Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Нефтеносность Покачевского местрождения

Промышленная нефтеносность установлена в 18 пластах: АВ13, АВ2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ00, БВ01, БВ1, БВ10, БВ2, БВ3, БВ6, БВ7, БВ8, ЮВ1.

Основными объектами содержащими большую часть запасов являются пласты: АВ13, АВ2, АВ3, АВ5, БВ6, БВ8. Ниже приводиться характеристика продуктивных пластов.

Залежи пласта ЮВ1

Продуктивность плата ЮВ1 установлена на центральном, восточном, северном и западном поднятиях. Характерной особенностью тектонического строения структур является осложнение структурного плана по кровле пласта отдельными куполами.

Пласт вскрыт на глубинах 2627-2670 м общей толщиной 11,1 м. В разрезе пласта выделяется обычно не более четырех пропластков. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина до 40м.

Залежь пласта ЮВ1 пластово-сводовая..

Залежь западного поднятия размером 4.0*3.7 км. ВНК на отметке 2671м, высота до 14 м. При опробовании разведочной скважины 40р получен приток безводной нефти дебитом 151,5 м3/сут на 6 мм штуцере.

На центральном поднятии выявлено две залежи.

Юго-западная залежь вытянута в субширотном направлении на 3,8 км. при ширине 1,5 км. ВНК на отметке -2646м, высота до 16 м.

При опробовании разведочной скважины 44р получен приток нефти с водой дебитом 65 м3/сут, при обводненности 12,5%.

Основная залежь центрального поднятия осложнена тремя куполами и ориентирована с юго - запада на северо - восток. Размер залежи 13,3 км при ширине 1 – 2,7 км. ВНК колеблется от 2642 м, на юго-западе до 2669 м на северо-востоке. Высота залежи до 12 м.

При опробовании разведочных скважин 11, 80, 14, 10, 38, 33 получены промышленные фонтанные притоки безводной нефти дебитом соответственно: 90 м3/сут (8 мм штуцер), 129,6 м3/сут (8 мм штуцер), 130 м3/сут (10 мм штуцер), 55,1 т/сут. (6 мм штуцер), 43,1 м3/сут (8 мм штуцер), 20,5 м3/сут ( 6 мм штуцер). На восточном поднятии установлено две залежи. Залежь западного купола тянется в меридиональном направлении на 4 км при ширине 1 км. ВНК на отметке -2645м, высота 6 м. При эксплуатации скважин 1001, 1002, получены притоки безводной нефти дебитом соответственно: 7,4 м3/сут, и 8,5 м3/сут. (нгн-43).

Залежь восточного купола размером 2,5*1,5 км. ВНК на отметке -2660м, высота 2,8м. При опробовании разведочной скважины 30р получен приток безводной нефти дебитом 1,2 м3/сут.

Залежь северного поднятия размером 2,6*1,6 км. ВНК - 2673м, высота 8,5 м. При опробовании разведочной скважины 50р получен приток безводной нефти дебитом 3,4 м3/сут.

В северной части Покачевского месторождения в 1995 году была пробурена разведочная скважина 139 (Ахтамарская площадь), при опробовании в которой с пласта ЮВ1 (2759,4 - 2765,2 м) получен промышленный приток безводной нефти дебитом 48 м3/сут.

Данные бурения и опробования скважины 139р позволили произвести прирост запасов (извлекаемых) нефти по категориям: С1 - 158тыс.т., С2 - 65тыс.т., которые утверждены ЦКЗ РФ (протокол №6 - 96 от 1303.96 г.).

Залежь простирается с северо - востока на юго - запад на 3875 м, с северо - запада на юго - восток на 2000 м ВНК - 2695м, высота 6 м.

Залежь пласта БВ8

Пласт БВ8 нефтенасыщен на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пласта по типу пластовые сводовые: северная массивная, восточная - литологически экранированная. Кровля пласта вскрыта на глубинах 2301 - 2355 м, максимальная общая толщина пласта достигает 50 м.

Пласт БВ8 в разрезах отдельных скважин состоит из отдельных пропластков. Верхняя часть разреза представлена мощным монолитным пластом с хорошими коллекторскими свойствами. Вниз по разрезу толщина пропластков уменьшается и коллекторские свойства также ухудшаются. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 22,8 м.

