1.3 Геолого- физическая характеристика продуктивных пластов.

Присклоновое месторождение приурочено к Пурпейскому малому валу, который в пределах пласта БП₁₂, вытягивается в виде узкой полосы меридионального простирания более чем на 30 км, от Северо-Губкинской до

Усть-Пурпейской и Губкинской площади. Продуктивный пласт БП₁₂ представляет особый поисковый интерес. Общая мощность пласта изменяется по площади от 0 до 50м. Пласт охарактеризован сложным внутренним строением и представлен чередованием песчаников, разделенных прослоями алевролито-глинистого состава. Пласт БП₁₂ вскрыт в пределах Присклонового месторождения, где выделяется пять пропластков БП₁₂⁰- БП₁₂⁴. Они характеризуются изменчивой литологией и коллекторскими свойствами, что обусловлено условиями их седиментации у внешней кромки шельфа. Основные запасы приурочены к песчаному пласту БП₁₂¹

В пределах Усть-Пурпейского лицензионного участка выделено две обособленных песчаных линзы, приуроченные к пластам БП₁₂¹ и БП₁₂², в которых выявлена одна нефтегазокондесатная залежь (район скважин №№798р, 819р ,814р) и одна нефтяная (район скв.41р), соответственно.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БП₁₂¹

В границах Усть-Пурпейского лицензионного участка пласт БП₁₂¹ вскрыт тремя разведочными скважинами №№799р, 819р, 798р и двадцатью пятью эксплуатационными скважинами. Севернее лицензионного участка на территории ООО «Геойлбент» пласт вскрыт разведочной скважиной №814р и 5 эксплуатационными скважинами.

Пласт БП₁₂¹ ограничен с запада линией замещения, а с юга, севера и востока линией выклинивания.

В разведочных скважинах №798р и №819р, расположенных внутри контура газоносности, при опробовании получены фонтаны газоконденсата: в скважине 798р на 8 мм штуцере из интервала а.о. –2521 – 2527 м - дебитом 34,9 тыс.м³/сут; в скважине 819р на 8 мм штуцере из интервала

а.о. –2557,6 – 2560,6 – дебитом 29,2 тыс.м³/сут. В скважине №799р опробовано три объекта: в интервале 2670 - 2678 м (а.о. -2614-2622 м) получен приток нефти с газом, дебит нефти на 10 мм штуцере составил 41,2 м³/сут, газа – 20,5 тыс.м³; в интервале 2664 - 2678 м дебит нефти на 8 мм штуцере составил 43,4 м³/сут, газа – 14,5 м³/сут, при газовом факторе 334 м³/м³; в интервале 2654 - 2662 м дебит нефти составил 82 м³/сут на 8 мм штуцере, газа – 31,2 м³/сут.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез пласта БП 12-1

Пласт до подошвы нефтенасыщен. Плотность нефти составляет

0.796 г/см³.

В скважине №814р, расположенной в северной части залежи на территории лицензионного участка СП «Геойлбент» опробование проведено в двух объектах: в интервале а.о. -2677 - 2682 м на 8 мм штуцере получен фонтан нефти с водой дебитом, соответственно, 27м³/сут и 9 м³/сут с газовым фактором 297 м³/м³; в интервале а.о. -2672 - 2676 м на 6 мм штуцере получен фонтан нефти дебитом 14,4 м³/сут и газовым фактором 449 м³/м³.

Залежь по типу литологически ограниченная, рукавообразная, субмеридионального простирания, эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 4.0 м (скв. 421) до 19.4 м (скв. 799р), эффективная газонасыщенная мощность изменяется от 3.0 м (скв. 798р) до 19.4 м (скв. №819р). Общие размеры литологической ловушки, включающей нефтяную и газоконденсатную залежи, составляет 10х3,5 км.

Водонефтяной контакт на севере залежи по результатам опробования и результатов интерпретации ГИС скважины №814р отбивается на отметке -2678,5 м .

При оперативном пересчете запасов в 2002 г., нефтяная и газоконденсатная части были разделены тектоническим нарушением, выделенным по сейсморазведочным данным между рядами скважин 429 – 437, 427-424 и 423 – 424.

