vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 1 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выше залегают отложения готерив-барремского яруса, включающего верхи ахской и черкашинскую свиты. В разрезе ахской свиты выделяются песчаные пласты БС1 - БС9. Пласты БС6 и БС8 на Мамонтовском месторождении продуктивны. В черкашинской свите выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами

группы АС и БС служат глины пимской пачки.

Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты).

Верхнемеловой отдел объединяет следующие ярусы: сеноманский (уватская свита), туронский (кузнецовская свита), коньяк- сантонский и кампанский (березовская свита), маастрихт-датский (ганькинская свита).

Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу.

Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен) и тавдинской (низы олигоцена) свит.

Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты).

Неогеновые отложения на описываемом месторождении не установлены. Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше

залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием.

Тектоника

Втектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре III порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала -структуре II

порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.

Структура по кровле горизонта БС10 (в пределах изогипсы -2400 м) представляет

собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших

куполовидных поднятий .

Основное поднятие выделяется по изогипсе - 2370 м. Имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от

центра месторождения к югу. Осевая плоскость складки в границах основного поднятия ориентирована на север. В периклинальной северной части свод трансформируется в купол значительно меньшего порядка и линия изгиба складки в плане принимает более выраженное северо, северо-западное направление. Здесь же наблюдается сочленение с

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

микроскладкой, ось которой имеет еще большее склонение на запад и заканчивается третьим локальным поднятием. На западном крыле основной складки выделяется отдельное куполовидное поднятие высотой до 25 м. Погружение складки в южном направлении, через прогиб глубиной 10 - 15 м, сопровождается небольшим купольным

образованием в крайней южной части Мамонтовской структуры.

Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и

изменяются от 40' до 1° 20'. Западное крыло более пологое и наклонено под углом от 30' до

40'. Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 91 м (наивысшая отметка кровли -2309 м, оконтуривающая изогипса -2400 м).

Анализ структурных построений по верхним продуктивным горизонтам свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития, сопровождающегося постепенным выполаживанием рельефа к дневной поверхности .

Пласты группы АС.

Залежи пластов группы АС (баррем) приурочены к черкашинской свите. Глубина залегания пластов группы АС от 1885 до 2000 м. Пласты сформированы песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Строение пластов группы АС связано с накоплением терригенного материала в шельфовой зоне морского бассейна, характеризующейся неустойчивыми условиями седиментации осадков, резко меняющимися при формировании верхнего пласта АС4 и более спокойными в период формирования пласта АС5-6.

Кровля верхнего пласта АС4 выделяется по подошве уплотненных глинистых пород

алымской свиты толщиной до 120 м. Наличие четко выраженного непроницаемого раздела между пластами АС4 и АС5-6 послужило основанием для выделения пласта АС 5-6 в отдельный объект разработки. Подошва пласта АС5-6 не всегда четко отбивается из-за чередования маломощных песчаников и глин между горизонтом AC5-6 и нижезалегающим горизонтом АС7

Пласты группы АС залегают на пимской пачке глинистых пород ахской свиты, служащей разделом между пластами группы АС и БС.

Пласт AC5-6

Глубина залегания пласта 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5-6 развит по всей площади месторождения так же, как и

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вышележащий пласт АС4, в пределах всей структуры, простирающейся с северо-запада на юго-восток.

Общая толщина пласта АС5-6 выдержана по площади месторождения и меняется в пределах от 34.8 м в юго-восточной части до 68.2 м в северо-западной части

месторождения, составляя в среднем 50.4 м.

Пласт сложен песчаниками с неравномерно развитыми по площади месторождения прослоями алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые с включением растительного детрита. Породообразующие минералы - полевой шпат и кварц. В цементе содержится каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-

титанистые образования в приблизительно равных соотношениях .

Пласт AC5-6 отделен от АС4 непроницаемым разделом, толщина которого изменяется от 0.8 м в северо-западной части структуры до 50.2 м на юге структуры.

Верхняя часть пласта АС5-6 неоднородна и представлена в основном чередованием

песчаников, алевролитов и глин в различной степени. Прослои песчаников имеют линзовидную и полулинзовидную форму. Нижняя часть горизонта более однородна, имеет на значительной площади "монолитное" строение.

В пределах месторождения зон полного отсутствия прослоев-коллекторов пласта АС5-6 не выявлено. Значительные эффективные толщины коллекторов пласта АС5-6 (в

среднем 27.6 м) и отсутствие зон замещения связаны с условиями более устойчивого режима осад ко накопления по сравнению с резко меняющимися условиями накопления осадков при формировании пласта АС4 в шельфовой зоне морского бассейна.

По разрезу нижняя'• водонасыщенная часть пласта отличается более высокими коллекторскими свойствами, чем верхняя нефтенасыщенная, что связано с более "монолитным" строением нижней части пласта.

Залежи нефти пласта АС5-6 расположены в основном в центральной сводовой части

структуры, в куполовидных поднятиях, отделенных небольшими прогибами. При автоматизированной площадной корреляции разрезов скважин граница между пластами АС4 и АС5-6 пересматривалась, в связи с чем некоторые нефтенасыщенные пропластки верхней кровельной части пласта АС5-6 перешли в АС4.

Всего в пределах пласта АС5-6 выявлено семь залежей нефти. Размеры залежей

определены согласно положению ВНК, принятого в результате статистической обработки данных интерпретации ГИС, испытания и опробования разведочных и эксплуатационных скважин, с минимальным удлинением и с учетом структурного плана. Карта распространенности бесконтактных зон по пласту АС5-6 приведена на рисунке 1.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Залежь 1 расположена к северу от основной второй залежи и отделяется от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 249 скважинами. Общая толщина пласта достигает 68.2 м. По данным осреднения ВПК в 187 скважинах залежь оконтуривается на абс. отм. -

1905 м.

Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.8 м на юго-западе до 19.4 м

в купольной части, в среднем составляя 7.1 м .

Расчлененность нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1 в скв.6067 на юго-

западе залежи до 6 прослоев в скв.7627 в центре при среднем значении 2.3. Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части составляет 0.51, что значительно выше чем по основной второй залежи.

Бесконтактные зоны занимают 47,8 % площади залежи в основном в северной части. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 8.0х 5.5 км, высота 23м.

Запасы нефти отнесены к категории В.

Залежь 2 - основная залежь пласта АС5-6, приурочена к центральной сводовой части

структуры. Залежь вскрыта 1345 скважинами. Общая толщина пласта по залежи достигает 63.2 м. Уровень ВНК на востоке залежи выше, чем на других участках. Средняя отметка ВНК, полученная по данным осреднения ВНК в 1055 скважинах, составила -1904.3 м.

Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи увеличиваются от 0.6 м в приконтурной зоне до 30 м в центральной сводовой части, что в среднем составляет 9,1 м,

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части залежи в среднем составляет

0.33.

Расчлененность увеличивается с увеличением нефтенасыщенной толщины от одного прослоя в скв.722 на юге залежи до 14 в скв. 956 в центре залежи, составляя в среднем 3.9.

Бесконтактные зоны прослеживаются в основном вдоль границ залежи, в приконтурной зоне. Площадь их составила 53,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 12,5х 19,5 км, высота 38 м. Запасы нефти отнесены к категориям В и C1.

Залежь 3 расположена западнее основной залежи, отделена от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 91 скважиной. По данным геофизических исследований в 75 скважинах осредненное значение ВНК составляет –1905,8 м при средней отметке по подошве нефти –1905,2 м и кровле воды –1906,4 м.

Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0.8 м в центральной части залежи до 20,8 м в приподнятой южной части, среднее значение составляет 7,5 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи изменяется от одного прослоя в

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

средней части, где Нефтенасыщенные толщины уменьшены, до 6 прослоев в южной приподнятой части, составляя в среднем 2.2.

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части пласта достигает 0,95 при среднем значении 0,57.

Бесконтактные зоны представлены небольшими участками вдоль западной и восточной границ залежи, что составило 21,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 5,5х 2,5 км, высота 21 м.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Между основной, второй, и третьей залежами в приподнятых участках находятся три небольшие залежи: 4, 5 и 7.