В пласте БВ8 выявлено 4 залежи. Основная залежь охватывает центральное и восточное поднятие и на юге переходит в Южно-Покачевское месторождение. На востоке залежь ограничена зоной выклинивания пласта. ВНК прослеживается на отметке 2340 - 2358 м.

При опробовании пласта получены притоки нефти дебитом до 260 т/сут.

Залежь северного поднятия размером 3.6*1.3 км, высотой до 10 км. При испытании разведочной скважины получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 62,4 м3/сут на 6 мм штуцере.

Залежь пласта БВ7

Пласт БВнефтенасыщен на центральном поднятии. Залежь распространяется в субширотном направлении с запада на восток на 2,5 км при ширине 1,7 км. ВНК на отметке - 2305 м.

При опробовании разведочной скважины 71р получен приток безводной нефти дебитом 120,4 м3/сут на 8 мм штуцере.

Объект возврата.

Залежь пласта БВ6

Пласт БВ6 нефтенасыщен на центральном и восточном поднятиях. Залежи по типу пластово- сводовые.

Пласт БВ6 обычно представлен либо монолитом на всю толщину (10,4 – 13,8 м), либо двумя - тремя прослоями, один или два из которых толщиной 6,0 - 13,6 м каждый, остальные менее двух метров или 2 - 4 м. Реже в разрезе пласт расчленен на 4 - 5 пропластков.

Залежь центрального поднятия (район скв. 11р, 37р, 38р, 39р) простирается с запада на восток на 14,5 км при ширине от 3,0 до 1,6 км, расширяясь в средней части до 5 км. Отметки ВНК колеблются от 2230 м до 2250 м.

При опробовании пласта в скважине 38р получен приток безводной нефти дебитом 108,3 м3/сут на 8 мм штуцере.

Кроме того, центральное поднятие на кровле плата БВ6 осложнено на западе куполом размером 3*1,4 км, ВНК на отметке - 2251м. В пределах залежи опробована разведочная скважина 44р, получен приток жидкости дебитом 70,4 м3/сут, воды 14,9 м3/сут на 6 мм штуцере.

Залежь восточного поднятия простирается с северо - запада на юго - восток на 9,8 км, при ширине в среднем 4 км. ВНК на отметке - 2245м. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относится к Южно-Покачевскому месторождению.

При опробовании скважины 52р получен приток жидкости дебитом 144 м3/
сут, дебит нефти 129,6 м3/сут на 6 мм штуцере.

В северной части Покачевского месторождения по данным ГИС пласта БВ6 (2353-2379,2) скважины 139р (Ахтамарская площадь) в 1995 году был произведен прирост запасов (извлекаемые) нефти по категории С2 - 199 тыс. т. и утверждены ЦКЗ РФ (протокол № 6 - 96 от 13.03.1996 года.).

Залежь простирается с северо - востока на юго - запад на 3263 м, с северо-запада на юго - восток на 2000 м. ВНК - 2289м, высота 3,8 м.

Залежь БВ3

В 1982 году на месторождении пробурена скважина 512 куста 21, которая вскрыла пласт БВ3 в интервале 2225-2229 м, из которого получен приток нефти дебитом 3,8 т/сут. Пласт вскрывался методом возврата с нижележащих пластов.

В 1990 году с куста 69 пробурена скважина 1028, которая в интервале глубин 2297 - 2308 м вскрыла пласт БВ3, который перфорирован в интервале 2298 - 2300 м и получен приток нефти дебитом 12,7 т/сут.

Размер залежи пласта БВ3 в районе скважины 1028 незначителен и распространяется в пределах 1,625*1,0 км. Эффективная мощность - 11м, эффективная нефтенасыщенность - 4,0м. ВНК на отметке - 2140 м.

Размер залежи пласта БВ3 в районе скважины 512 тоже незначительных размеров и распространяется в пределах 2,75*1,50 км. Эффективная мощность 24 м, эффективная нефтенасыщенная - 6,4 м.

Разработка залежи нефти пласта БВ3 в дальнейшем будет проводится возвратным фондом скважин, разрабатывающих нижележащие горизонты.

