2.4. Пласт ас11 и его характеристика на месторождениях Фроловской нго

Правдинское месторождение

На Правдинском месторождение пласт АС₁₁ тип залежи-пластовая сводовая размеры залежи 7×4,5 км высота залежи 10 - 12 м. Отметка ВНК -2069м.

Абсолютные отметки кровли колеблются от -2076 до -2100 м. Пласт имеет значительную общую толщину пласта, которая в среднем составляет 30,9 м, эффективная толщина изменяется от 6 до 27,6 м при среднем значении 14,9 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,8 м, при среднем значении 8,8 м. Отмечается высокая расчлененность 9,6 м.

Пласт АС₁₁ представлен мелкозернистыми песчанниками с прослоями крупнозернистых алевролитов. Коллекторские свойства пласта изучены по разрезу 3-х скважин, пористость нефтенасыщенного прослоя составила 21%, проницаемость 145×10^-3.

В скважине 51Р при испытании интервала глубин 2125,4 -2131 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,1 м³/сут, в том числе 7,3 м³ нефти и 15 м³ воды через 50 мм. штуцер. По ГИС ВНК в этой скважине на отметке 2101,2 м. В целом по пласту колебание отметок границы «нефть-вода» па скважинам имеет широкий диапазон, связано это с наличием плотных пропластков, как глинистых так и известковых, которые «плавают» по разрезу и в большинстве скважин определяют характер насыщения [10].

Приразломное месторождение

Пласты группы АС на Приразломном месторождении приурочены к песчаникам черкашинской свиты и выделяются в 2 подсчетных объекта АС₁₁¹и АС₁₁^2.

Пласт АС₁₁² выделяется на севере Приразломной залежи в районе скважины 188. Промышленная нефтеносность пласта доказана испытанием скважины 188, при испытании которой получен приток нефти с водой: нефти 5,3 м³/с, воды 1,08 м³/c. ВНК по залежи принимается условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 188 на а.о.-2371 м. Размеры залежи 5×4,2 км, высота 7 м. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта АС₁₁¹ Приразломного месторождения вскрыта в скважине 191, при испытании которой был получен приток нефти дебитом 9,8 м³/с при динамическом уровне 663 м. Размеры залежи 6,5×4,7 км, высота 13 м. Залежь пластово-сводовая. ВНК по залежи не установлен [11].

Приобское месторождение

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов смотрите рисунок.

Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения.

Рис. 2.1. Границы распространения пластов

В продуктивном пласте АС₁₁ выявлена единая залежь, приуроченная к отложениям шельфа, размерами 51,2×21,5 км, и простирающаяся на юге за пределы лицензионного участка . Глубина залегания ее поверхности изменяется от 2388 до 2496 м. Залежь вскрыта 48 разведочными скважинами и рядом эксплуатационных скважин. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широких пределах. Максимальные значения отмечаются в районе скв. 1, 246,1001 и составляют 42,6 м, повышенные значения вскрыты в скв 265 (19,8 м) и в скв. 405 (21,2 м). По сравнению с другими пластами коллекторы данного пласта характеризуются наличием пропластков толщиной до 20 м. При этом открытая пористость по скважинам изменяется от 16 до 21%, нефтенасыщенность составляет 0,49 - 0,82, коэффициет песчанистости колеблется в пределах от 0,03 до 0,74 [12].

Северо-Кондинское месторождение

В тектоническом отношении оно приурочено к локальному поднятию Кондинское-2, которое было подготовлено к поисковому бурению работами сп.12/90 - 91.

В скв.18, пробуренной в присводовой части структуры в 1997 г., была установлена продуктивность группы пластов АС. Залежь пласта АС11 является наиболее крупной на изучаемом месторождении. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скв.18, равна 27,6 м. Опробованием продуктивность доказана до а.о. -2637 м. При испытании пласта получен приток нефти дебитом 10,1 м3/сут на СДУ 1090м. ВНК залежи не вскрыт и принят на максимально высоком уровне на а.о.-2640м. В процессе дальнейшего изучения возможно понижение ВНК. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 9×8,2 км, высота около 40м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС₁₁ нефтенасыщенная толщина в скв.18 составила 7,2 м. Продуктивность испытанием доказана до а.о.-2655 м. Получен непромышленный приток нефти дебитом 1,9 м3/сут на СДУ 1314 м. ВНК залежи принят на а.о. -2660 м, что соответствует среднему положению между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв. 18 и кровлей водонасыщенных песчаников в скв.19 Малокондинской. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 7,0×3,5 км, высоту 14 м. По типу залежь пластовая сводовая. Следует отметить, что в скв.16 Кондинской площади, расположенной в непосредственной близости от описываемой, в пласте АС₁₁ выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС₁₁ Приобского месторождения. Пористость и нефтенасыщенность пород определялись в результате обработки материалов ГИС с учетом данных керна. КИН принят с учетом данных по одноименным пластам Приобского месторождения [13].

Логачевское месторождение

Залежь пласта АС₁₁¹ является наиболее значительной на месторождении. Вскрытая в скв.224 нефтенасыщенная толщина по данным ГИС равна 4.8м. Продуктивность залежи опробованием доказана до а.о.-2512 м. Полученный при испытании пласта АС₁₁¹ приток нефти равен 7.2 м³/сут при депрессии 10МПа. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о.-2520 м. В этих границах залежь имеет размеры 15.7×6.0 км, высоту 22 м. По типу залежь пластовая сводовая с литологическим экранированием с востока и запада [14].

Лянторское месторождение

На данном месторождение пласт АС₁₁ газонефтяной, характеризуются наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Рис. 2.2. Лянторское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез пласта АС₁₁.