Бобриковский горизонт

Бобриковская терригенная толща разделена на три продуктивных пласта, индексируемых сверху вниз как Бб1, Бб2 и Бб3.

В продуктивных пластах бобриковского горизонта выявлено 3 газоконденсатнонефтяных и 23 нефтяных залежи, включающих в себя 18.7% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 4.2%, газа 3.5% от суммарных запасов газа газовых шапок, конденсата 1.4%.

Пласт Бб1

Газоконденсатнонефтяная залежь приурочена к своду Кокуйского поднятия. По типу залежь пластово-сводовая литологически экранированная, с газовыми шапками в наиболее приподнятых участках, также частично литологически экранированными.

Зоны замещения коллектора плотными породами занимают обширную площадь, особенно в центральной части залежи.

ВНК, как и ранее, принят на абсолютной отметке -1425.0 м.

В пределах залежи выделено 3 газовых шапки – в районе скважин 2161, 320 и 331. Газонефтяной контакт принят на утвержденной ранее отметке -1370.0 м, которая подтверждается получением притоков нефти с абсолютных отметок -1372.5 м в скважине 580, -1373.4 м в скважине 2687.

Общие размеры залежи 8.74.2 км, высота 55.0 м. Размеры самой крупной газовой шапки, приуроченной к западной приподнятой части поднятия (р-н скв. 2161), 2.11.6 км, высота 22.6 м. Площадь нефтеносности равна 20.5 км², в т.ч. в охранной зоне 4.5 км², газоносности 4.1 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи составила 1.2 м, газонасыщенная 1.4 м.

Запасы залежи на площади, ограниченной внешним контуром нефтеносности -1425.0 м, отнесенык категории В. Начальный дебит нефти, полученный при испытании пласта Бб1 в скважине 2227, составил 59.0 т/сут. На долю запасов нефти в основной залежи Кокуйского поднятия приходится 1.5% от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 0.3%.

Запасы газа газовых шапок утверждены ранее по категории С₁ на площади, ограниченной ГНК -1370.0 м на основании получения газа в скважине 73Р (272.0 тыс.м³/сут через 15.0 мм диафрагму), и составили 1.4% от суммарных запасов газа газовых шапок, при этом на долю запасов газа, сосредоточенных в районе скважины 2161, приходится 1.3% от суммарных по месторождению, на долю запасов конденсата 0.5%, запасов газа в районе скважины 320 – 0.07%, в районе скважины 331 – 0.03%.

Нефтяная залежь в районе скважины 68П, приуроченная к Кокуйскому поднятию, пластово-сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 1.10.4 км, высота 7.5 м, площадь нефтеносности 0.2 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи 0.8 м.

Запасы нефти, ограниченные внешним контуром нефтеносности -1423.0 м (подошва нефтенасыщенного пропластка в скв. 68П), отнесены к категории С₁ и составляют 0.01% от суммарных по месторождению.

Пласт Бб2

На Кокуйском месторождении промышленные запасы нефти в пласте Бб2 приурочены к 7 поднятиям, отсутствуют только на Мазунинском. Всего выделено 1 газоконденсатнонефтяная и 9 нефтяных залежей. Подсчетный план, карта эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин пласта Бб2 приведены в графических приложениях 30 - 32.

Газоконденсатнонефтяная залежь, приуроченная к Кокуйскому поднятию, является основной в пласте Бб2. Залежь пластово-сводовая, к западной, наиболее приподнятой части структуры, приурочена ГШ.

Залежь выделена в контурах ВНК и ГНК, утвержденных ГКЗ СССР при предыдущем подсчете запасов.

В пределах внешнего контура нефтеносности -1425.0 м залежь имеет размеры 8.83.8 км, высоту 5.5 м, площадь нефтеносности 25.1 км², в т.ч. в охранной зоне 5.5 км², нефтенасыщенная толщина в среднем – 3.4 м. Начальный дебит нефти в скважине 593 составил 35.0 т/сут.

Газовая шапка, ограниченная внешним контуром газоносности -1370.0 м, имеет размеры 3.41.2 км, высоту 17.0 м, площадь газоносности 3.3 км², среднюю газонасыщенную толщину 1.6 м. Начальный дебит газа в скважине 73Р составил 272.0 тыс.м³/сут через 15 мм диафрагму.

Запасы нефти основной залежи пласта Бб2 отнесены, как и ранее, к категории В, разрабатывается с 1973 года. Залежь содержит 5.9% от суммарных по месторождению запасов нефти, в т.ч. в охранной зоне 1.0%.

Запасы газа ГШ на площади, ограниченной ГНК -1370.0 м, отнесены к категории С₁ по получению газа в разведочной скв. 73Р и составили 1.6% от суммарных запасов газа газовых шапок, конденсата 0.7%.

Нефтяная залежь, выделенная в районе скважины 68П в пределах Кокуйского поднятия, пластово-сводового типа, небольших размеров 0.90.6 км, высотой 14.7 м, площадью нефтеносности 0.4 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 0.7 м. ВНК принят на утвержденной ранее абс. отм. -1443.0 м. При опробовании пласта Бб2 совместно с пластом Бб3 в скважине 68П получен приток нефти дебитом 54.4 т/сут на 7 мм штуцере.

Запасы нефти залежи в районе скважины 68П, выделенные на площади, ограниченной ВНК -1443.0 м, отнесены к категории С₁ на основании получения нефти в скважинах 68П и 904 и составили 0.02% от суммарных по месторождению.

Газоконденсатнонефтяная залежь, приуроченная к Кокуйскому поднятию, пластовая сводовая литологически экранированная. ВНК принят на абсолютной отметке -1425.0 м, утвержденной при предыдущем подсчете запасов. Размеры залежи 8.03.2 км, высота 55.0 м.

В западной, наиболее приподнятой части структуры, выделено 3 газовых шапки, ограниченных линией ГНК -1370.0 м. Размеры газовой шапки, выделенной в районе скважины 2169, равны 0.20.1 км, высота 1.0 м, в районе скважины 2161 – 1.40.8 км, высота 0.8 м, в районе скважины 2303 – 0.40.2 км, высота 0.2 м.

Площадь нефтеносности составила 20.0 км², в т.ч. в охранной зоне 4.5 км², газоносности – 1.3 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 2.3 м, газонасыщенная 1.1 м.

Начальные запасы нефти, полученные при опробовании пласта в скважинах 81Р и 649, составили, соответственно, 34.0 и 56.0 т/сут на 7 мм штуцере, в скважине 2099 – 28.2 т/сут. Приток газа дебитом 272.0 тыс.м³/сут через 15 мм диафрагму получен в скважине 73Р.

Запасы нефти отнесены к категории В и составили 3.4% от суммарных по месторождению.

На долю запасов газа, отнесенных, как и ранее, к категории С₁, приходится 0.5% от суммарных по месторождению запасов газа газовых шапок, конденсата 0.2%.

Нефтяная залежь, выделенная в районе скважины 68П в пределах Кокуйского поднятия, пластово-сводового типа, размером 0.60.4 км, высотой 10.7 м, площадью нефтеносности 0.2 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 3.5 м. ВНК принят на утвержденной ранее абс. отм. -1443.0 м. При опробовании пласта совместно с пластом Бб2 в скважине 68П получен приток нефти дебитом 54.4 т/сут на 7 мм штуцере.

Запасы нефти залежи в районе скважины 68П, выделенные на площади, ограниченной ВНК -1443.0 м, отнесены к категории С₁ на основании получения нефти в этой скважине и составили 0.1% от суммарных по месторождению. Залежь работала с 1973 года совместно с пластом Тл2-б.