Залежи пласта БВ2.

Нефтяные залежи пласта БВ2 обнаружены при бурении скважин на нижележащие пласты. Залежи приурочены к двум куполам, осложняющим сводовую часть поднятия. Залежи пластовые массивные.

Пласт сложен 4 - 7 пропластками песчаных пород, из них один - два толщиной более 4 - х метров каждый, остальные 2 - 5 прослоев представляют тонкое переслаивание при толщине каждого пропластка от 0,8 - 1 м до 1,4 - 1,8 м. Чаще тонкое переслаивание отмечается в кровле пласта.

Залежи пластов БВ1, БВ1-0

Залежи приурочены к центральному поднятию и встречаются в своде двух куполовидных поднятий, осложняющих структуру. По типу залежи пластовые массивные. В разрезе пласта БВ1 выделяются 4 -6 прослоев, реже 2 -3. Из них 2 - 4 прослоя толщиной более 4-х метров.

В единичных скважинах встречаются монолиты толщиной до 20 м. Нефтенасыщены, как правило, два-три пропластка толщиной от 0,4-1,6 м до 2,8-3,6 м.

В залежи западного купола (район скв.14р) выделяется пропласток БВ1-0 и собственно пласт БВ1.

В пропластке БВ1-0 размер залежи 1,1*1,5 км. При опробовании скважины 14р получен приток безводной нефти дебитом 57 м3/сут на 8 мм штуцере.

Собственно в пласте БВ1 размер залежи 1,2-1,1 км., ВНК на отметке 2023-2030 м.

В залежи западного купола ( район скв. 2401, 538) пропласток БВ1-0 водонасыщен.

Собственно в пласте БВ1 размер залежи с запада на восток от 0,6 до1,6 км, с юга на север с 0,6 до 1,9 км.

При опробовании скважины получен приток безводной нефти дебитом до 96,6 т/сут. на 10мм штуцере.

Залежи пластов БВ0-1, БВ0-0

В пласте БВ0 нефтенасыщенными является два пропластка БВ0-0 и БВ0-1.

К верхнему пропластку БВ0-0 приурочены две литологически экранированные залежи нефти размерами 2,5 * 1,5 км, и 1,1 *0,5 км. Эффективная мощность в среднем по пропластку - 6м, эффективная нефтенасыщенная - 3,8 м.

Ко второму пропластку БВ0-1 приурочена залежь пластовая, массивная. Размеры ее 2,5*1,5км. Эффективная мощность -20м, эффективная нефтенасыщенная - 3,4 м.

Промышленная нефтенасыщенность залежи пласта БВ0 доказана по результатам опробования и эксплуатации двух скважин 211 и 546, которые были возвращены с ниже лежащих объектов разработки.

Пласт БВ0 залегает на глубине 2100 - 2234 м.

Разработка залежи нефти пласта БВ0 в дальнейшем будет проводиться возвратным фондом скважин разрабатывающих нижележащие горизонты.

Залежь пласта АВ8

Нефтеносность пласта АВ8 установлена на центральном поднятии при испытании скважины 2153, из которой получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 57,6 т/сут. на 8 мм штуцере.

Пласт залегает на глубинах 1924 - 1948 м, имеет общую толщину 19 - 34м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2,6 м.

Пласт представлен в большинстве случаев 4 - 5 прослоями.

Залежь приурочена к двум куполам. Залежи пластовые, массивные. Западная - литологически экранированная с севера. Залежь восточного купола размером 2,5*0,8 км, высотой 5 -10 м. ВНК на отметке - 1925 - 1940 м. К вершине западного купола приурочена небольшая залежь размером 1,3*0,5 км, высотой около 8 м. ВНК на отметке - 1935 м.

Залежь пласта АВ7

Пласт нефтенасыщен на центральном поднятии.

В разрезе пласта отмечается 2 - 3 прослоя, толщина каждого пропластка в основном 2 - 4 м, редко до 6 м, совместно с тонкими переслаиванием при толщине прослоя меньше 1,0 м. В отдельных скважинах вскрыто только тонкое переслаивание 3 - 6 пропластков толщиной менее 2-х метров.