В данной работе принята модель единой гидродинамически связанной залежи. Сообщаемость песчаных пропластков между нефтяной и газоконденсатной частями залежи подтверждается нижеследующими фактами:

1. По сейсмическим данным и геологическим построениям, максимальная амплитуда между блоками составляет 15-18 м., а общая толщина пласта составляет около 50 м, что позволяет сделать вывод о том, что выделенный разлом не является экранирующим и сделать предположение о наличии гидродинамической связи песчаных пропластков;

2. Сопоставление среднегодовых значений текущих пластовых давлений в нефтяной и газовой частях пласта БП₁₂¹ за период эксплуатации с 1994 по 2000 г., когда практически не разрабатывалась газовая шапка и осуществлялась активная добыча нефти, свидетельствует о равенстве этих давлений, что подтверждает наличие гидродинамической связи между нефтяной и газовой частями;

3. Промысловые данные по замеру газового фактора в нефтяных скважинах, расположенных вблизи газовой шапки (424, 425, 799р, 414, 415) в период с 1994 по 1997 г.г. показывают его резкое увеличении в 2-6 раз, что свидетельствует о частичном подтягивании газа газовой шапки в зоны пониженного давления близлежащих эксплуатационных скважин нефтяной зоны.

На основании результатов интерпретации ГИС, данных опробования и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин в пересчете запасов принят горизонтальный ГНК на отметке – 2586 .

С учетом принятых ВНК и ГНК размер нефтяной залежи составляет 4,5х3,5 км, газоконденсатной залежи 5х3,5 км.

Залежь пласта БП₁₂² в районе скважины №41р

Залежь пласта БП₁₂² открыта в 1970 г. при бурении разведочной скважины 41р, по результатам опробования которой в интервалах 2545-2558 и 2575-2582 м. на штуцерной колодке диаметром 50 мм в течение 48 часов, был получен фонтанирующий приток жидкости дебитом 4,4 м³/сут., в т.ч. дебит нефти составил 3 м³/сут., обводненность 32%, продуктивность 0,02 м³/сут./атм.

На скважине были выполнены исследования на штуцерах диаметром 50, 25 и 20 мм. При штуцере 50 мм, дебит жидкости составил 24 м³/сут, дебит газа – 52,3 тыс. м³/сут, при забойном давлении 30,6 атм., продуктивность 0,12 м³/сут/атм. При штуцере 25 мм, дебит жидкости составил 9,6 м³/сут,

дебит газа – 63,7 тыс. м³/сут, при забойном давлении 46,0 атм., продуктивность 0,05 м³/сут/атм. При штуцере 20 мм, дебит жидкости составил

6,7 м³/сут, дебит газа – 68,5 тыс. м³/сут, при забойном давлении 51,0 атм., продуктивность 0,04 м³/сут/атм. По результатам исследований пластовое давление составило 225,7 атм, гидропроводность – 0,66 Д*см/сп, проницаемость – 0,16 мД.

Отобраны устьевые пробы нефти, газа и воды, по результатам исследований которых определена плотность нефти, которая составила 0,84 в поверхностных условиях, вязкость нефти – 0,31 сп, объемный коэффициент нефти – 2,3. Отработка скважины на режимах с высокими депрессиями (175-195 атм.) из-за опасения гидратообразования, не позволило отобрать на скважине глубинную пробу. Следует отметить низкую продуктивность и ФЕС пласта, что не позволило выполнить полный комплекс исследований по скважине.

В контуре пласта БП₁₂² пробурены скважины 41р, 50р,780п и 54п, а в скважинах 51р, 631, 39р и 47р отмечаются зоны замещение коллектора .

При оперативном пересчете запасов в 2007 г., в соответствии с уточненной корреляцией, в отличие от предыдущих геологических представлений, весь интервал горизонта БП₁₂ по скважинам №№39р, 41р, 47р и 54п был отнесен к пласту БП₁₂², что обусловило изменение структурных поверхностей по пластам БП₁₂¹ и БП₁₂², а так же изменение контуров залежей в районе скважин №№41р и 50р.

В районе скважины № 41р в купольной части песчаного пласта БП₁₂² выделена литологически ограниченная залежь. Границами залежи на юге является зона замещения коллектора, проведенная по материалам 3Д сейсмики и по середине расстояния между скважинами №№41р и 39р, 47р. На севере залежь ограничена линией ВНК, с отметкой – 2504 м, которая определена по подошве нижнего проницаемого нефтенасыщенного пропластка по данным интерпретации ГИС. Принятая отметка ВНК, кроме

того, обосновывается наличием воды (32%) в продукции скважины 41р и результатами опробования скважины 54 п, по которой был получен приток

воды дебитом 20,7 м³/сут.

Размеры залежи составляют 3,8 х 2,3, высота 14 м., нефтенасыщенная толщина в скважине №41р составляет 4,9 м.

Залежь пласта БП₁₂² в районе скважины № 41р не введена в разработку, что объяснятся низкой степенью изученности, низкими значениями нефтенасыщенных толщин, продуктивности и ФЕС.

Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов