Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Нефтеносность Кечимовского месторождения

Горизонт Ю 2

Горизонт Ю2 приурочен к кровле тюменской свиты. При детализации строения горизонта в его составе выделены два пласта – ЮВ 21 и ЮВ22.

Разделение на пласты проведено условно, так как в разрезе горизонта отсутствуют какие-либо выдержанные характерные литологические объекты.

В основании горизонта присутствует угольный пласт толщиной 3- 4 м. В целом горизонт выдержан по толщине, которая изменяется в пределах от 19 до 23 м.

Пласт ЮВ 22

Пласт ЮВ22 представлен линзовидными телами, различными как по литологии, так и по насыщению. Песчанистость 0,27, расчлененность 3,3 – 4,4, эффективные толщины 5,1 – 5,6 м, нефтенасыщенные толщины 2,7 – 3,2 м .

В связи с низкими коллекторскими свойствами, плохой изученностью и ограниченными размерами, в данной работе пласт не рассматривался.

Пласт ЮВ21

Породы-коллекторы пласта ЮВ 21 занимают наиболее обширную территорию по сравнению с другими продуктивными пластами и представлены в виде субмеридионально вытянутого линзообразного песчаного тела, ограниченного с северо-запада и востока зонами глинизации.

Основная залежь вскрыта 21 разведочной и 10 эксплуатационными скважинами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 16,6 м. Коэффициент песчанистости 0,28, коэффициент расчлененности 4,4. ВНК по залежи не вскрыт.

Размеры залежи составляют 33х18 км при высоте 120 м, тип залежи – литологически экранированный. Залежь находится в чистонефтянной зоне.

Пласт ЮВ11

Пласт ЮВ 11 является единственным нефтесодержащим объектом в составе васюганской свиты. Залегает под глинами георгиевской или баженовской свит, его выделение и прослеживание затруднений не вызывает. Пласт представлен чередованием мелко и среднезернистых песчаников и крупнозернистых алевролитов с подчиненными рослоями глин.

Песчанистость 0,69, расчлененность 3,7, эффективные толщины 2,2 – 19 м, нефтенасыщенные 1,4 – 17,2 м.

В пределах месторождения выделяются две залежи пласта ЮВ 11: основная залежь и залежь в районе скв. 21.

Основная залежь вскрыта 18 разведочными скважинами. С востока и севера залежь контролируется зоной глинизации. ВНК имеет наклон с севера на юг – в скважине 61 он имеет отметку 2778,2 м , а в скважине 147 – 2784 м.

В региональном плане залежь представляет собой лишь часть зоны нефтеносности горизонта ЮВ 1, охватывающую, кроме Кечимовского участка, Восточно-Придорожную и другие площади.

Залежь литологически экранированная, размеры ее в контурах нефтеносности 23х7 км, высота 23 м.

В водонефтяной зоне бесконтактные зоны отсутствуют.

Залежь в районе скважины 21 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная толщина – 6,8 м. Размеры залежи 3х2,7 км, высота 7м, тип – литологически экранированный.

Баженовско-Ачимовская толща (Ю0-Ач)

Представляет собой сложнопостроенный природный резервуар, образованный системой линзовидных тел, песчано-алевритовых и глинистых по состоваву, вследствие чего образовался аномальный разрез (АР). Наличие АР, а так же недостаточность данных опробования не позволили произвести детальную корреляцию и выполнить построение геологической модели.

В ачимовско-баженовской толще выделяются пласты: Ю 0-Ач (верхняя пачка) и Ю 0-Ач (нижняя пачка).

Ю0-Ач (нижняя пачка) включает в себя песчано-алевролитовые отложения, внедрившиеся между георгиевскими глинами и аргиллитами баженовской свиты.

Коэффициент песчанистости 0,42, коэффициент расчлененности 4,2, нефтенасыщенные толщины 2- 8,2 м.

Ю0-Ач (верхняя пачка) состоит из ачимовских отложений, заключенных внутри баженовских аргиллитов. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,02 до 0,49.

Пласт БВ6

Залежь пласта представляет собой вытянутую узкую полосу нефтенасыщенных коллекторов, ориентированную с юго-запада на северо-восток.

Коэффициент песчанистости 0,6, коэффициент расчлененности 3,6. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 до 7,2 м.

ВНК имеет наклон с севера на юг и отсчитывается на отметках – 2402- 2415 м.

Залежь литологически экранированная. Размеры 24х2,3 км, высота – 23 м.

Бесконтактные запасы отсутствуют, контактные присутствуют только в скв. 57р. Толщина глинистого прослоя, отделяющего нефть от воды, 1м.

Пласты АВ13 и АВ2

Пласты АВ 13 и АВ2 являются основными нефтесодержащими объектами на Кечимовском месторождении. Несмотря на то, что они имеют единый ВНК, пласты существенно различаются по характеру строения и ФЕС коллекторов.

На месторождении проведена детальная корреляция по эксплуатационным и нескольким разведочным скважинам. К глинам кошайской пачки были добавлены дополнительные реперы: кровля пласта АВ 13, а также слой тонкоотмученных зеленых глин, подстилающих пласт АВ 13 и имеющих характерные признаки на кривых ГИС.

В водонефтяной зоне все запасы безконтактные. Толщина прослоя между подошвой нефти и кровлей воды от 0,4 м в скважине 64р до 4,6 м в скважине 26р.

Пласт АВ2

Основная залежь пласта вскрыта 10 разведочными и 104 эксплуатационными скважинами. Коллекторы пласта практически во всех скважинах отделяются от песчаников пласта АВ 13 глинистым разделом.

Толщина раздела очень непостоянна и изменяется от 1 до 10 м. В скважинах 7138, 7164 происходит слияние песчаников обоих пластов.

Коэффициент песчанистости - 0,6, расчлененности – 3,2. Нефтенасыщенные толщины 1,2 – 13,6 м.

ВНК установлен на отметке – 1828 м . Размеры залежи 16х7 км, тип залежи – пластовый сводовый.

Пласт АВ13

Пласт вскрыт на основной залежи 16 скважинами.

Коэффициент песчанистости – 0,63, расчлененности – 4. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,2 м.

ВНК принят как единый с пластом АВ 2 на отметке – 1828 м.

Размеры залежи 23х8,3 км, высота – 25 м.

Тип залежи – пластовая, сводовая.

Комментарии (0)



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