1.5.Нефтегазоносность

По схеме районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (36) Вынгаяхинское газонефтяное месторождение расположено в пределах Пурпейского района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Залежи углеводородов в пределах этой области выявлены практически по всему разрезу вскрытых отложений от васюганской (Вынгапуровское, Губкинское, Ярайнерское и др. месторождения) и баженовской (Западно-Таркосалинское месторождение) свит верхней юры до сеноманского яруса верхнего мела включительно.

В отложениях сеноманского яруса под регионально выдержанной покрышкой турон-датских глин открыты уникальные и гигантские скопления газа на Уренгойском, Губкинском, Комсомольском и др. месторождениях.

Вынгаяхинское месторождение тяготеет к юго-западной части района. Разведочными скважинами осадочный разрез на месторождении вскрыт до глубины 3090 м (скв.38), при этом 140 м пройдены в отложениях тюменской свиты.

В изученной части разреза промышленные скопления углеводородов выявлены в отложениях васюганской и баженовской свит верхней юры, ачимовской толщи, валанжинского и сеноманского ярусов нижнего и верхнего мела.

Безводные притоки нефти из коллекторов ачимовской толщи получены в скважинах 34 (16,9 м³/с при Нд=550м) и 38 (14,8 м³/с на 4 мм штуцере). В последней скважине из другого интервала получен непромышленный приток нефти (0,1 м³/с при Р=102,3 кгс/см²). В скважинах 33 и 355 получены незначительные притоки нефти с водой. В скважинах 35, 36, 37, 39 и 351 при положительной характеристике по данным ГИС получены притоки воды.

Пласты Ю₀ (баженовская свита) и Ю₁ (васюганская свита) были опробованы в скважинах 30, 31, 35, 36, 38, 351, 352 и 355. В скв.31 (пласт Ю₁) получен фонтан нефти и воды дебитом соответственно 5,1 м³/с и 10,2 м³/с на 4 мм штуцере. В скв.352 и 355 проведено совместное опробование пластов Ю₀ и Ю₁. В скважине 352 при опробовании в открытом стволе получено 95 м³/с нефти при Р=38,1 кгс/см². В скважине 355 получен приток нефти 9,36 м³/с и воды 2,04 м³/с при Р=81,0 кгс/см². В скважине 38 из пласта Ю₀ получен непромышленный приток нефти. В остальных скважинах получены притоки воды или притока из пласта не получено.

Таким образом, имеющиеся данные не дают представления о промышленной значимости, площадях распространения и запасов нефти в отложениях верхней юры и ачимовской толщи, вследствие чего оценка запасов углеводородов в них без проведения работ по доразведке не может быть проведена.

Основываясь на совокупности данных, включающих в себя, в основном, опробование скважин и промыслово-геофизическую характеристику продуктивной части разреза, на основе длительной корреляции в объеме горизонта БП₁₁ выделено три подсчетных объекта (снизу вверх): пласты БП₁₁², БП₁₁¹, БП₁₁⁰. В качестве репера при корреляции продуктивных отложений использовалась регионально-выдержанная глинистая пачка (аналог чеускинской пачки Среднего Приобья), выделяемая в кровле мегионской свиты и представленная темно-серыми, почти черными аргиллитами. На каротажных диаграммах пачка характеризуется низкими сопротивлениями на кривых КС и ИК, наличием каверны на кавернограмме.

Останавливаясь на корреляции разрезов скважин, следует отметить, что прослеживание границ отдельных продуктивных пластов внутри горизонта БП₁₁ затруднений не вызывает, и выделенные подсчетные объекты соответствуют достаточно уверенно следащимся песчаным телам, на отдельных участках замещенных глинистыми породами. Наличием особенно значительных зон глинизации характеризуется пласт БП₁₁⁰.

Всего на месторождении подсчет запасов произведен по четырем подсчетным объектам: пластам БП₁₁², БП₁₁¹, БП₁₁⁰ и сеноманской продуктивной толще.

Краткие сведения о размерах, глубине залегания, положении ВНК (ГВК) и др. параметрах по отдельным залежам даны в таблице 1.1.

Результаты определения границ коллекторов, их мощности по отдельным скважинам приведены в табл. 6.4.

Ниже приводится характеристика залежей нефти и газа в составе выделенных подсчетных объектов (снизу вверх).

