Нефтегазоносность. 
Разработка полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов

На месторождении нефтегазоносными являются отложения среднеюрского и нижнемелового возраста.

В отложениях неокома в результате поисково-разведочного бурения на Северо-Бузачинском месторождении было выявлено и разведано 6 продуктивных пластов (А1, А2, Б, В, Г, Д), в отложениях юры — 2 горизонта (Ю-I, Ю-II). По этим 8 номенклатурным горизонтам приняты и утверждены геологические и извлекаемые запасы углеводородов по состоянию на 01.09.1977 г.

Продуктивными являются пласты NeoA, NeoB, NeoC, Neo D, приуроченные к неокомскому комплексу, а также J10 и J20 среднеюрского разреза. В свою очередь, пласты Neo B, Neo C и Neo D подразделяется на интервалы Neo B1, Neo B2, Neo B3, Neo B4, Neo С1, Neo С2, Neo С3, Neo D1, Neo D2, Neo D3.

Коллекторами во всех продуктивных горизонтах являются алевролитово-песчаные образования.

Данные, полученные по новым скважинам, позволили уточнить фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, характер строения пластовых резервуаров, детализировать структурные карты по кровле коллекторов юрского объекта разработки, а также карты эффективных нефтеи газонасыщенных толщин по этому объекту.

При составлении технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи была выделена определенная площадь, охватывающая VI, VII, VIII, IX, X блоки, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую нефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Кроме того, юрские продуктивные пласты J10 и J20 в пределах этой площади также рассматриваются в качестве одного суммарного объекта для совместной эксплуатации месторождения (I объект разработки).

Породы-коллекторы как юрской, так и нижнемеловой продуктивной толщи представлены песчаниками и алевролитами, с хорошими и средними емкостно-фильтрационными свойствами.

В таблице 1.2.1 приведены характеристики толщин для каждого объекта разработки в пределах VI, VII и Х блоков, в которых в течение 2004;2006 года было пробурено 202 новых скважины.

Для определения характера поведения коллекторов в разрезе продуктивных толщ был проведен статистический анализ. В таблице 1.2.2 приведены подсчитанные коэффициенты неоднородности также для VI, VII и Х блоков.

Сравнивая результаты статистической оценки, следует отметить высокую изменчивость эффективных толщин, о чем свидетельствуют высокие значения коэффициентов вариации (табл.1.2.1).

Меловой продуктивный разрез Общая толщина пластов-коллекторов в VI блоке в среднем составляет 87 м при изменениях от 38 до 98 м. Эффективная газонасыщенная толщина в среднем равна 5.3 м при максимальном значении 13,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.7 до 25.7 м и в в среднем составляет 12.4 м (табл.1.2.1).

Коэффициент песчанистости для VI блока равен 0.226. Количество пропластков в разрезе изменяется от 6 до 21. Коэффициент расчлененности равен 9.0 (табл. 1.2.2).

Таблица 1.2.1 — Характеристика толщин по объектам в пределах блоков VI, VII, X.

Таблица 1.2.2 — Статистические показатели характеристик неоднородности в блоках VI, VII, X.

Первый подсчет запасов по месторождению Северные Бузачи был выполнен в 1977 году. Были утверждены начальные геологические запасы Нефти: категории С₁ — 207 466 тыс. т.; категории С₂ — 4393 тыс. т.

Растворенного газа: категории С₁ — 1660 млн. м³; категории С₂ — 35 млн. м³

Свободного газа газовой «шапки» — категории С₁ — 455 млн. м³.

Таблица 1.2.3 — Сопоставление запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР в 1977 г и оцененных в Техсхеме в 2003 г.

После составления Технологической схемы за период 2004;2006 гг. на месторождении пробурено 202 эксплуатационные скважины.