Продуктивные пласты. 
Анализ работы систем сбора и транспортирования продукции скважин на промыслах НГДУ

Горизонт Б10 расположен на всей площади месторождения. Относится к мегионской свите валанжинского яруса меловой системы. Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи. Кровля горизонта Б10 четко выделяется по подошве чеускинских глин, которые являются репером, толщина этих глин около 30 м.

Горизонт Б10 представляет собой мощную толщу. Общая толщина горизонта в среднем 60 м, на севере залежи достигает 80 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина 15 м, изменяется в пределах от 2 до 25 м. Песчанистость горизонта — 0,5; расчлененность — 12. Глубина залегания горизонта — 2350 м.

Горизонт имеет сложное строение. При подсчете запасов в его составе было выделено три самостоятельных пласта Б110, Б210, Б310. Залежи пластов Б110, Б210 расположены на всей площади месторождения, имеющей ВНК — 2346 м. Залежь пласта Б310 небольшая на юго-востоке, ВНК — 2363 м.

Пласты Б110 и Б210 отделяются друг от друга глинистой перемычкой толщиной 15−20 м, развитой практически на всей площади структуры. На юго-восточном крыле пласты сливаются. Нижняя часть пласта Б210 опесчанивается. В этом районе к нижней части пласта приурочена локальная залежь нефти с отметкой ВНК отличной от основной залежи, он условно проиндексирован как Б310.

Пласт Б110. Залежь расположена практически по всей площади месторождения. Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования и эксплуатации скважин. На северо-западном крыле ограничена зоной замещения коллекторов. На севере она соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского месторождения, на северо-востоке с залежью Восточно-Сургутского месторождения (Восточный участок).

Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК — 2346 м. Размер 25*25 км.

Параметры пласта даны в таблице 2.2. Средние показатели не отражают полную картину, т.к. по площади выделяются две зоны, резко отличающиеся по своему геологическому строению.

Северо-западная — зона плохих, юго-восточная — зона хороших коллекторов.

Северо-западная зона имеет значительную площадь 12 862 га, что составляет 40% всей площади залежи. Строение пласта сложное. Прослеживается зональное распространение пласта. На карте видны две широкие полосы с низкими нефтенасыщенными толщинами и зонами замещения. Они протягиваются с северо-востока на юго-запад и имеют такое же направление, как линия замещения пласта на западе.

Вдоль линии замещения и между полосами замещения расположены зоны пласта с хорошими толщинами от 4 до 11 м. К центральной части ширина зон распространения коллектора увеличивается, они сливаются с небольшим пережимом в районе скв. 1012 (толщина 1,8 м).

На профилях, построенных вдоль зон распространения коллектора (рис. 2.1), видно, что пласт хорошо прослеживается с севера на юг. В северной и южной частях толщина пласта 5 м, в центральной зоне в районе скважин 1021, 1028, 1029 центральной полосы и в районе скважин 6060, 5227, 994 восточной полосы более 10 м.

Часто к востоку и западу от линии распространения пласт замещается резко. Можно с уверенностью сказать, что выделенная на западе самостоятельная залежь пласта Б210 ни что иное, как зона, распространения песчаников пласта Б110 вдоль западной линии замещения. На рис. 2.2. видно, что она соединяется с пластом Б110 по линии скважин 1418−1419−406−657.

Расчлененность пласта вдоль полос небольшая, в среднем — 2,4. В северной части зоны коллекторов расчлененность пласта связана с плотными прослоями, в южной — пласт монолитен. В центральной части толщина пласта возрастает за счет увеличения в подошве. Очевидно, вдоль зон распространения пласт представляет собой песчаное тело, вытянутое в меридиальном направлении.

Проницаемость по северо-западной зоне изменяется от 10 до 100 мД, пористость от 18 до 24%, нефтенасыщенность по геофизике 0,61.

Юго-Восточная зона. Площадь зоны 19 944 га или 61% всей площади залежи. Пласт на основной части площади представляет сравнительно монолитную толщу.

Песчанистость — 0,64, эффективная толщина — 8 м, пористость изменяется от 22 до 26%, в среднем 24%, проницаемость — от 120 до 400 мД, в среднем 284 мД. Нефтенасыщенность высокая по геофизике — 0,68.

В северной части строение пласта более сложное. Здесь толщина небольшая 4−6 м. К югу нефтенасыщенная толщина пласта увеличивается достигая 16 м. В северной части встречаются протяженные плотные прослои толщиной 1−2 м. На большей части площади в разрезе пласта выделяются два прослоя, разделенных глинистой перемычкой.

Толщина глинистого раздела между прослоями с севера на юг уменьшается. В первом блоке она составляет 4 м, в третьем 2−3 м, в четвертом 1−2 м, в пятом и шестом практически отсутствует.

