1, 2, 3 Песчаники соответственно нефте-, газо-, водонасыщенные; 4 глинистые пропластки

Общая толщина пласта АС₁₁ изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла, с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС₁₁ также характеризуются широким диапазоном изменения значений от 2 - 4 до 28 - 30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6).

Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры. Залежь пласта АС₁₁ Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16×4 - 6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС₁₁ изучена по 178 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2×10^-3 до 698∙10^-3 мкм² при среднем значении 266×10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части 258×10^-3 мкм², по водонасыщенной 276×10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229×10^-3 до 316×10^-3мкм².

Коллекторские свойства пласта АС₁₁ определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536×10^-3 мкм² при вариациях 1×10^-3-1493×10^-3 мкм² [15].

Северо-Кондинское нефтяное месторождение

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 1090 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на максимально высоком уровне на а.о. -2640 м. В процессе дальнейшего изучения возможно понижение ВНК. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 9×8,2 км, высота около 40 м. 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 [16].

Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D и данным бурения скважин на территории Нижне-Шапшинской площади был выполнен анализ толщин с целью определения истории формирования и развития песчаных тел. Проведенное сопоставление поверхности фундамента и расположения линз показало, что их границы совпадают с границами приподнятого блока фундамента меридионального простирания. По результатам выполненной работы уточнено геологическое строение пласта АС₁₁, прослежены три песчаных тела и уточнены их границы. Залежи нефти, которые приурочены к западной и центральной линзам, изолированы друг от друга и имеют разные ВНК, восточная линза водонасыщена при более высоком гипсометрическом положении относительно центральной и западной линзы. По результатам проведенного анализа был сделан вывод, что формирование юрских и меловых отложений происходило в платформенных условиях и сохранило унаследованный характер от поверхности доюрского фундамента. Формирование пласта АС₁₁ происходило в условиях компенсированного заполнения морского бассейна, что привело к образованию клиноформных тел. При этом границы песчаных тел имеют ограниченное распространение и прослеживаются вдоль приподнятых блоков фундамента меридионального направления. Выполненный анализ имеет важное практическое значение, так как обосновывает положение границ линз, которые раньше проводились условно [17].

Продуктивный пласт АС₁₁ содержит 51% извлекаемых запасов всего месторождения и является первым по этой величине среди всех пластов Северо-Салымского месторождения.

Основная залежь данного месторождения разбурена по трехрядной системе разработки и является многопластовым.

Степень выработки запасов пластов находящихся в разработке достаточно близка. Из основного объекта разработки (пласта АС₁₁), содержащего 51% геологических запасов, отобрано 65.8% начальных извлекаемых запасов

В результате разбуривания проектной сеткой скважин были уточнены границы нефтеносности залежи и ее геологическое строение. При разбуривании краевых зон скважины, попавшие в зоны с нефтенасыщенными толщинами пласта ниже предельных значений, характеризовались низкими показателями по добыче нефти.

Пласт АС₁₁ отличается высокой неоднородностью по проницаемости как в пределах одного интервала, так и между продуктивными интервалами, что в значительной степени усложняет охват его процессом вытеснения. Наличие водоносного пласта АС11², подстилающего нефтеносный пласт АС₁₁ по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов.

Тип залежи пласта АС₁₁ пластово-сводовый. Почти половина площади нефтеносности относится к водонефтяной зоне, в которой содержится около трети начальных геологических запасов пласта.

Водонефтяная зона пласта представлена в виде приконтурной полосы шириной около 1 км, окаймляющей залежь, и участка, впадающего в пределы залежи на юго-западе. Средняя нефтенасыщенная толщина зоны равна 8,4м (средневзвешенная по площади).

Продуктивные пропластки ВНЗ пласта АС₁₁ преимущественно контактные: в половине скважин (49,7%) отсутствуют глинистые разделы, в остальных толщина глинистого раздела в основном не превышает 2м (37,3%).

Водонефтяная зона вскрыта 78 скважинами, в том числе в 53 вскрытая нефтенасыщенная толщина 7м и более, в остальных она меньше.

Чистонефтяная зона пласта АС₁₁ значительно продуктивнее по сравнению с ВНЗ. Площадь ее составляет около половины всей площади нефтеносности залежи. В пределах ЧНЗ содержится 68 % запасов нефти всей залежи.

Средняя нефтенасыщенная толщина ЧНЗ равна 13,9 м, что в 1,7 раз больше толщины пласта в ВНЗ.

Материалы позволяют говорить о неудовлетворительной разработке, что можно объяснить целым рядом осложнений геологической и технологической природы: пласт АС₁₁ является сложным по геологическому строению объектом со средней расчлененностью равной 3.4, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 0.6 - 25 м, средняя проницаемость по результатам исследований керна в этом пласте самая низкая по сравнению с другими объектами разработки - 42 мД. Пласт АС₁₁ отличается высокой неоднородностью по проницаемости как в пределах одного интервала, так и между продуктивными интервалами; наличие водоносного пласта АС₁₂, подстилающего нефтеносный пласт АС₁₁ по всей площади залежи, ухудшает условия заводнения продуктивных пластов. Пласт содержит наибольшее количество запасов, которые, учитывая сложное строение пласта, относятся к трудноизвлекаемы [20].