Залежь пластовая, сводовая, на юго-востоке литологически экранированная. Размер залежи 3*2,км. ВНК на отметке - 1921 м, высота залежи 17м. Глубина залегания пласта 1904 - 1927 м, средневзвешенная толщина 3,4 м. При опробовании скважин 2400, 2426, 2153 получены притоки безводной нефти соответственно 8,3 т/сут., 0,8 т/сут на 5 мм штуцерах и 147,8 т/сут на 12 мм штуцере.

Залежь пласта АВ6

Нефтеносность пласта АВ6 установлена установлена на центральном поднятии, где наличие нефти подтверждено по промыслово - геофизическим данным и данным опробования эксплуатационных скважин. Так в скважине 2137 получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 7,9 т/сут. на 6 мм штуцере.

Залежь протягивается узкой извилистой полосой с запада на юго-восток на 4,5 км с расширением в средней части до 2 км. На западе ширина залежи 0,6 - 1,0 км, на востоке - до 0,8 км. Пласт вскрыт на глубине 1935 - 1970 м, при средней общей толщине пласта 16,2м. Залежь пластово - сводовая, со средневзвешенной нефтенасыщенной толщиной 3,2 м. ВНК на отметках 1880 - 1892 м, высота залежи 10 -15м.

В разрезе пласта в большинстве случаев отмечаются 3 - 4 прослоя толщиной пропластков 2 - 4м редко до 6 м совместно с тонким переслаиванием пропластков толщиной менее 1,0 м каждый. Нефтенасыщенны обычно один - два прослоя.

Залежь пласта АВ5

Пласт нефтенасыщен на центральном поднятии. Обычно представлен 1 - 2 монолитами, толщиной более 4 - метров, реже 2 - 4 м. В отдельных скважинах пласт полностью сложен песчаником толщиной до 16,8 м, весь разрез нефтенасыщен (скв. 538).

Залежь простирается в субширотном направлении на 10,5 км. Ширина ее на восточной оконечности 1,0 км, на западной - до 5 км.

Залежь пластовая, массивная, ВНК на отметках 1872 - 1887м. Средняя общая толщина пласта 17,6м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 6,6.

При опробовании пласта получены притоки нефти от 6,8 т/сут - скв. 2123, до 140 т/сут - скв. 37р.

Залежь пласта АВ4

Пласт АВ4 нефтенасыщен на центральном поднятии.

В разрезе пласта обычно наблюдается 4 - 5 или 6 - 7 прослоев, реже 1 - 3 прослоя. Среди них чаще 1 - 2 пропластка толщиной 2,0 - 9,6 м совместно с тонким переслаиванием 2 - 4 прослоев толщиной менее 2-х метров, нефтенасыщены, как правило, 1 - 2 пропластка, реже 3 -5, или кровля пропластка, толщиной более 6,0 м. Толщина каждого прослоя чаще менее 2-х метров, редко 3 - 4 м.

Залежь пластовая, сводовая. Кровля пласта вскрыта на глубине 1817 - 1851 м, ВНК на отметке 1835 - 1845 м, высота залежи 10 - 18 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3,1 м.

При опробовании скважин 221, 324 получены притоки безводной нефти дебитом соответственно 4,8 т/сут, на 6 мм штуцере и 89 т/сут на 10 мм штуцере.

Залежь пласта АВ3

Пласт продуктивный на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пластово - сводовые.

В большинстве скважин (до 70%) пласт АВ3 представлен в 2 - 4 прослоях, толщиной 2 - 8 м, реже совместно с тонкими переслаиванием пропластков. Редко в разрезе пласта отмечается один прослой в основном толщиной более 4 - метров (до 11,6 м) либо переслаивается 5 - 8 пропластков, причем 1 - 2 из них толщиной 2 - 6 м.

В единичных скважинах пласт АВ3 либо замещен (2% от общего количества), либо сливается с пластом АВ4 ( в 7% от общего числа скважин).

Залежь центрального поднятия простирается с запада на восток на 13,7 км. ВНК на отметках - 1810 - 1830 . При опробовании пласта получены притоки безводной нефти от 3,4т/сут до 111 т/сут. Залежь восточного поднятия простирается с юго-запада на северо-восток на 4,5 км в этом направлении от 1,8 км. до 0,6 км. ВНК - 1805 - 1817м. При опробовании пласта получены притоки безводной нефти от 2,8 т/сут до 61 т/сут.

