2.2 Продуктивные пласты

Коллекторами нефти пласта АВ₁³ являются песчаники и алевролиты, переслаивающиеся с глинистыми алевролитами и аргиллитами. Пласт неоднороден как по площади, так и по разрезу. Наряду с участками, где он представлен мощной, в основном, монолитной толщей песчаников (скв. № 467, 616), встречаются районы, где коллектор полностью глинизируется (скв. № 613, 617, 627). Общие толщины пласта изменяются от 0,4 до 23 м. Эффективные толщины от 0,4 до 13 м. Максимальные толщины зафиксированы в пределах северного купола (р-н скв. 407Р). Пористость по пласту изменяется от 14% до 29%, нефтенасыщенность изменяется от 24% до 84%, проницаемость изменяется от 0,5 до 2000х10^-3 мкм². Средние начальные значения параметров по продуктивной части: пористость 23%; проницаемость 59х10^-3 мкм², нефтенасыщенность 54%. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 12,3 м, среднее значение 4,2 м.

По керновым определениям открытая пористость коллекторов пласта АВ₂¹ варьирует в большом диапазоне от 17,0 до 29,9%, наиболее характерной (частость 85%) является пористость 20-26%. Среднее значение пористости 23,0%. В пласте преобладают породы 3 и 4 классов проницаемости (частость 79%), но встречаются породы с очень высокой проницаемостью более 1 мкм² (частость 10,4%). Общие толщины пласта изменяются от 1 до 36 м, эффективные от 1 до 26 м. Нефтенасыщенность достигает 80%, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 26 м, среднее значение 7,6 м. Средние значения параметров по продуктивной части: пористость 26%; проницаемость 460 ^х10^-3 мкм², нефтенасыщенность 59%. Максимальные общие, эффективные и нефтенасыщенные толщины закартированы в пределах западного купола структуры.

Горизонт БВ₁ представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе горизонта выделено два нефтеносных пласта-коллектора, из них нижний пласт БВ₁² содержит почти в два раза больше запасов, чем верхний пласт БВ₁¹.

Пласт БВ₁¹ сложен крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками, глинистыми (средняя глинистость по пласту 15,9%), прибрежно-морского генезиса. Общая толщина пласта достигает 16 м, эффективная толщина изменяется в пределах от 0,6 до 13,4 м; пористость коллекторов 16-29%, проницаемость 3 – 2904^х10^-3мкм²; нефтенасыщенные толщины от 0,6 до 8,6 м; нефтенасыщенность от 40 до 72%. Средние значения по продуктивной части: пористость 23%, нефтенасыщенность 56%, толщина 3,5 м, проницаемость 326 ^х10^-3 мкм².

Пласт БВ₁² прибрежно-морского генезиса, сложен песчаником с хорошими коллекторскими свойствами. Общие толщины пласта достигают 26 м, эффективные изменяются от 0,6 до 18,4 м. Пористость коллекторов составляет 17-29%, проницаемость от 4 до 3245^х10^-3мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 16,4 м. Нефтенасыщенность – в пределах 36-80%. Средние начальные значения по продуктивной части составляют: пористостость-23%, нефтенасыщенность-59%, нефтенасыщенные толщины-5.3 м.

Горизонт БВ₆ в пределах месторождения представлен достаточно однородным песчаным телом с незначительными по мощности (до 1-2 м) глинистыми прослоями. И лишь в северной зоне западной части залежи пласт разделен глинистой пачкой на два слоя. Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, буровато-серые (нефтенасыщенные разности) и сырые, аркозового и полимиктового состава. Судя по керновым данным открытая пористость изменяется от 16,7 до 26,2%, но чаще от 20 до 24 (частость 85,0%), среднее – 21,4%, рекомендуемое (округлено в целом по всем анализам) – 21%. В пласте преобладают коллектора 3 (41,3%) и 4 (36%) классов. Проницаемость изменяется от 0,8 до 1679^х10^-3 мкм², среднее значение 190^х10^-3 мкм². Наибольшие значения пористости и проницаемости связаны с районами максимальных эффективных толщин – это центральная зона западной залежи и северная зона восточной залежи. Общие толщины горизонта изменяются от 4 до 30 м, максимальная величина их фиксируется в северной зоне Западной залежи и связана с наличием глинистого пропластка между двумя песчаными слоями. Эффективные толщины пласта БВ₆ изменяются от 2 до 23 м.

Глубоководные шельфовые пласты БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³ горизонта БВ₈ имеют зональное или площадное распространение, но осложнены зонами выклинивания. Глинистый раздел между верхними пластами прослеживается по всей площади, тогда как глины между пластами БВ₈² и БВ₈³ на ряде участков выклиниваются, и коллекторские породы этих пластов сливаются в единый пласт. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые и светло-серые, с буроватым оттенком в случае их нефтенасыщенности, однородные, полимиктового состава. Резкого различия в литологических свойствах этих пластов не прослеживается.