В северной части основную толщину имеет подошвенный слой 6−7 м, кровельный 2−3 м. На севере толщина верхнего слоя увеличивается. В районе 3, 4 блоков прослои равнозначны по толщине по 6 м и более.

В целом по юго-восточной зоне пласт достаточно однороден, нет зон слоистого переслаивания. Об этом говорят и параметры неоднородности: послойная неоднородность 0,482, зональная неоднородность — 0,479, расчлененность — 2,9, параметр Я — 0,062, параметр r — 0,033.

Пласт Б210 представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородную по площади и разрезу. О сложности строения пласта говорят его параметры:

песчанистость — 0,48.

расчлененность — 9,5.

толщина проницаемости прослоя — 2 м.

Для пласта Б210 характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. От пласта Б110 отделяется глинистой перемычкой, мощность которой изменяется от 0 до 20 м. На основной части площади раздел мощный. На западном крыле отмечается зона полной глинизации песчаных отложений пласта.

На юго-западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений пластов Б110 и Б210. Пласты представляют собой единую гидродинамическую систему с единым ВНК.

Тип залежи — пластовая, сводовая, размеры 19,7*20,5 км. ВНК — 2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади). Пласт имеет представительную нефтенасыщенную толщину, в среднем 9 м, однако существенная доля запасов находится в отдельных линзах или тонких прослоях.

Еще одной существенной особенностью пласта Б210 является его низкая начальная нефтенасыщенность — 0,55 в чисто нефтяной зоне, 0,53 — водонефтяной зоне.

В центральной части и на север до границы с Западно-Сургутским месторождением пласт Б210 разделяется на две толщи. Нижняя толща, в дальнейшем именуемая Б2(3)10, отделяется от основной мощным глинистым прослоем от 4 до 15 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи Б2(3)10 колеблется от 1 м до 19 м, Средняя 5,4 м. Размер данной залежи 8,2*7,2 км. Залежь водоплавающая, начальная нефтенасыщенность низкая. По разрезу и по площади пласт Б2(3)10 неоднороден. В основном залегает в виде сравнительно узких полос, вытянутых с севера на юг. Часто встречается в виде отдельных линз. Толщина узких полос достигает 15 м. Расчлененность варьирует от 3 до 10, в среднем до 5.

Между пластами Б210 и Б2(3)10 встречаются тонкие линзовые прослои. Пласт Б2(3)10 на продольных профилях хорошо прослеживается с севера на юг. На поперечных ограничен зонами замещения с запада и востока. Это говорит о его мередиальном распространении узкими полосами.

Пласт Б2(3)10 на Западно-Сургутском месторождении был выделен как Б11. На Южно-Сургутском месторождении самостоятельно не испытывался. На Западно-Сургутском на пласту Б11 были пробурены самостоятельные скважины. Показатели работы этих скважин плохие. Всего по Западно-Сургутскому месторождению в добыче на Б11 перебывало 43 скважины. Практически все они (93%) малодебитные с дебитом от 1 до 7 т/сут., только три имеют дебит более 10 т/сут. (скв. 1569, 1577, 1582), средний дебит нефти около 5 т/сут.

Результаты эксплуатации пласта Б11 позволяют нам оценить добывные возможности пласта Б2(3)10 Южно-Сургутской площади как малоперспективные. Что касается самого пласта Б210 назовем его Б2(2)10, он отличается сильной изменчивостью. Относительно монолитное строение он имеет в центральной зоне в районе III, IV блоков. На юге пласт имеет расчлененное строение, на севере, северо-западе тонкослоистое.

Если посмотреть на карту нефтенасыщенных толщин, на ней нет зон замещения. Однако по разрезу прослой часто имеют прерывистое строение. Протяженность прослоев различная, некоторые прослеживаются на расстоянии 3−4 скважин, некоторые встречаются в отдельных скважинах.

Только незначительная по толщине часть пласта (около 5 м) прослеживается на основной части площади. Это осложняет вовлечение в разработку всей толщины пласта.

Линзовое строение часто имеет подошвенная часть пласта. В кровле пласта часто встречается тонкослоистое строение. В центральной части залежи на западе выделяются два достаточно выдержанных прослоя, толщиной 6−8 м. Верхний прослеживается практически по всей площади с запада на восток, нижний осложнен зонами замещения к оси структуры замещается.

По оси структуры нефтенасыщенная толщина небольшая 4−6 м. К востоку от центра толщина увеличивается до 12−16 м. На востоке центральной зоны пласт сравнительно однороден. Здесь мощная монолитная толща изрезана тонкими глинистыми прослоями толщиной 0,4−1 м. Толщина песчаных прослоев от 2 до 6 м. В шестом блоке нефтенасыщенная толщина уменьшается. Запасы контактные с мощной толщей воды.

