2.3 Характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность выявлена в отложения берриас-валанжинского яруса, также в гетеривбарремском ярусе в пластах БС₈, БС_2-3 и АС₄.

Пласт АС₄ стратиграфически приурочен к верхней части черкашинской свиты и вскрыт всеми скважинами, пробуренными на площади лицензионного участка в интервале глубин от 2007 до 2227 м.

Пласт АС₄₃ – нижний из пластов АС₄, продуктивность которого установлена в северной части месторождения, где в скважине 40 из отложений нижней части АС₄ был получен безводный приток нефти дебитом 15,6 м³/сут на Н_д = 922 м.

Согласно выполненным структурным построениям залежь приурочена к небольшому куполовидному осложнению в самой северной части месторождения. ВНК принят условно по подошве нефтенасыщенного прослоя в скважине 40 на а.о. – 1966 м. В пределах лицензионного участка локализуется лишь часть залежи. Контуры нефтеносности не замыкаются и залежь продолжается в северном направлении, т.е. в сторону Петелинского меторождения.

Размеры пластовой, сводовой залежи в пределах Западно-Малобалыкского месторождения составляют 3,5*3,0 км при высоте 16м. Средние нефтенасыщенные толщины ЧНЗ и ВНЗ не превышают 1,5 м. В южной части залежи отмечается литологическое замещение коллекторов АС₄³ на непроницаемые разности.

Пласт АС₄³ представлен тремя прослоями коллекторов, количество которых в южном направлении сокращается от 1 до 2. в центральной и южной частях площади пропластки АС₄³ развиты спорадически и представляют собой отдельные линзовидные песчаные тела. В восточной части месторождения коллекторы пласта АС₄ замещаются. Коэффициент песчанистости равен 0,72. пласт АС₄² отделяется от АС₄³ прослоем глин толщиной от 1,5 до 3,5 м. Пласт АС₄² является основным объектом опытно-промышленной эксплуатации. В пределах пласта установлено наличие двух залежей нефти: основная и залежь, вскрытая скважиной 23. залежи разделяются зоной глинизации пласта АС₄³, протягивающейся в направлении с юго-востока на северо-запад месторождения.

Основная залежь вскрыта 17-ю скважинами и является на сегодня основным объектом эксплуатации. По совокупности данных ГИС и опробования ВНК установлен на а.о. – 1959 м. В принятом контуре нефтеносности залежь продолжается и раскрывается в сторону Петелинского месторождения. А пределах лицензионного участка размеры залежи составляют 14,0 х 5,0 км при высоте 34 м.

Меньшая по размерам залежь, вскрытая скважиной 23, локализуется с западной стороны зоны замещения коллекторов пласта АС₄². Залежь не опробована, но по ГИС в скважине 23 прослой пласта АС₄³ толщиной 1,8 м нефтенасыщен. ВНК принят условно по подошве этого прослоя на а.о. – 1954,5 м.

Размеры вытянутов с севера на юг залежи не превышают 4,0х1,3 км при минимальной высоте 6 м.

Сверху пласт перекрыт выдержанной пачкой глин, уверенно прослеживающийся в разрезах скважин Мало-Балыкского месторождения. Как правило, пласт представлен одним, реже двумя, прослоями проницаемых песчаников, эффективная толщина которых достигает 11,4 м. средняя расчлененность = 1,3. Коэффициент песчанистости = 0,93. В ряде скважин пласт замещен. Зона замещения коллекторов протягивается через центральную часть месторождения в северо-западном направлении. Максимальные толщины песчаников пласта АС₄² фиксируются в северо-восточной части площади. Здесь параллельно зоне отсутствия коллекторов протягивается и зона наибольших эффективных толщин пласта АС₄² . В сторону отсутствия коллекторов эффективные толщины сокращаются довольно резко, что происходит одновременно с сокращением общих толщин. Юго-западная область развития коллекторов пласта АС₄² имеет подчиненное значение. Здесь максимальная эффективная толщина пласта составляет всего 2 м в скважине 10.

Пласт АС₄¹ завершает продуктивный разрез месторождения и перекрыт мощной пачкой глин, являющейся надежным корреляционным репером.