Открытая пористость пород горизонта БВ₈ по данным анализа кернов изменяется от 17,1 до 25,9%. Основная часть эффективной толщины горизонта характеризуется более узким диапазоном изменения пористости: 87% всех исследованных образцов имеют пористость от 18 до 22%. Сравнительный анализ пластов БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³ показывает их однородность по пористости. Так породы с пористостью 18-22 % во всех трех пластах составляют: 83, 90, 88% от исследованных. В горизонте преобладают породы 4 (50%) и 5 (43%) классов. Проницаемость изменяется от 0,8 до 8000х10^-3 мкм², наиболее часто (90%) встречаются породы с проницаемостью от 3 до 1000х10^-3 мкм², среднее ее значение – 400х10^-3 мкм². Наилучшие фильтрационные свойства по керну зафиксированы в пласте БВ₈¹, в скв. 615 (средняя К_пр 122х10^-3 мкм²), в пластах БВ₈² и БВ₈³ в скважине 616 (230 и 240х10^-3 мкм²).

Пласт БВ₈¹ имеет площадное линзовидное распространение с характерными зонами выклинивания сложной конфигурации в основном северо-западного простирания. Общая толщина пласта достигает 30 м, эффективная 13,4 м. Наиболее значительные общие и эффективные толщины закартированы на северном куполе между скв. 603Р и 607Р, и на восточном куполе в районе скв. 616Р. Пористость коллекторов изменяется от 13 до 24%, проницаемость 400х10^-3 мкм², нефтенасыщенность достигает 84%, нефтенасыщенные толщины - до 13 м. Средние начальные значения параметров по продуктивной части составляют: нефтенасыщенная толщина – 4,4 м, пористость 20%, нефтенасыщенность 62%.

Пласт БВ₈² весьма фациально изменчив, линзовидного строения с зонами выклинивания сложной изометричной формы. Общие толщины пласта достигают 25 м, эффективные толщины – до 11,5 м. Максимальные толщины закартированы в районе северного купола Западного поднятия (район скв. 407Р). Пласт на большей части месторождения имеет толщину до 10 м, от нижележащего пласта БВ₈³ отделен незначительным глинистым прослоем, толщиной в основном первые единицы метров. Местами этот глинистый прослой полностью выклинивается. Нефтенасыщенные толщины достигают 8,2 м, но в среднем составляют 2,4 м. Средняя пористость по продуктивной части пласта составляет 18%, изменяясь от 14 до 24%, нефтенасыщенность - 55%. Проницаемость пласта изменяется от единиц до 424х10^-3 мкм².

Пласт БВ₈³ относительно выдержан по толщине, за исключением района 619Р, где происходит её сокращение. В районе скв. 467Р пласт выклинивается. Общая толщина пласта до 38 м, эффективная толщина до 27 м. Нефтенасыщенные толщины до 18 м. Пористость по пласту изменяется от 14% до 23%, среднее значение по продуктивной части 20%, проницаемость достигает 400х10^-3 мкм², нефтенасыщенность до 74%.

Продуктивные породы юрского возраста - это отложения мелкого моря: бары, валы, песчаные косы. Они залегают под хорошо выдержанными глинистыми пачками - георгиевской и баженовской, которые имеют региональное значение. Коллекторами нефти пласта ЮВ₁¹ являются песчаники и алевролиты, сцементированные глинистым веществом. В большинстве случаев пористость по образцам варьирует от 12 до 16%, В пласте преобладают породы 5 класса (по классификации А.А. Ханину) с проницаемостью от 1 до 10^х 10^-3 мкм² (частость 70,9%). Максимальное значение составляет 14^х10^-3 мкм², среднее ее значение равно 4,5^х10^-3 мкм².

Общая толщина пласта Ю₁¹ изменяется от единиц до 27 м, эффективная толщина – от 0,4 до 19,4 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 17,3 м, нефтенасыщенность варьирует в интервале значений 48-75%. Средние значения параметров продуктивной части пласта составляют: нефтенасыщенная толщина 7,1 м, пористость 16%, нефтенасыщенность 62%.

В таблице 2.1. дана краткая характеристика залежей Северо-Покурского месторождения, а на рис. 2.1. геологический разрез.

Таблица 2.1.

Краткая характеристика залежей Северо-Покурского месторождения

продолжение таблицы 2.1.

продолжение таблицы 2.1.

Рис.2.1. Геологический разрез Северо-Покурского нефтяного месторождения

(составил В.Г.Каналин).