2.2.Продуктивные пласты.

Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС₂), отложениям валанжина (пласты БС₁₆, БС₁₀, БС₁₀¹), готерива (пласты БС₂, БС₁), баррема (пласты АС₉, АС_7-8, АС₆¹, АС_5-8, АС₄). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

Продуктивный пласт ЮС₂ приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС₂ интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скважинах из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1.2 до 9.2 м, нефтенасыщенные от 1.2 до 6.0 м. Дебиты нефти меняются – от 12 м³/сут при фонтанном способе эксплуатации до 0.34 м³/сут при динамическом уровне 1200 м.

Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Мамонтовское месторождении проведены условно.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте БС₁₆ на собственно Мамонтовской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки нефти дебитами 25.9 м³/сут на штуцере диаметром 6 мм и 12 м³/сут при Н_д=884 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.6 м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС₁₀. Залежь пласта БС₁₀ является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Мамонтовскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС₁₀ имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки – верхнюю и нижнюю. Верхняя представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8 – 17 м, в западной – 10 – 13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27.5 м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС₁₀ характеризуется высокой продуктивностью. В зависимости от физико-литологических свойств коллектора дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 6.6 м³/сут при Н_д=316 м до 351 м³/сут через штуцер диаметром 12 мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией. Уровень ВНК установлен на а.о. – 2242.6+9.2 м. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.68, песчанистости от 0.43 до 0.56, проницаемости (443-571)*10^-3 мкм². Залежь пластово-сводовая высотой 70 м, площадь 38х47 км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС₁₀¹. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Мамонтовского месторождения, но нефтенасыщенны только на собственно Мамонтовское и Восточно-Моховом поднятиях. На Мамонтовское поднятии пласт БС₁₀¹ имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от 2178 до 2184 м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС₁₀¹ выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. – 2198 м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Мамонтовской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0.63, песчанистости 0.34, проницаемости 0.206 мкм², когда на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.69, песчанистости 0.61 – 0.49, проницаемости 0.386 мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.4 м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м. Пласт БС₁₀¹ имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Мамонтовской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты относятся нефтеносные пласты БС_1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на а.о. –1970+5 м – Мамонтовской площади и – 1962+4 м для Моховой. Пласт БС₂ присутствует на Мамонтовской и Моховой площадях. Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Мамонтовской площади, три – к Моховой. Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 27%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.71 (значения изменяются по площадям и залежам), песчанистости 0.54 – 0.65, проницаемости 0.717 мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14 м, среднее значение 4.9 м.

Залежи пласта БС₁ выявлены на Мамонтовском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2.5 – 4 м. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади – до 8 м. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: коэффициенты пористости 26-27%, нефтенасыщенности 0.66 – 0.71, песчанистости 0.45 – 0.60, проницаемости 0.621 мкм².

Продуктивные пласты группы АС. В разрезе верхней подсвиты сортымской свиты выделяется ряд песчаных пластов, пять из которых являются нефтеносными: АС₄, АС_5-8, АС₆¹, АС_7-8, АС₉.

Залежь пласта АС₄ газонефтяная, по размерам самая крупная на Мамонтовское месторождении, практически присутствует на всех площадях. Залежь пласта АС₄ пластово-сводового типа, размеры ее 51.2 х 36.4 км, высота 65м.

От нижележащих пластов АС_5-8 пласт АС₄отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и по площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

На собственно Мамонтовское поднятии более чем в ста скважинах происходит слияние коллекторов пластов АС₄ и АС_5-6. В большинстве скважин глинистая перемычка толщиной около метра. В пределах продуктивной части пласт вскрыт на отметках – 1745.9- 1859.5 м. Увеличение эффективной толщины пласта происходит в северном направлении за счет развития монолитного пласта.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 9.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 10.8 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.9 до 11.1 м и в среднем составляют 3.4 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Мамонтовской площади 0.53, коэффициент пористости – 0.25, коэффициент песчанистости – 0.503, коэффициент проницаемости – 233*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.8.

