Серпуховский ярус

Пласт Срп

В пласте Срп выделяются одна газоконденсатнонефтяная и одна нефтяная залежи. Подсчетный план и карта эффективной нефте-газонасыщенной толщины пласта Срп приведены в графических приложениях 13 - 14.

Залежи приурочены к Кокуйскому поднятию и включают в себя 7.5% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 4.3%, газа 0.1% от суммарных запасов газа газовых шапок, запасы конденсата не имеют промышленного значения.

Газоконденсатнонефтяная залежь является основной. Тип залежи массивный сводовый с газовой шапкой незначительных размеров (1.40.3 км, высота 10.1 м). Размеры залежи 7.43.2. км, высота 35.0 м. Площадь нефтеносности 16.7 км², из них 7.2 км² отнесены к охранной зоне, газоносности 0.4 км². Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 6.9 м, газонасыщенная – 1.2 м.

Водонефтяной контакт был установлен на абс. отм. -1110.0 м по получению промышленных притоков нефти. Результаты прострелов вновь пробуренных добывающих скважин подтвердили принятый ВНК.

Газонефтяной контакт принят условно на утвержденной абс. отм. -1075.0 м на основании получения газа в скважине 425 из интервала (-1065.3 – -1077.3 м) и нефти в скважине 309, где кровля проницаемого пропластка находится на абс. отм. -1078.3 м.

Получение промышленных притоков нефти в добывающих скважинах с абсолютных отметок (-1075.0 – -1083.0) м подтверждает принятый ГНК (скв. 411, 412, 419, 420, 422, 423).

Начальные дебиты нефти изменяются от 0.5 т/сут (скв. 404) до 45.1 т/сут на 7 мм штуцере (скв. 70Р).

Запасы нефти основной залежи на площади, ограниченной ВНК -1110.0 м, отнесены к категории В и составляют 7.5% от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 4.3%.

Нефтяная залежь массивного типа выделена в районе скважины 567. ВНК принят на уровне -1110.0 м. Размеры залежи 0.80.3 км, высота 4.4 м. Площадь нефтеносности 0.2 км². Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 3.4 м.

Запасы нефти отнесены к категории С₁ на основании получения нефти в скважинах 567 и 1046 и составляют менее 0.1% от суммарных по месторождению

Визейский ярус Ясноплянский надгоризонт Тульский горизонт

Согласно номенклатуре деления отложений Пермского Прикамья в тульском горизонте по керну, ГИС, промысловым данным сверху вниз выделяются продуктивный горизонт Тл1 и продуктивные пласты Тл2-а и Тл2-б.

Продуктивный горизонт Тл1 состоит из 3 продуктивных пластов, хорошо проявляющихся на диаграммах ГИС и индексируемых как Тл1-а, Тл1-б, Тл1-в.

В продуктивных пластах тульского горизонта выявлено 6 газоконденсатнонефтяных и 16 нефтяных залежей.

Залежи содержат 21.0% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 3.5%, газа 19.0% от суммарных запасов газа газовых шапок, конденсата 7.6%.

Пласт Тл1

Отдельными скважинами пласт испытан почти на каждом поднятии. В скважине 73 Кокуйского поднятия при испытании интервала (-1313.8 – -1325.8 м) получен приток газа. В скважине 86 Веслянского поднятия из интервала (-1394.0 – -1398.0 м) получен фонтан нефти дебитом 13.6 т/сут. В скважине 63 Ясыльского поднятия из интервала (-1423.4 – -1429.4 м) получен приток нефти дебитом 4.0 т/сут. В скважине 61 Губановского поднятия в интервале (-1413.6 – -1421.6 м) получена вода с пленкой нефти. Приуроченные к этим линзам запасы нефти и газа невелики и не имеют промышленного значения.

Пласт Тл1-б

В пределах Кокуйского месторождения пласт сложен, преимущественно, плотными породами. Проницаемые породы выявлены на Мазунинском поднятии при интерпретации данных ГИС в скважине 324, где при совместном вскрытии с пластом Тл2-а получена нефть дебитом 2.0 т/сут. ВНК принят на абс. отм. -1452.0 м.

Залежь нефтяная, литологически ограниченная. Размеры линзы незначительны – 0.70.6 км, высота залежи 27.9 м, площадь нефтеносности 0.3 км², в среднем по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина равна 0.6 м. Подсчетный план и карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Тл1-б приведены в графических приложениях 17 - 18.

На основании данных опробования запасы нефти отнесены к категории С₁ и составляют 0.01% от суммарных по месторождению.

Пласт Тл2-а

В пределах Кокуйского месторождения в пласте Тл2-а выявлено 3 газоконденсатнонефтяных и 4 нефтяных залежи. Подсчетный план, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин пласта Тл2-а приведены в графических приложениях 21 - 23.

Основная газоконденсатнонефтяная залежь приурочена к Макаровскому, Веслянскому и Кокуйскому поднятиям.

Залежь довольно крупная: длина 22 км, ширина от 1.7 до 5.5 км, высота 16-40 м. Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Замещение проницаемых пород отмечается преимущественно на восточных склонах структур и юго-западной части Кокуйского поднятия. В пределах залежи полное замещение коллекторов плотными породами носит локальный характер. ВНК для залежи принят на абс. отм. -1410.0 м. Площадь нефтеносности – 53.7 км², в т.ч. в охранной зоне 17.9 км².