Залежь северного поднятия размером 3,4 *1,5 км ВНК на отметках -1834м.

Залежь пласта АВ2

Нефтеносность пласта установлена на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пластово - сводовые. Общая толщина пласта 14,7 м.

В 6% от общего количества скважин пласта АВ2 замещен глинами. В 10% от общего числа пласт АВ2 сливается с пластом АВ3. Обычно пласт прослеживается в двух прослоях, причем один из них либо больше 4 м ( до 12 м), либо его толщина меняется от 2 до 4 м. В 18% от общего числа скважин пласт АВ2 представлен тремя прослоями, один из которых либо толщиной 2 - 4 м, либо более 4 метров, либо все три образуют тонкое переслаивание при толщине пропластка менее 1 -2 м.

Залежь центрального поднятия протягивается с запада на восток на 20 км, сужаясь в этом направлении от 5,5 км до 2,3 км. ВНК от - 1800 м до - 1815м.

Залежь восточного поднятия простирается с юга- запада на северо-восток на 9,3 км. при ширине от 5,3 км до 2,0 км. ВНК на отметках - 1810 - 1820 м. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относиться к Южно-Покачевскому месторождению.

Обе рассматриваемые залежи имеют общий контур. Разработка залежи ведется как скважинами, в которых перфорирован только пласт АВ2, так и совместно с пластом АВ1-3. При опробовании пласта получены притоки нефти от 1,2 т/сут до 291 т/сут.

Залежь северного поднятия (район скважины 50р) размером 4*2 км. ВНК на отметках - 1825 - 1828 м, запасы отнесены к категории С2.

В 1996году пробурена скважина 136р ( Ахтамарская площадь) в которой опробован пласт АВ2 (1882 - 1887м.). Получен приток безводной нефти дебитом 26 м3/сут при Нд = 440 м, Рзатр=12 атм.

По данным бурения и опробования скважин 136р в 1996 году произведен прирост запасов (извлекаемых) нефти по категории С1 - 1615 тыс. т.

Запасы утверждены ЦКЗ нефть г. Тюмени (протокол от 08.04.97 г.).

Залежь пласта АВ1-3

В пласте АВ1-3 залежи приурочены ко всем четырем поднятиям. Залежи пластово - сводовые, лишь центральная литологически экранированная в районе разведочной скважины 24.

Обычно по всему разрезу пласта наблюдается частое чередование песчаных пропластков и глин (в 56% скважин) реже песчаники присутствуют в виде отдельных линз (в 30%).

Участками встречаются монолитные пропластки песчаников толщиной 3 - 4м. Песчаники в большинстве случаев сильно глинистые. На восточном поднятии и реже на центральном отмечается слияние пласта АВ1-3 с нижележащим пластом. АВ2. Около 8% скважин закартировали зону замещения коллекторов.

Залежь центрального и западного поднятия протягиваются в субширотном направлении на 20,5 км., сужаясь с востока на запад с 11 км. до 2 км. ВНК на отметке - 1810 м.

Залежь восточного поднятия простирается с северо-запада на юго-восток на 8,3 км. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относится к Южно-Покачевскому месторождению.

По кровле пласта АВ1-3 центральная, западная и восточная залежи сливаются.

При опробовании скважин получены притоки безводной нефти от 0.4 м3/сут до 80 м3/сут.

В 1996 году на севере Покачевского месторождения пробурена скважина 136р (Ахтамарская площадь) в которой опробован пласт АВ1-3 в интервале глубин 1872 - 1880 м получен дебит нефти 11,6 м3/сут на 9 мм штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 6,4 м. Коэффициент нефтенасыщенности 73,3 %. По данным бурения и опробования сква.136р в 1996 году был произведен прирост запасов (извлекаемых) нефти по категориям: С1 - 428 тыс.т. С2 - 1825 тыс.т который утвержден ЦКЗ нефть (протокол от 8, 04, 1997 года.) г. Тюмени (приложение 9).

Во всех нефтяных скважинах Покачевского месторождения газ находится в растворенном состоянии.

 

Комментарии (0)



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