На Моховой площади пласт развит повсеместно, глинистый раздел между пластами АС₄ и АС_5-8 более выдержан. В северо-восточном направлении происходит слияние пласта АС₄ с нижележащим пластом АС_5-8 за счет монолитного строения разреза.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 12 м. Газонасыщенные толщины по площади изменяются от 2 до 7.3 м и в среднем составляют 2.6 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Моховой площади для запасов нефти категории С₁ – 0.61, для С₂ – 0.48, коэффициент пористости – 0.25, коэффициент песчанистости – 0.507, коэффициент проницаемости 287*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.6.

На Восточно-Моховой площади зоны слияния пластов АС₄ и АС_5-8 более обширны – на северо-западе (район скв. 97р – 127р), в центральной части поднятия (район скв. 124р, 1248, 1250), на восточном погружении структуры – южнее скважины 123р и на юге в районе скважины 139р. Пласт на этой площади более расчленен и прерывист, чем на других площадях.

Средняя общая толщина пласта на этой площади 10.6 м. Газонасыщенные толщины по площади изменяются от 0.6 до 13.4 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 6 м и в среднем составляют 3.3 м для северной части площади и 2.6 м – для южной.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой площади – 0.53, коэффициент пористости – 0.26, для северной части площади: коэффициент песчанистости – 0.471, коэффициент проницаемости 392*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 2.1. Для южной части площади: коэффициент песчанистости – 0.295, коэффициент проницаемости 418*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 1.8.

Как самостоятельный объект пласт АС₄ опробован в 23 скважинах. Перфорацией нефтенасыщенные песчаники вскрыты в разведочных скважинах 61, 83, 122, 126 и других. В скважине 61р (Мамонтовская площадь) в интервале перфорации 1889-1894 м (а.о. – 1814.9 – 1819.9 м) получен приток нефти с водой (н – 0.15, в – 0.25 м³/сут при Н_д 126 м). На Моховой площади водонефтяная зона вскрыта в двух скважинах: 83р и 122р. Испытана скв. 83р в интервале глубин 1896 – 1900 м (а.о. – 1812.2 – 1816.2 м), получен приток нефти с водой. В скважине 122р испытана нефтеносная часть пласта в интервале глубин 1889 – 1893 м (а.о. – 1809.6 – 1813.6 м), получен приток нефти 120.6 м³/сут на 8 мм штуцере.

При испытании скв. 130р (юг Восточно-Моховой) с а.о. –1809. М получен приток нефти дебитом 46 м³/сут на 8 м штуцере. При испытании газонасыщенной части пласта приток газа получен в разведочных скважинах 99, 140, 214 (Восточно-Моховая площадь), максимальная а.о. нижней дыры перфорации при получении газа – 1808.9 (скв. 99р), что подтверждает среднюю отметку ГНК, принятую по ГИС.

По материалам ГИС в среднем по пласту ГНК принят на а.о.-1810 м. Средняя отметка ВНК для Мамонтовской площади –1821 м, для Моховой –1817 м, для Восточно-Моховой – 1820 м.

Как отмечалось выше, пласты АС₄ и АС_5-8 представляют единую гидродинамическую систему с общим ГНК и ВНК. Но кроме основной газовой шапки, развитой на всех площадях, на собственно Мамонтовское поднятии выделяются по данным ГИС две небольшие газовые шапки на севере (район скв. 2000р и район скв. 19р) и одна на юге (район скв. 940р).

В целом для пластов АС₄: общая толщина пласта изменяется от 0.7 до 42.5 м, в среднем – 10.6 м. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0.4 до 21.6 м, в среднем – 4.1 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.5 до 13.4 м, в среднем – 3.0 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта 0.48 – 0.58, коэффициент пористости 0.25 –0.26, коэффициент песчанистости 0.30 – 0.51, коэффициент проницаемости изменяется от 233*10^-3 мкм² до 433*10^-3 мкм² и в среднем равен 315*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности 1.6 – 2.1.

Залежи пластов АС_5-8 практически занимают всю площадь Мамонтовского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Мамонтовское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Залежь пласта АС_5-8 пластово-сводовая, размеры ее 31.5х41 км, высота 55 м.