К приподнятым участкам структур приурочены газовые шапки: по одной на Макаровском и Кокуйском поднятиях и две (западная и восточная) на Веслянском. Новых данных для обоснования ГНК нет, поэтому для всех поднятий он принят без изменения: на Макаровском – -1392.0 м, на Веслянском – -1394.0 м, на Кокуйском – -1370.0 м. Размеры газовых шапок от 2.40.8 км до 8.23.0 км, высота от 11.7 м на Макаровском до 49.9 м на Кокуйском поднятиях. Общая площадь газоносности равна 29.5 км².

Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 1.2 м, газонасыщенная 1.5 м.

Запасы нефти, залегающие ниже установленных газонефтяных контактов на площади от внутренних контуров газоносности до внешнего контура нефтеносности -1410.0 м, отнесены к категории С₂, поскольку изучены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований.

На Кокуйском поднятии пласт был прострелян в четырех скважинах: в скважине 603 совместно с пластами Тл2-б и Бб1+2, в скважинах 605 и 2106 совместно с пластом Тл2-б. Дебиты этих скважин незначительны – 0.7 – 2.2 т/сут. Предположительно пласт Тл2-а в них не работает. В скважине 628 пласт был перфорирован один, но вскоре, ввиду малодебитности она была переведена на пласт Срп.

Запасы газа газовых шапок на Макаровском и Веслянском поднятиях отнесены к категории С₂. Запасы газа газовой шапки Кокуйского поднятия отнесены к категории С₁ на основании получения притоков газа в скважинах 2071, 2154.

На данном этапе изученности на долю запасов нефти основной залежи пласта Тл2-а приходится 3.8% от суммарных по месторождению, в т.ч. 1.1% в охранной зоне, газа 10.9% от суммарных запасов газа газовых шапок, из них 9.0% категории С₁, конденсата, соответственно, 4.5% и 3.8%. Для уточнения промышленной ценности пласта требуются дополнительные исследования.

получения незначительного притока нефти в скважине 36Р и положительной интерпретации ГИС в 10 скважинах.

Запасы газа газовых шапок обоих куполов (северного и южного) на площади, ограниченной внешним контуром газоносности -1392.0 м, отнесены к категории С₂.

Относительно суммарных по месторождению в залежи сконцентрировано 0.8% нефти, из них 0.03% в охранной зоне, 1.0% газа и 0.4% конденсата.

Нефтяная залежь в районе скважины 162 Ординского поднятия пластово-сводовая литологически ограниченная. Размеры залежи 0.90.7 км, высота 1.1 м, площадь нефтеносности 1.0 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 0.6 м. ВНК принят на отметке -1461.0 м.

Залежь нефти разрабатывалась единственной скважиной 162 (накопленная добыча нефти – 7.2 тыс. т), в настоящее время скважина находится в ликвидации. Запасы нефти залежи отнесены к категории С₁ и составили 0.03% от суммарных по месторождению.

Запасы нефти отнесены к категории С₂, так как выделены по результатам интерпретации данных ГИС, и составили 0.04% от суммарных по месторождению.

.

Пласт Тл2-б

Пласт Тл2-б продуктивен на всех поднятиях. Всего в пласте на Кокуйском месторождении выделено 3 газоконденсатнонефтяных и 9 нефтяных залежей, наиболее крупные из которых – Кокуйская и Веслянско-Макаровская. Разрабатываются 11 залежей. Газовые шапки приурочены к Веслянскому, Кокуйскому и Ординскому поднятиям. Подсчетный план, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин пласта Тл2-б приведены в графических приложениях 24 - 26.

-геофизическим данным. На долю запасов газа категории С₂ приходится 0.4% от суммарных, конденсата – 0.2%.

Газоконденсатнонефтяная залежь, приуроченная к Кокуйскому поднятию, пластово-сводовая литологически экранированная в юго-западной части. Размеры залежи 8.84.3 км, высота 40.0 м, площадь нефтеносности 22.0 км², в том числе в охранной зоне 3.7 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 2.7 м. Размеры газовой шапки 6.72.0 км, высота 34.4 м, площадь газоносности 11.9 км², средняя газонасыщенная толщина равна 2.0 м. ВНК принят на отметке -1410.0 м, ГНК -1370.0 м.

Начальные дебиты нефти при опробовании продуктивного пласта Тл2-б, изменяются от 0.7 т/сут (скв. 2087) до 83.5 т/сут (скв. 2085).

Запасы нефти отнесены к категориям В и С₁ и составили 3.9% от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 0.5%. Разработка залежи началась с 1973 г.

Запасы газа газовой шапки отнесены к категории С₁ на основании получения притока газа в скважинах 72Р (104.4 тыс.м³/сут через 10 мм диафрагму), 2217 (90 тыс.м³/сут газа и 1.7 т/сут нефти) и составили 6.2% от суммарных запасов газа газовых шапок. На долю запасов конденсата приходится 2.5% от суммарных по месторождению.

Нефтяная залежь в районе скважины 68П Кокуйского поднятия пластово-сводовая. Размеры залежи 1.40.8 км, высота 14.1 м, площадь нефтеносности 0.5 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 2.6 м. ВНК принят по нижним отметкам перфорации с учетом ГИС на отметке -1416.0 м.

При опробовании пласта в поисковой скважине 68 получен приток нефти дебитом 75.6 т/сут на 9 мм штуцере.

Запасы нефти отнесены к категории С₁ по получению нефти в период поисково-разведочных работ и составили около 0.1% от суммарных по месторождению.