На юго-востоке пласт Б210 сливается с пластом Б110 в мощную однородную толщу. Интересно уменьшение нефтенасыщенной толщины к оси структуры.

Пласт Б310. Залежь пласта Б310 выделяется на юго-востоке месторождения. Она изолирована от основной залежи. Отметка ВНК в этом районе 2363 м, что на 17 м ниже отметки ВНК по основной залежи. Залежь водоплавающая. Отсутствует глинистый раздел между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями. Запасы контактные с мощной толщей воды.

Общая толща пласта 43 м, эффективная в среднем 24 м, нефтенасыщенная толща 8,6 м. Залежь небольшая. Размер залежи 4,1*6,4 км. Фильтрационные свойства пласта близки к пласту Б210. Промышленная нефтеносность доказана результатами эксплуатации скважин. Залежь пласта Б310 является самостоятельным объектом разработки. Объект Б310 представляет собой монолитный пласт, в котором местами встречаются глинистые и плотные прослои толщиной до 1 м, от верхнего Б1+210 отделяет перемычка от 4-х до 8-ми метров глин.

Пласт Ю1 стратегически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллитов, толщиной до 1 м. Сильная глинизация обусловила низкие емкостные свойства коллекторов, что привело к отсутствию залежи на своде структуры. В то же время улучшение коллекторских свойств на юго-восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти, несмотря на более низкие гипсометрические отметки. Водонефтяной контакт по залежи Ю1 с учетом данных по опробованию и комплекса ГИС принят на отметке — 2787 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5*5,2 км. Общая толщина пласта 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абс. отметка — 2787 м). Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренным скважинам изменяется от 1,4 м до 20,6 м. Средняя по залежи 8,2 м. Расчлененность пласта средняя. Коллектор характеризуется изменчивостью, от монолитного строения до сильно расчлененного. Фактический дебит по эксплутационным скважинам в среднем 33 т/сут. соответствует полученным при опробовании разведочных скважин 36 т/сут.

Опыт разбуривания аналогичного пласта на Фаинском месторождении говорит о сложности его строения. Возможны зоны замещения и зоны резкого увеличения толщины.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность 0,535%, подстилается подошвенной водой. Водоносная толща, подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи, в основном, незначительный — от 0,4 до 1,5 м. Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56%. В среднем обводненность новых скважин в 1990 году — 17%.

Пласт Ю2 относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен перслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40 м. Общая мощность свиты 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м. Пласт Ю2 подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1,0 до 8,6 м, в среднем составляет 3,9 м. Выделяются три отдельные залежи нефти, разделенные зонами замещения и водонасыщенным коллектором. Нефтенасыщенная толщина Ю2 вскрыта в 22 скважинах, из них в 8 скважинах менее 3 м, в 14 скважинах менее 5 м и только в 3 скважинах нефтенасыщенная толщина превышает 7 м. Эти скважины расположены в центральной части залежи. Минимальная толщина пласта 1,2 м в скв. 1252, расположенной на востоке залежи, 1,0 м в скв. 1172 на западе залежи. По результатам испытания в ней получена пленка нефти при дебите воды 29 м3/сут. Залежь недоразведана, внешний контур нефтеносности достоверно не определен.

Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости — 0,16, коэффициент проницаемости — 9,8 мкм2. Часть запасов залежи отнесена к забалансовым. Нефтенасыщенность пласта Ю2 доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти, скважины, испытанные на пласт Ю2, практически «сухие». Дебит нефти более 5 м3/сут. имеют лишь три скважины: № 1251 — 8,2 (нефтенасыщенная толщина 5,2 м), № 1253 — 6,82 (нефтенасыщенная толщина 4,3 м), № 6067 — 17,9 (нефтенасыщенная толщина 3,6 м). Испытание скважин проводились пластоиспытателем.

Восточный участок. Пласт Б110. На восточном участке нефтенасыщенность связана только с пластом Б110. Залежь небольшая по размерам 6*7 км. На западе от Южно-Сургутской площади залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения. Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В основном, пласт в разбуренной части по толщине выдержан 4−5 м. На северо-востоке на небольшой площади нефтенасыщенная толщина пласта увеличивается до 7−9 м за счет нефтенасыщения пласта Б210. На юге нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается до 1−3 м. В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,4 до 3 м. Глинистых прослоев от 0,4 до 2 м. При подсчете запасов залежь отнесена к чистонефтяным, однако от нижнего водоносного пласта раздел небольшой 1−4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3−10 м. Пласт имеет хорошие коллекторские свойства L пс 0,8−1, Pп 10−20 Ом.м. В зоне нефтенасыщения пласта нефтенасыщенность пониженная Pп 8−9 Ом.м. Продуктивность пласта высокая, средний удельный дебит 7−8 т/сут.н.