Залежь охарактеризована бурением и испытанием большого числа разведочных и добывающих скважин. На Моховой площади с 1976 года ведутся опытно-промышленные работы. Газонасыщенные пласты в пределах залежи вскрыты на глубинах 1865 – 1905 м (а.о. – 1779 – 1818 м).

Пласты группы АС_5-8 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами АС_5-6 Мамонтовской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Мамонтовской площади – 1809.8 м, а для Моховой и Восточно-Моховой – 1808.7 м. Средние отметки ВНК по площадям составили – 1818 м, - 1822 м, - 1820 м соответственно для Мамонтовской, Моховой и Восточно-Моховой.

Отдельные скважины вскрыли зоны в разрезе пластов АС_5-8, где присутствует двухфазное насыщение: сверху – газ, внизу – вода. Это объясняется наличием большой глинистой перемычки между газо- и водоносными пропластками.

Пласты АС_5-8 имеют сложное строение, в большинстве скважин отсутствуют глинистые разделы между газо- и нефтеносными пропластками.

На Мамонтовской площади пласт АС_5-6 характеризуется неоднородным строением, имеет сильно расчлененные и прерывистые коллектора. Нижняя часть пласта во многих скважинах глинизируется. По направлению к северу в центральной части разреза появляется монолитный водонасыщенный пласт толщиной до 15 м, тогда как кровельная и подошвенная части глинизируются.

Средняя общая толщина пласта на Мамонтовской площади равна 25.4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 17.5 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14.1 м и в среднем составляют 5.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Мамонтовской площади 0.63, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.524, коэффициент проницаемости 540*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности –5.7.

На Моховой площади пласты АС_5-8 гидродинамически связаны, за исключением южной части площади (район сочленения Мамонтовской и Моховой площадей). Далее пласты АС_5-8 объединяются в единую гидродинамическую систему. В центральной части площади в кровле развиваются глины толщиной до 10 м (по линии скважин 2321 – 1714 – 2337), в северо-восточном направлении пласт становится монолитным с эффективной толщиной до 36 м. Наблюдаются зоны слияния с вышележащим пластом АС₄.

Средняя общая толщина пласта 42.4 м. Газонасыщенные толщины достигают 25 м, нефтенасыщенные – 12 м, средняя – 5.9 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Моховой площади 0.64, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.655, коэффициент проницаемости 445*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 9.5.

Нижняя часть разреза пластов АС _5-8 на Восточно-Моховой (север) площади имеет монолитное строение с эффективной толщиной, достигающей 20 м, а в некоторых скважинах и более. В центральной части площади наблюдается слияние пластов АС_5-8 и АС₄. На северо-востоке площади появляются в газовой шапке линзы, заключенные в глины толщиной 15 – 20 м.

Промышленная эксплуатация пласта на этой площади начата горизонтальными скважинами с 1994 года.

Средняя общая толщина пласта на Восточно-Моховой (север) площади равна 44.2 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 24.9 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 до 12.3 м и в среднем составляют 6.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой (север) площади – 0.64, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.607, коэффициент проницаемости 304*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 8.6.

На Восточно-Моховой (юг) площади нижняя часть разреза пластов АС_5-8, также как и на Восточно-Моховой (север) площади, имеет более однородное монолитное строение по сравнению с верхней частью разреза. Верхняя часть разреза имеет более неоднородные прерывистые коллектора, встречаются изолированные линзы. Появляются зоны с двухфазным насыщением – газ и вода, что объясняется наличием глинистого раздела между газо- и водоносными пропластками толщиной от 4 до 6 м.

Средняя общая толщина пласта на Восточно-Моховой (юг) площади равна 41.8 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.3 до 12.7 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 до 9.8 м и в среднем составляют 4.3 м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта на Восточно-Моховой (юг) площади – 0.63, коэффициент пористости – 0.26, коэффициент песчанистости – 0.594, коэффициент проницаемости 445*10^-3 мкм² (по керну). Коэффициент расчлененности – 7.9.

В целом для пласта АС_5-8: общая толщина изменяется от 10.2 до 81.6 м, в среднем равна 38.4 м. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0.4 – 12 м, в среднем – 5.6 м, газонасыщенные – 0.6 – 30.6 м, в среднем – 6.9 м.

