8. Среднеобская нго Западно-Сибирского нгб

СРЕДНЕОБСКАЯ НГО

Салымское месторождение относится категории многопластовых, при этом основные по запасам залежи сосредоточены в неокоме.

•Большое внимание к месторождению привлекло получение мощных (700-800 м3/сут) нефтяных фонтанов из трещиноватых битуминозных аргиллитов баженовской свиты (пластЮ0). Продуктивный горизонт состоит из линзлистоватых коллекторов, поэтому нередко высокодебитная скважина соседствует с «сухой». Причиной трещиноватости аргиллитов одни исследователи считают тектоническую нарушенность, другие–флюидоразрыв в условиях мезокатагенеза.

•Залежи отличаются аномальновысокими пластовыми давлениями и практически безводные. Их эксплуатация в течение 20 лет двумя сотнями скважин на режиме истощения дала 2,5 млн. т. нефти.

ФЕДОРОВСКОЕ нефтяноеместорождение

Открыто в 1963-1971 гг.

•Приурочено к Чернореченкскому к.п.

•Продуктивны пласты Ю2 (средняя юра), БС16 (ачимовская пачка), БС10-1иАС9-4(неоком)

•В пластах АС5-6и АС4 есть газовые шапки

•Дебиты нефти 4-200 м3/сут, газа–285-405 тыс. м3/сут

•Залежи пластовые, сводовые. Местами литологически осложненные, этаж нефтеносности–1000 м.

•В разработке с 1973 г. К 1995 году добыто более 410 млн.т. нефти, выработка–более 60%, обводненность–более 87%.

Советское местрождение

Открыто в 1962 году, введено в разработку в 1966 г.

•Осадочный чехол толщиной до 2700м. залегает на размытой поверхности фундамента, который сложен метаморфизованными песчаниками, аргиллитами, известняками и эффузивами.

•Объединяет четыре брахиантиклинальных поднятия, осложняющие центральную часть Соснинского мегавала Нижневартовского свода. Амплитуды локальных поднятий значительно уменьшаются вверх по разрезу (от нижних горизонтов чехла до неокома практически в 6 раз). По кровле продуктивного горизонта АВ1 локальные поднятия сливаются в одно размерами 36х21 км, амплитудой 68м. и углами наклона крыльев 30-35’.

•Начальные геологические запасы нефти месторождения по категориям В+С1 оценивались более чем в 530 млн.т, извлекаемые–почти в 230 млн.т. При этом 65% запасов приурочено к пласту АВ1, 20% к пласту БВ8, остальные 15% распределены между 10 менее продуктивными пластами (Ю2, БВ6, БВ5, и еще семью пластами группы АВ), по пластам Ми Ю1 запасы неподсчитывались в связи с их недостаточной изученностью.

Продуктивная часть пласта БВ8 состоит из двух песчаных пропластков, разделенных глинистой перемычкой толщиной 0,4-2м. Залежь пластово-сводовая, покрышкой служат глинистые породы мегионской свиты толщиной 30-35 м. Пласт характеризуется хорошей гидродинамической сообщаемостью-средняя толщина гидродинамически связанныхпесчаных прослоев несколько более 2м.

•Продуктивный горизонт АВ1 разделяется на четыре пропластка. В пределах пласта, прибрежно-морского по генезису, коллекторские свойства ухудшаются снизу вверх. Пласт отличается значительной неоднородностью, в том числе вертикальной (коэффициент песчанистости 0,43). Средняя толщина песчаного пропластка составляет 1,6м, непроницаемого–около 1 м.

•Чистые песчаные и алевритовые разности отмечены только в составе нижних трех пропластков.

Для относительно однородного пласта БВ8 площадная система воздействия на пласт в комплексе с законтурным заводнением и разрезанием залежи показал свою эффективность, для пласта АВ1, характеризующегося, значительной макронеоднородностью–нет.

•Отмечается низкая степень охвата, особенно, впласте АВ11. К середине 90-х было отобрано около 45% запасов, текущий коэффициент извлечения составил около 20% (проектный 0,4), обводненность–около 80%.

•С целью интенсификации притоков из пласта АВ1 были предприняты гидроразрыв пласта (семикратное увеличение дебитов), горизонтальное бурение (четырехкратное увеличение темпов отбора) и зарезка вторых стволов.

•С целью ППД осуществляется переход на блочно-замкнутую систему разработки (ромбовидные блоки 3х3 км, и в их центральной части 5-8 добывающих скважин).

Максимальный уровень добычи нефти по месторождению (около 7млн.т) был достигнут в 1977-78гг, к середине 90-хгг. Он снизился до 2,5млн.т. К 1995 году из пласта БВ8 было отобрано более 97% начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения превысил 0,58.

Усть-Балыкское месторождение

Основными продуктивными горизонтами являются мелководно-шельфовая по генезису группа пластов БС1-БС5 готерива, отличающиеся хорошими коллекторскими свойствами (пористость 24%, проницаемость 120-1200 мД) и высокими дебитами.

•Наиболее крупной является залежь пласта БС1, распространенная на всей площади структуры и имеющая высоту 85м. Общая мощность пласта превышает 40 м, коллекторские свойства из-за лучшей отсортированности обломочного материала улучшаются к своду поднятия. Нефти нафтено-ароматическо-метановые, плотность 0,875-0,895 г/см3. Покрышка-35м. пимская глинистая пачка. Нижележащие залежи этой группы пластов имеют неравномерное, иногда линзовидное распространение.

Малобалыкское месторождение

Находится в южной части Сургутского свода,

•Высота ловушки по продуктивным пластам баррема 120-130м.

•Основные залежи приурочены к пластам АС4 и АС5-6 мощностью 20-44 м. Средняя япористость 20-21%, проницаемость 45-80 мД. Нижняя залежь является пластово-сводовой, имеет высоту более 30м, отличается высокими (70-180 т/сут) дебитами нефти. Залежь пласта АС4 имеет литологический экран, высоту 56 м, дебиты в среднем около40 т/сут.

•Еще одна залежь приурочена к пласту БС16 берриаса-валанжина и относится к ачимовской пачке. Коллектор изменчив, открытая пористость менее 17%, проницаемость–еденицым Д). Дебиты непревышали 8 т/сут.