто нефтяной зоны и полностью подстилается подошвенной водой. Нефтенасыщенная толщина не превышает 6 м. Залежь разрабатывается.

ВНК залежи за счет сложного строения пласта АВ2 имеет значительные колебания отметок от –1813 м (скв. 184р) до –1832 м (скв. 128р). Использованы только разведочные скважины, имеющие практически вертикальные стволы. Этот диапазон отметок колебания уровня ВНК отмечается и при предыдущем пересчете запасов (1984 г.).

Размеры залежи составляют 20,5х11,0 км, высота не превышает 14 м. Тип залежи – пластовый сводовый.

Залежь 2 – южная относится к собственно Нивагальскому поднятию. Сокращение площади нефтеносности, по отношению к утвержденным границам ГКЗ, произошло по всему ее периметру, существенно – в северной и северо-западной частях, юго-восточной. Залежь полностью подстилается водой. В северной и восточной частях она разбурена эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенная толщина достигает 10,5 м. Залежь разрабатывается.

ВНК залежи изменяется в пределах абс. отм. –1815 м (скв. 85р) –1823 м (скв. 101).

Размеры залежи составляют 12,0х7,0 км, высота – 10 м. По типу является пластово-сводовой.

Залежь 3 расположена к северо-востоку от залежи 2. В пределах контура залежи пробурены две разведочные скважины (197р и 198р) и 11 эксплуатационных. Ни одна из пробуренных скважин не опробована. Нефтенасыщенность пластов выделена по материалам ГИС. ВНК предполагается на отметках –1820-1825 м. Нефтенасыщенные толщины небольшие, максимальная зафиксирована 6,8 м (скв. 2682).

Размеры залежи составляют 3,0х0,75 км, высота – 12,0 м, тип залежи – пластовая сводовая, полностью подстилается водой.

Залежь 4 расположена в 250 м южнее залежи 3.

Вскрыта эксплуатационной скв. 2874 (3,0 м). Скважина не испытана. Нефтенасыщение оценено по ГИС. Залежь полностью подстилается водой.

Размеры ее составляют 0,5х0,5 км, высота – 5,0 м.

Запасы не подсчитывались.

Залежь 5 выявлена при доразведке месторождения. Вскрыта пятью разведочными скважинами 157р, 189р, 194р, 221р и 226р, три из которых испытаны. Получены притоки нефти в трех скважинах: в скв. 157р приток нефти 16 мз/сут при депрессии 5,4МПа, 189р – нефти 26,8 мз/сут, 4мм штуцер, 226р – нефти 28,8 мз/сут, штуцер 6 мм, испытаны совместно пласты АВ13 + АВ2.

В восточной части залежи коллекторы пласта АВ2 замещены глинистыми породами (скв. 224р).

ВНК погружается в северном направлении. Так, отметки –1816 м (скв. 221р) и –1818 м (скв. 226р) зафиксированы в южной части залежи и –1828 м (скв. 157р) и –1828 м (скв. 194р) – в северной. Размеры залежи составляют 6,5х4,5 км, высота – 16 м. По типу она является структурно-литологической, на всей площади подстилается водой. 

Залежь 6 вскрыта единственной скв. 231р при доразведке. Скважина испытана, приток нефти составил 122 мз/сут через 8мм штуцер, испытаны совместно пласты АВ13 + АВ2. Залежь полностью подстилается водой, из 8,6 м эффективной толщины 3,8 м представлены нефтенасыщенным песчаником.

ВНК уверенно отбивается на отметке –1811 м. Размеры залежи составляют 2,0х1,75 км, высота – 4,0 м.

Вышеописанные четыре залежи 3, 4, 5 и 6 являются выявленными при эксплуатационном разбуривании (залежи 3 и 4) или доразведке дополнительными разведочными скважинами.