Пласт БП₁₁² в контуре залежи вскрыт в 7-ми разведочных скважинах в интервале абсолютных отметок 2243,9-2321,6 м. Нефтенасыщенные мощности по скважинам изменяются от 1,2 м до 11,6 м. ВНК в залежи вскрыт в двух скважинах: 38 и 39 и находится в интервале абсолютных 2309,5-2315,8, в остальных скважинах по результатам интерпретации ГИС коллекторы нефтенасыщенны до подошвы пласта. Залежь нефти рассматриваемого пласта испытанием практически не охарактеризована. Опробование в пределах контура залежи было проведено в скважинах 355 и 372. В скважине 355 в результате опробования из чисто нефтяного по данным ГИС интервала 2355-2362 м получен приток нефти с водой. Необходимо отметить, что до этого в скважине была произведена перфорация 4-х объектов в отложениях юры и ачимовской толщи, причем на первом объекте с целью интенсификации проводился ПГД-БК. Цементометрия была проведена до перфорации первого объекта, в дальнейшем контроль за качеством цементажа не проводился. Поступление воды в продукцию скважин скорее всего связано с тем, что в процессе перфораций нижележащих объектов была нарушена целостность цементного камня, тем более, что при опробовании пласта Ю₁¹ в интервале 2843,0-2847,0 м был применен пороховой генератор высокого давления.

В скважине 372 при испытании интервалов 2319,0-2328,0, 2334,0-2347,0 м притока получено не было. Здесь в интервал перфорации входят пропластки с ухудшенной коллекторской характеристикой, работы по интенсификации притока в скважине проводились, но есть подозрение, что не сработал перфоратор.

Скважина 350 по данным интерпретации ГИС находится за контуром залежи. Однако при опробовании скважины в интервале отметок 2326,6-2337,6 м был получен приток нефти и воды дебитом соответственно 0,48 м³/с и 1,13 м³/с при Р=119 кгс/см². Присутствие нефти в этой скважине связано с тем, что при освоении скважины с помощью КИИ-95 НКТ были заполнены нефтью. С другой стороны получение столь незначительного количества нефти может быть связано с высокой остаточной нефтенасыщенностью.

ВНК в залежи пласта принят в интервале абсолютных отметок, на которых он устанавливается по данным ГИС скважинам 38 и 39, т.е. 2309,5-2315,8 м, среднее его значение 2312,6+3,2 м. В наиболее высокой законтурной скважине 377 пласт вскрыт на абсолютной отметке 2311,4 м, что не противоречит его принятому среднему положению по залежи.

Размер залежи 14,2х8,4 км, высота залежи около 69 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь нефти в пласте БП₁₁¹ является основным объектом разведки на Вынгаяхинском месторождении и имеет наиболее широкое площадное распространение в пределах основной части структуры, осложненной тремя куполками.

Залежь ориентирована в меридиональном направлении и вскрыта 21-ой скважиной в интервале абсолютных отметок 2228,1-2357,3 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина резервуара в пределах площади изменяется от 2,0 до 13,6 м. Зона минимальных нефтенасыщенных толщин отмечается в пределах южной части структуры.

Первооткрывательницей залежи явилась скважина 33, вскрывшая 9,8 м нефтенасыщенных коллекторов. При испытании в скважине интервала абс. отм. 2258,8-2273,8 м был получен фонтан нефти дебитом при переливе 1,7 м³/с.

ВНК в залежи по данным интерпретации ГИС непосредственно в разрезе прослежен только в четырех скважинах:351, 358, 362 и 375. В скважинах 362 и 375 он проходит между подошвой нефтенасыщенного и кровлей водонасыщенного коллекторов в узком интервале отметок соответственно 2339,3-2340,3 м и 2351,6-2352,2 м. В скважине 358 ВНК по данным ГИС следится непосредственно внутри коллектора на абсолютной отметке 2332,6 м также как и в скважине 351 (а.о.-2322,7 м). Максимально низкое гипсометрическое положение продуктивного коллектора отмечено в южной части залежи в скважине 378 на отметке 2357,3 м, т.е. ВНК проходит ниже подошвы пласта.

По данным опробования промышленная нефтеносность объекта доказана на северо-восточном участке структуры до отметки 2336,9 м, где из скважины 362 при испытании пласта в интервале 2398,0-2403,0 м (абсолютная отметка коллекторов в интервале перфорации 2332,3-2336,9 м) был получен приток нефти дебитом 8,0 м³/с при Р=55 кгс/см² (результат по радиограмме), на юго-востоке площади в скважинах 370 и 375 до отметок 2350,3 и 2350 м. В этих скважинах при опробовании были получены фонтанирующие безводные притоки нефти дебитами соответственно 0,48 м³/с на 8 мм штуцере и 19,3 м³/с на 4 мм штуцере.

Наиболее гипсометрически высоко кровля водоносного коллектора вскрыта в скважине 357 на абс. отметке 2331,7 м и скв. 356 на абс. отм.- 2333,1 м.

При опробовании скважин 351, 355, 358, 363 были получены притоки, противоречащие результатам интерпретации ГИС.

Присутствие воды в скважине 377 при опробовании пласта в интервале 2344,0-2368,0 м, 2374,0-2383,0 м (абсолютные отметки 2281,0-2305,0 м, 2311,0-2320,0 м), где был получен приток нефти дебитом 12,7 м³/с и воды дебитом 2,7 м³/с при Р=112 кгс/см², связано с поступлением ее из водонасыщенных по данным ГИС коллекторов пласта БП₁₁², совместно с которыми было проведено опробование.