Залежь 4 приурочена к локальному поднятию восточнее 3 залежи, вскрыта 2 скважинами - 6159 и 6160. Среднее значение нефтенасыщенной толщины по залежи

составляет 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент пвсчанистости составляет в среднем 0,24. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 5 расположена к востоку от залежи 4 и также приурочена к небольшому локальному поднятию в районе скв.534. Залежь вскрыта 4 скважинами. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 4.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи меняется от одного (скв 30217)

до четырех прослоев (скв.534), коэффициент песчанистости в среднем составляет 0.35. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2 Залежь 6 находится в южной части основной залежи, вскрыта 2 скважинами - 792 и

7567. Нефтенасыщенная толщина равна в обеих скважинах 1.6 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.52. Залежь относится к бесконтактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 7 располагается севернее залежи 5, вскрыта 3 скважинами: 1732, 6112 и 7250, Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.35.

Залежь относится к контактной зоне. Запасы нефти отнесены к категории С2.

Все залежи горизонта AC5-6 пластово-сводовые, водоплавающие.

Тип коллекторов поровый.

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.3Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта

Сначала разработки Мамонтовского месторождения из продуктивных пластов отобрано более 1.2 млрд.т жидкости. С целью поддержания пластового давления в пласты закачано почти 1.6 млрд.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составила в

целом по месторождению 118 %. Часть залежей (в основном подстилаемых подошвенной водой) разрабатывается на естественном водонапорном режиме (без ППД). По залежам, разрабатываемым с поддержанием пластового давления, текущая компенсация отборов в процессе разработки менялась, что было связано с регулированием разработки, проведением нестационарного заводнения и т.д. Поэтому пластовое давление по залежам во время их эксплуатации изменялось, причем динамика давления определялась различием геолого-физических характеристик пластов и особенностей их разработки.

Пластовая температура в процессе эксплуатации залежей существенно не изменялась.

Пласт АС5+6

Начальное пластовое давление составляло 19.9 МПа (соответствует гидростатическому). Разработка объекта начата в 1974 году, заводнение организовано в 1981 году. Начиная с 1992 года, наблюдается снижение количества закачиваемой воды как вследствие значительного снижения приемистости нагнетательных скважин, так и уменьшения их количества. Снижение годового отбора жидкости в период после 1991 года связано со значительным увеличением бездействующего фонда скважин.

После периода падения (при отсутствии закачки) текущее пластовое давление с 1981 по 1989 год восстановилось до величины начального пластового давления в результате освоения системы ППД. Годовой объем закачки с 1982 по 1989 год превышал отбор жидкости в пластовых условиях на 6-44 %. Среднее текущее пластовое давление в контуре нефтеносности в период 1989-1996 гг. превышало начальное на 0.6-0.8 МПа и стабильно держалось на уровне 20.5-20.7 МПа . Начиная с 1990 года, уровень годового

отбора жидкости превысил уровень годовой закачки, в последующие годы текущая компенсация продолжала уменьшаться до 82-67 %, что привело к снижению пластового давления в 1997-1999 г.г. до 20.1 МПа. По ряду зон в северной и центральной частях объекта текущее пластовое давление превышает начальное на 2.4-3.3 МПа. Зона

пониженного пластового давления (до 17.5 МПа) находится в южной части залежи .

В целом характер динамики пластового давления свидетельствует о достаточно эффективном использовании и отсутствии значительных утечек (потерь) закачиваемой воды.

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пласт АС5+6

Пласт АС5+6 представлен семью залежами. В разработке находятся первые три

наиболее крупные залежи, остальные вскрыты единичными скважинами, запасы их незначительны и относятся к категории С2.

По состоянию на 01.01.00 из пласта АС5+6 отобрано около 15 млн.т нефти, текущая

нефтеотдача равна 0.145 при утвержденной 0.252.

Наиболее выработаны запасы основной (№ 2) залежи пласта АС5+6: при

обводненности 87 % текущая нефтеотдача составляет 0.152.

Северная и центральная части основной залежи, имеющие лучшие фильтрационно-

емкостные характеристики, вырабатываются более высокими темпами.

Высокие значения остаточных нефтенасыщенных толщин, отмечаемые на центральной части основной залежи, указывают на неравномерность выработки вследствие неоднородности по проницаемости пласта и влияния фронта закачиваемой воды . По залежи № 3 при обводненности 93 % текущая нефтеотдача составляет 0.134. Выработка запасов залежи № 1 ниже: при обводненности 94 % текущая нефтеотдача равна

0.113 .

Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи по пласту АС5+6 при сложившихся условиях

разработки составляет 0.239. По залежам наиболее высокий ожидаемый коэффициент нефтеотдачи (0.252) отмечается на основной залежи .

Из приведенных характеристик вытеснения видно, что наиболее благоприятные условия выработки соответствуют основной залежи:

отбор 50 % начальных извлекаемых запасов достигнут при меньшей обводненности (84 % против 93 % по залежи № 1 и 94 % по залежи № 2);

для достижения КИН, равного 0.1, потребовалось прокачать через поровый объем

пласта меньшее количество жидкости (0.11 порового объема против 0.15 по залежи № 1 и 0.28 по залежи № 2).

Выработка запасов нефти залежей пласта АС5+6 происходит более низкими

темпами, чем выработка остальных пластов месторождения. В целом по пласту при наиболее высокой обводненности достигнута наименьшая текущая нефтеотдача . Причиной этого являются особенности геологического строения (наличие водо-нефтяной

зоны) и более низкие удельные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину.

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пласт АС5+6

Наибольшее распространение в пределах пласта водоохранные зоны занимают на залежах 1 (юго-восточная часть), 2 (вдоль западного и восточного контуров), 4 и 7 (по

всей площади). По залежам 3 и 5 ВОЗ занимает незначительную часть. Общая площадь, занимаемая ВОЗ, составляет:

-в пределах распространения запасов категории В+С1 - 30800 тыс.м2 (или 19 %

всей площади этих запасов пласта);

-в пределах залегания запасов категории С2 - 1640 тыс.м2 (27 %).

При этом охватывается 11353 тыс.т балансовых запасов категории В+С1 и 126 тыс.т - категории С2 , что составляет соответственно 10,9 и 6,5% всех запасов объекта по

данным категориям.

На 01.01.00 в промышленной разработке находятся запасы ВОЗ в пределах 1, 2 и 3 залежей. С начала разработки в границах ВОЗ в эксплуатации перебывало 35 скважин: из них в добыче нефти участвовало 33 скважины, в нагнетании воды - 10 скважин. По

состоянию на 01.01.00 эксплуатационный фонд насчитывал 21 добывающую (в т.ч. 4 скважины совместной эксплуатации) и 9 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд по добывающим скважинам очень высок - 12 скважин (или 57 % всего фонда), по

нагнетательным – 33 %. Из 6 действующих добывающих скважин три скважины оборудованы ЭЦН. Среднегодовой дебит нефти в 1999 году составил 3.7 т/сут, жидкости – 62 т/сут, среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины равнялась 470 м3/с.

Выработка запасов ВОЗ началась одновременно с разработкой всего объекта АС5+6

. Максимальный отбор нефти, равный 124 тыс.т (9 % всего отбора пласта), был достигнут

в1987 году, как и в целом по пласту. Темп отбора до 1983 г. был выше, а с 1983 г. - ниже, чем по объекту. В 1992 -1999 гг. темп отбора по ВОЗ уже в 5-7 раз был ниже, чем в целом

по объекту, и составил всего 0.3% от НИЗ. В результате добыча нефти уменьшилась до 7.3 тыс.т (или более, чем в 17 раз против максимума), доля в общей добыче составила 1.8 %

(уменьшилась почти в 5 раз).

Максимальный отбор жидкости по участку ВОЗ был достигнут в 1990 году (на год раньше, чем по объекту), и был равен 612.2 тыс.т, доля в общей добыче равнялась 11.1%. В 1999 году после резкого снижения добыча жидкости составила 127 тыс.т (уменьшилась

всравнении с максимумом в 4.7 раза), доля в общей добыче была равной 3.9%.

Темп обводнения по участку пласта в пределах ВОЗ был выше, чем в целом по пласту. Стабилизация в 1993 году и последующее снижение обводненности до 1999 году было обусловлено выбытием в бездействие высокообводненных скважин. На начало 2000 года обводненность составляла 93 %, по объекту в целом – 88 %.

20