Имеющиеся фактичкские данные позволяют выделить в пласте АС₄¹ две залежи нефти – основную и залежь, вскрытую скважиной 12. Основная залежь приурочена к центральному куполу структуры и контролируется им. С юга залежь ограничена небольшим прогибом, разделяющим центральный и южный купола. Отсутствие залежи в пределах южного купола подтверждается данными ГИС в скважинах 10, 20, 29, а также получением воды при опробовании скважины 29.

Основная залежь вскрыта 6 разведочными скважинами. К сожалению, все скважины эксплуатационного куста вскрыли отложения АС₄¹, представленные непроницаемыми разностями пород. ВНК в залежи принят на а.о. – 1949 м по совокупности данных ГИС и опробования. В скважине 25 отмечается незначительное понижение уровня ВНК до а.о. – 1951,8, связанное, по всей видимости, с особенностями геологического строения пласта в этой части месторождения. Судя по изменению эффективных толщин, двухметровый прослой песчаников в скважине 25 залегает в виде полулинзы, окруженной с трех сторон зонами глинизации пласта АС₄¹. Притоки воды из отложений пласта АС₄¹ получены в скважинах 28, 29, 35, 40, 44. По ГИС кровли водонасыщенных прослоев в этих скважинах отбиваются, соответственно, на а.о. – 1963,9 м, - 1949,7 м, - 1952,7 м, - 1951,4 м.

Размеры основной залежи в принятых границах составляют 12,0х3,5 км при высоте 24 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины меняются от 1,2 до 4,7 м. Промышленный приток нефти дебитом 42,1 м³/с получен только в скважине 26, пробуренной в северной части основной залежи. Залежь, вскрытая скважиной 12, отделяется от основной залежи зоной глинизации пласта АС₄¹. Необходимость выделения самостоятельной залежи обусловлена низкой

гипсометрической отметкой (-1954,5 м) кровли нефтенасыщенного по ГИС прослоя пласта АС₄¹ в скважине 12.

ВНК в залежи принят условно по подошве этого прослоя на а.о. – 1956 м.

Размеры пластовой, сводовой, литологически экранированной залежи составили 2,5х1,0 км при высоте 8 м. Проницаемая часть пласта представлена одним прослоем песчаника и лишь в трех скважинах – двумя пропластками. Средняя расчлененность пласта составляет 1,2. Коэффициент песчанистости равен 0,96. В большинстве скважин эксплуатационного куста, а также в разведочных скважинах 22 и 27, пробуренных на востоке месторождения, пласт замещен. В области развития коллекторов эффективные толщины пласта нарастают в западном направлении и в скважине 35 достигают 6,4 м.

Пласты АС₄^1,2,3 литологически представлены алевритистыми песчаниками и песчаными алевролитами с прослоями аргиллитов. Покрышкой пласта АС₄ является толща аргиллитов алымской свиты толщиной до 100 м.

Породы-коллекторы разнозернистые, от мелко- до среднезернистых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои средней или слабой отсортированности. Преобладающие размеры обломочной части составляют от 0,12 до14, в алевролитах 0,08. По составу породы полимиктовые и представлены кварцем (от45 до 55%), полевыми шпатами (от 20 до 30%) и слюдой (от 1до 2%). Содержание обломков пород составляет от 20 до 25%. Содержание цемента в песчаниках изменяется в пределах от 5 до 10%, в алевролитах от 15 до 20%. Состав цемента – хлоритовый и гирослюдисто-хлоритовый. По типу пленочно-поровый или конформно-пленочно-поровый. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов по скважинам лицензионного участка охарактеризованы по керну 52 определениями пористости и 39 проницаемости, при этом проницаемую часть отложений характеризуют, соответственно, 27 и 20 образцов керна. Пористость коллекторов изменяется в пределах от 15,5 до 25,9%, проницаемость от 0,95*10^-3 до 45-*10^-3 мкм². Средние значения, соответственно, составляют 20,5 и 110,6*10^-3 мкм².

Коллекторские свойства по ГИС следующие: средняя пористость равна 19,4%, нефтенасыщенные толщины по горизонту меняются от 3,0 (СКВ.40) до 13,6 м (СКВ.45) при среднем значении 5,9 м. Среднее значение проницаемости: послойная – 0,501, зональная – 1,953. количество прослоев меняется от 1 до 7.