Коллекторские свойства пласта: коэффициент пористости – 0.26, коэффициент нефтенасыщенности – 0.51 – 0.61, коэффициент проницаемости изменяется от 304*10^-3 мкм² до 617*10^-3 мкм² и в среднем равен 532*10^-3 мкм² (по керну), коэффициент песчанистости – 0.52 – 0.66. Коэффициент расчлененности – 5.7 – 9.5.

Пласт АС₆¹. В пределах сводового поднятия в районе сочленения Мохового и Мамонтовского поднятий эксплуатационными скважинами вскрыта небольшая самостоятельная залежь, приуроченная к пласту АС₆¹. Пласт залегает между пластами АС_5-6 и АС_7-8, отделяется от них глинистыми разделами толщиной 1 – 4 м.

Залежь пластово-сводовая, размеры: 2.24х4 км, высота 15 м. ГНК колеблется от а.о. – 1816.8 м до а.о. – 1827.9 м. ВНК отбивается на а.о. – 1822 – 1833 м.

Общая толщина пласта изменяется от 0.4 до 16.3 м, в среднем составляет 5.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.1 до 8.7 м и в среднем равна 2.4 м. Средняя газонасыщенная толщина составляет 4.2 м.

Коллекторские свойства пород пласта определены по данным ГИС 35 скважин. Коэффициент проницаемости составляет 291*10^-3 мкм². Коэффициент пористости – 0.26. Коэффициент начальной нефтенасыщенности – 0.54 – 0.60. Коэффициент расчлененности – 1.6. Коэффициент песчанистости – 0.87.

Залежи пластов АС_7-8. Пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеет среднюю общую толщину 15.8 м, представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых прослоев.

На Мамонтовское поднятии пласт образует две самостоятельные залежи, в пределах которых он отделяется от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласт имеет свои ВНК и ГНК (-1839.4  4 м и – 1836.2  1.2 м, соответственно). На остальных площадях месторождения он объединяется в одну гидродинамическую систему с пластами АС_5-6, поэтому был выделен в единый подсчетный объект АС_5-8. Залежи пласта АС_7-8 пластово-сводовые, размеры первой – 2.6х1.4 км, высота 25 м и второй – 18.8х3.4 км, высота 35 м.

Залежь 1 вскрыта добывающими скважинами. Залежь газонефтяная. Отметки ГНК колеблются от – 1833.7 до – 1849.2 м. Газонасыщенные толщины достигают 14.4 м. Размеры газовой шапки 2.4х0.8 км. Водоплавающая зона вскрыта в скважине 1938. ВНК вскрыт на отметке – 1843.5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 3.9 м. Испытания скважин не проводились.

Залежь 2 расположена в центральной и южной частях Мамонтовского поднятия и зоне сочленения Мамонтовского поднятия с Моховым. На юго-западе залежь раскрывается в сторону Дунаевского месторождения. Пласт залегает на глубинах – 2141.6 – 1997 м (а.о. – 1806.8 – 1910.7 м). Нефтенасыщенные толщины достигают 14.9 м, в среднем составляют 6.3 м, газонасыщенные – 16 м, в среднем 6.8 м.

В результате испытания пласта АС_7-8 дебиты нефти составили 8.52 (совместно с газом) – 91 м³/сут на 8 мм штуцере (скв. 64р и 77р). В скважинах 76р и 132р был получен приток воды.

Пласт АС_7-8 по геофизическим данным имеет низкие коллекторские свойства. Наиболее глинистые коллектора приурочены к верхней, выдержанной по площади, пачке пласта, а малоглинистые залегают в подошвенной части пласта. Нижняя часть пласта не выдержана, как по разрезу, так и по площади Мамонтовского поднятия. В ряде скважин она полностью глинизируется.

Коллекторские свойства: коэффициент пористости – 0.24, коэффициент нефтенасыщенности – 0.52 – 0.55, проницаемость – 25*10^-3 мкм², коэффициент песчанистости – 0.54 – 0.57, коэффициент расчлененности – 5.6.