Залежь 7 располагается в районе скв. 99р не испытанной, в границах ранее утвержденных запасов. Однако, при эксплуатационном разбуривании, эту часть площади нефтеносности пришлось выделить в самостоятельную залежь на основании скважин, вскрывших полностью водонасыщенный коллектор (скв. 4653) или его уменьшения до значений нефтенасыщенных толщин в 0,8 м (скв. 1377), 1,7 м (скв. 1404), 1,2 м (скв. 4603), свидетельствующих о нахождении последних вблизи уровня ВНК по основной залежи 1.

Площадь нефтеносности залежи 7 составляет 1,5х1,0 км, высота 3,0 м соответствует нефтенасыщенной толщине пласта АВ2, выделенной по материалам ГИС.

Залежь пласта АВ13.

 

Пласт АВ13 является одним из основных промышленно продуктивных пластов Нивагальского месторождения. Вскрыт всеми пробуренными скважинами. Залежь нефти, приуроченная к этому пласту, распространена на значительной площади и объединяет по контуру нефтеносности Нивагальскую, Шаманную, Южно-Покачевскую, Покачевскую, Лас-Еганскую и Кечимовскую площади.

Самые низкие отметки получения нефти в разведочных скважинах имеют значения: скв. 152 –1819,2 м, скв. 194 –1820,7 м, скв. 227 –1820,2 м, скв. 228 –1819,9 м, скв. 235 –1821,9 м, все эти скважины пробурены к западу от Нивагальской и Шаманной структур и на Северо-Беляевской структуре. В результате на западе месторождения ВНК несколько понижается по сравнению с утвержденным ГКЗ. Кроме того, бурение новых скважин позволило изменить структурные построения месторождения, что повлекло за собой прирост и списание утвержденных площадей нефтеносности. В скв. 159 по ГИС ВНК –1818,9 м, по опробованию получена нефть с водой. В скв. 187 по ГИС граница нефть-вода имеет абс. отм. –1812,6 –1813,8 м. В скв. 230 по ГИС ВНК –1819,5 м при испытании пласта получена нефть с водой, абс. отм. интервала перфорации –1812,7 –1822,7 м.

На юго-западе месторождения по данным вновь пробуренных разведочных скважин 238р, 210р, 211р и эксплуатационных 2898, 2675, 2676 произошло подтягивание контура залежи и сокращение площади нефтеносности.

По восточному крылу Шаманной структуры залежь пласта АВ13 контролируется литологическим экраном, который принят за границу между Нивагальским и Лас-Еганским месторождениями. Границей между Нивагальским и Южно-Покачевским месторождениями явился структурный прогиб. На севере за границу с Покачевским месторождением принята лицензионная граница. По восточному крылу Нивагальской структуры оконтуривание залежи произведено по данным эксплуатационного разбуривания. ВНК колеблется –1820 +3 м.

Размер залежи пласта АВ13 с юга на север 35 км, ширина 22,5 км. Высота залежи 20 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь пласта АВ12.

 

Пласт АВ12 испытан в скв. 122 – получено 5,1 мз/сут нефти при депрессии 4,3 МПа, где он имеет максимальную нефтенасыщенную толщину – 6,2 м. По ГИС пласт нефтенасыщен в скважинах 85, 130, 126. При опробовании пласта в скважинах 84, 138, 210, 2632, 2692, 5719 получена пластовая вода. В скв. 2692 из интервала пласта АВ12 вынесен керн, представленный аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаника водонасыщенного. Пласт АВ12 вскрыт большим количеством эксплуатационных скважин, но только в двух – 5164 и 2649, по ГИС, отмечается слабая нефтенасыщенность, во всех остальных пласт водоносный. В скв. 3550б притока не получено. В связи с этим в подсчет запасов включена небольшая залежь, выделенная вокруг скв. 122.

Поскольку залежи АВ13 и АВ12 эксплуатируются совместно, графические построения по ним выполнены как для единой нефтяной залежи.

Комментарии (0)



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