Таким образом, на основании имеющихся интервалов интерпретации ГИС, а также данных опробования раздел «нефть-вода» в залежи не является горизонтальным, а находится в интервале абсолютных отметок 2322,7-2357,3 м. При подсчете запасов ВНК по каждому участку залежи принят исходя из его уровня в ближайших скважинах, где он определяется наиболее достоверно.

В целом по залежи наблюдается довольно закономерная картина изменения поверхности ВНК, выражающаяся в его наклоне с северо-запада на юго-восток. Наиболее высокое положение ВНК имеет на участке скв.351 (-2323 м), далее в западной и северной части залежи (скв.357, 39, 35, 356, 358) понижается до а.о.-2332 м, затем вдоль восточного склона структуры до –2340-2352 м (скв.362, 36, 370, 375), достигая максимального погружения в юго-западной части залежи в районе скв.378 (ниже 2375,3 м).

Поскольку при значительной высоте залежи межконтурные зоны узкие, а линии равных контактов на большинстве участков идут параллельно контурам нефтеносности, карта наклона ВНК не прилагается. Как уже отмечалось, при проведении контуров нефтеносности учтено положение ВНК по конкретным скважинам.

В пределах принятых границ размеры залежи составляют 28,0х11,3 км, высота 116,4 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Пласт БП₁₁⁰ в песчаной фации на площади месторождения выделяется на двух локально-обособленных участках, в пределах которых и разведаны две небольшие залежи нефти.

Залежь нефти в районе скважин 351, 377 вскрыта четырьмя скважинами на абсолютных отметках 2283,6-2309,3 м. Суммарные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 до 6,6 м. Во всех скважинах, вскрывших пласт в контуре залежи, ВНК проходит ниже подошвы пласта, т.е. ниже отметки 2309,3 м. Наиболее высоко кровля водоносного коллектора вскрыта в скважине 356 на отметке 2316,7 м. ВНК по залежи принят на отметке 2310 м.

Раздельное опробование залежи проведено в скважине 351, получен фонтанирующий безводный приток нефти дебитом на 8 мм штуцере 35,7 м³/с. В скважине 377 опробование проведено совместно с пластами БП₁₁¹ и БП₁₁².

Размер залежи 10,5х3,6 км, высота ее 26,4 м. По типу залежь структурно-литологическая. Протяженность зоны глинизации составляет более 50% параметра залежи, за счет этого залежь имеет небольшую площадь водонефтяной зоны – 12,1% от всей площади.

Вторая залежь пласта БП₁₁⁰ выделяется в центральной части поднятия в районе скважины 33, захватывая на восточном крыле район скважин 350 и 359. Нефтенасыщенные толщины по залежи составляют всего 1,2-1,8 м. Во всех скважинах пласт до подошвы продуктивен, самая низкая его отметка в скважине 350-2299,2 м, при подсчете ВНК по залежи принят на отметке 2300 м. Опробование залежи не проводилось. Залежь имеет почти изометричную форму, размеры ее 6,2х5,5 км, высота 53 м.

По типу залежь является структурно-литологической и также, как и вышеописанная залежь имеет очень небольшую водонефтяную зону-2,9% от общей площади залежи.

В отложениях сеномана на Вынгаяхинском месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом. Каждая залежь имеет свой ГВК.

Одна небольшая залежь выделяется на севере в пределах небольшого локального поднятия в районе скв.3. Залежь имеет небольшую газонасыщенную толщину 2,2 м, отметка ГВК-736,8 м (округлено 737 м). Размеры залежи 3,0х2,0 км. При опробовании скважины в интервале 794-769 м был получен фонтан газа дебитом 577,3 тыс.нм³/с на диафрагме 25,4 мм. Скважина явилась первооткрывательницей Вынгаяхинского месторождения. Залежь водоплавающая, высота более 2,2 м.

Вторая основная залежь газа вскрыта 17 скважинами, абсолютная отметка кровли продуктивных коллекторов по ним находится в интервале абсолютных отметок 636,5-707,7 м. Залежь вытянута в меридиональном направлении, но по форме и площади близка к основной неокомской (БП₁₁¹).

Газонасыщенные толщины по залежи меняются в довольно широких пределах от 2,4-6,2 м, на периферийных участках до 61,6-62,4 м в своде поднятия.

ГВК в залежи имеет наклон с юга на север от отметок 704,7 м до отметок 713,6 м, что находится в соответствии с общей закономерностью падения напоров апт-сеноманского водоносного комплекса в северном направлении. Среднее положение ГВК 709,2+4,5 м. Опробование залежи проведено в трех скважинах 33, 34, 40, во всех случаях получены фонтаны газа. По результатам испытания залежь характеризуется высокой продуктивностью.

Размер залежи 25,3х10,8 км, высота ее 72,7 м. По типу залежь массивная, водоплавающая.