1.5. Нефтегазоносность

Геологический разрез продуктивных отложений Северо-Салымского месторождения вскрыт 756-ю скважинами. По результатам разведочного и эксплуатационного бурения нефтеносность месторождения установлена в отложениях горизонтов (пластов) БС_7-8, БС₆, АС₁₁¹ и ЮС₀.

По результатам сейсморазведочных работ 2007 г. и переинтерпретации материалов 1993 г. было уточнено геологическое строение продуктивных пластов в районе Западно-Милявского и Промежуточного поднятий.

Залежи нефти горизонта АС₁₁

Пласт АС₁₁ вскрыт бурением на глубине 2240 м. По пласту выделено две залежи: Основная и залежь в районе скв. 5017П (Западно-Милявская). Дебиты в эксплуатационных скважинах изменяются от единиц м³/сут. до 85 м³/сут. (скв.1202), 78 м³/сут. (скв.1103).

Основная залежь расположена в пределах контура нефтеносности и вскрыта большим количеством скважин. Характерной особенностью залежи пласта АС₁₁ является ступенчатая поверхность водонефтяного контакта. Так в центральной части залежи по данным ГИС отмечаются наиболее низкие абсолютные отметки ВНК, а наиболее высокие в периферийных участках. Однако общей тенденции повышения (понижения) гипсометрического положения ВНК по залежи выявлено не было. Поверхность контакта имеет сложную, ломанную структуру, которая обусловлена скорее всего влиянием внутрипластовых капиллярных сил (происходит увеличение переходной зоны за счет изменения фильтрационных характеристик пород, их смачиваемости и пр.) хотя в ряде случаев не исключена погрешность пересчета из относительных отметок (глубин) в абсолютные, так как удлинение по некоторым скважинам превышает 150 - 200м.

По данным ГИС граница нефть-вода отмечается в разных частях залежи в пределах а.о. от -2200 м до -2219 м. Основная часть скважин вскрыла ВНК на а.о. -2210 - 2215м

По результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность также доказана на различных гипсометрических отметках. ВНК изменяется от а.о. -2205,0 м на востоке залежи и до -2214,0 м в западной ее части. Полученные при испытаниях притоки нефти с водой, зачастую объясняются большой переходной зоной для данного пласта.

На основании материалов ГИС и данных опробования среднее значение ВНК по Основной залежи принято а.о. - 2212,0 м.

По типу залежь пластово-сводовая с обширной водонефтяной зоной (49%). Ее размеры в пределах установленных границ составляют 8,3×7,3км, высота - 40м. Площадь нефтеносности Основной залежи составляет 49504 тыс.м².

Западно-Милявская залежь расположена к северо-западу от основной залежи пласта и вскрыта одной скважиной (5017П). Испытание пласта проведено в интервале глубин 2257-2259 м. (а.о. -2220,0 -2221,0 м), где получен приток жидкости дебитом 14,52 м3/сут. при Нд = 1027,5 м, обводненность за счет промывочной жидкости составила 41,6%.

Стоит отметить, что в скв.5018Р, находящейся за пределами лицензионного участка в 2км северо-западнее скв.5017П, по данным ГИС в интервале пласта АС₁₁ на глубине 2258,4-2275,0 м (а.о. -2223,9 -2240,5 м) отмечается нефтенасыщенная толщина 1,6 м при эффективной толщине 7м. Подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 5018Р отбивается на а.о. - 2226,5 м Ранее скв.5017П и 5018Р рассматривались, как образующие единую залежь с отметкой ВНК -2226 м. (по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.5018Р). Согласно современным представлениям о строении Западно-Милявской площади форма залежи благодаря детализации поверхности несколько видоизменилась. Залежь оконтуривается изогипсой - 2226 м и имеет форму брахиантиклинальной складки северо-западного простирания. ВНК принят по данным геофизических исследований и опробования в скв.5017П на а.о. -2227 м. Однако, положение контакта требует уточнения, поскольку пласт опробован в скв.5017П лишь до а.о. -2221 м.

Залежь неполнопластового типа (водоплавающая). Размер залежи 3,9×2,7 км, высота залежи около 8 м. Площадь нефтеносности по данным структурных построений составила 4825 тыс.м².

Залежи нефти горизонта БС₆

Согласно детальной корреляции по ряду соседних месторождений (Правдинское, Тепловское, Кудринское и т.д.) горизонт БС6 подразделяется на две составляющих: БС61 и БС62. Однако строение горизонта в пределах Северо-Салымского месторождения таково, что по большинству скважин провести четкую границу раздела не представляется возможным. Во многих скважинах отсутствует либо нижний (БС62) либо верхний пропласток (БС61), в части скважин пласты образуют единую монолитную пачку проницаемых пород, а местами встречается небольшая глинистая перемычка. Учитывая все это с позиции аккумуляции углеводородов и разработки рассматриваемые пласты слагают единый природный гидродинамический резервуар БС61+2.

Современное представление о форме и размерах залежей пласта БС61+2, также как и по пласту АС₁₁, существенно отличается. Пласт вскрыт на глубине 2430 м. В пределах пласта выявлено две нефтяные залежи Основная и район скв. 1П (Промежуточная площадь). Промышленная нефтеносность пласта доказана большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин.

По результатам глубокого разведочного и эксплуатационного бурения промышленная нефтеносность Северо-Салымского месторождения установлена в отложениях ахской (пласты БС_7-8, БС₆) и черкашинской (пласт АС₁₁) свит нижнего отдела меловой системы. В результате опробования отложений горизонта Ю₀ баженовской свиты были получены промышленные притоки нефти. Однако перспективность этих отложений, к настоящему моменту не оценена, а запасы не отражены в форме официальной отчетности «6ГР» Государственного баланса.

Всего по месторождению выявлено 6 нефтяных залежей. По пласту АС₁₁ выделено две залежи: Основная и Западно-Милявская; по БС₆ две залежи: Основная и Промежуточная; по БС_7-8 две залежи: Основная и Промежуточная [4].