ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

     Рис. 2.12. Карта поверхности ВНК для  блоков 1 и 14 сеноманской газонефтяной залежи.

     Наиболее  низкий уровень контакта зафиксирован  в районе скважин 13-56.

     В скважине 13Р нижний объект испытания, из которого получен безводный приток нефти дебитом 8,1 м³/сут на 24-мм штуцере, располагается на отметках -863,2-871,2 м. Подошва нефтенасыщенных коллекторов по ГИС определена на отметке -876,8 м. В скважине 56Р испытание коллекторов выполнено практически над поверхностью ВНК в интервале с отметками -870-875 м.

     В скважинах восточного погружения структуры, соответственно расположенных в  краевых частях залежи, поверхность  ВНК поднимается до -862-852 м. Наиболее высокое его положение установлено в скважине 53Р. Водонефтяной контакт определен по ГИС непосредственно в песчаниках пласта ПК₁ на отметке -851,8 м. При испытании пласта в интервале с отметками -849,6-851,6 м получен непереливающий приток нефти дебитом 5,76 м³/сут.

     Таким образом, первый тектонический блок представлен единой массивной газонефтяной залежью, нефтяная часть которой  располагается по всей ее площади. По верхнему продуктивному пласту ПК₁ залежь имеет максимальную площадь с размерами 24 х 10км. Общая высота залежи достигает 220 м, при высоте газовой части до  140 м и нефтяной – до 92 м.

     Блок 2 выделен на северо-восточном погружении структуры. В его пределах пробурены 4 скважины - 2, 18, 31 и 52. В скважинах 2, 31 и 52 при опробовании кровли пласта ПК_1-7 получены притоки пластовой воды из интервалов перфорации с абсолютными отметками соответственно - 867,5 - 1049 м, - 839,3 - 842,3 м и - 846,15-878,15 м. В скважине 18 при испытании верхней части пласта ПК_1-7 в интервале отметок - 815,25 - 828,25 м был получен газа фонтан газа с абсолютно свободным дебитом 700 т.м³/сут. По ГИС песчаники определяются как газонасыщенные до отметки - 830,65 м. Ниже по разрезу выделяются как нефтенасыщенные два проницаемых интервала с отметками залегания - 834,7 - 838,5 м. Водонасыщенные коллекторы залегают с отметки - 841,7 м. Согласно результатам испытания и материалов ГИС, ГНК залежи принят на отметке – 831,0 м, ВНК на отметке – 839,0 м. Соответственно установленных уровней ГНК и ВНК в пределах блока в гипсометрически более высокой западной части предполагается нефтегазонасыщенность коллекторов в пласте ПК₂.

     Размеры залежи по второму блоку составляют 7,0 х 3,5 км, высота газовой шапки достигает 43,0 м, нефтенасыщенная толщина – 8,0 м.

     Блок 3 выделен по сейсмическим материалам в районе скважины 23 и характеризуется тектоническим ограничением со всех сторон, при небольших размерах 1,5 х 1,0 км расположен в северной части структуры, вскрыт скважиной 23. По сейсмическим данным явно устанавливается различие волновой картины от разрезов смежных блоков. Прежде всего, по динамической характеристике, прослеживанию «ярких пятен», отмечается аномально низкое положение газовой части залежи (рис. 2.13). В целом это подтверждается материалами ГИС и испытания в скважине.  

     Рис. 1.13. Отображение положения ГНК в скв. 23 на временном разрезе 3D съёмки 

     При испытании скважины 23 в интервале  а.о. - 809,68 - 849,68 м был получен фонтан газа с пленкой нефти. Кровельная часть пласта ПК_1-7 в связи с полученными результатами испытания и соответственно геофизической характеристике определяется как газосодержащая. Таким образом, по сравнению с залежами основного 1 блока газоносные песчаники располагаются гипсометрически на 60,0 м ниже.

     Положение ГНК залежи принято на отметке - 850,0 м, соответствующей подошве газоносных по испытанию коллекторов. Водонефтяной контакт принят по данным ГИС на отметке – 863,0 м. Высота газовой шапки 53,0 м, нефтяной «подушки» - 13,0 м при общих размерах залежи 1,5 х 1,0 км. Тип залежи – тектонически экранированная.

     Блок 4 выделен в центральной части Русской структуры, имеет субмеридиональное простирание вдоль основного разлома. Его протяженность достигает 14 км при максимальной ширине 3 км в средней части и остроугольным выклиниванием на севере. В пределах блока пробурены три скважины - 3, 35, 71.

       Газоносность отложений установлена  в результате испытания пласта  ПК_1-7 в скважинах 3 и 35. В скважине 35 из интервала перфорации с отметками - 775,57-781,57 м получен фонтан газа дебитом 270,6 тыс.м³/сут на 18 мм диафрагме. Положение ГНК определяется на отметке - 790,4 м. Эффективные газонасыщенные мощности изменяются в пределах от 48,4 м (скв.35) до 86,4 м (скв.3).

     Нефтеносность разреза доказана испытанием в скважине 35 объекта пласта ПК_1-7 в интервале отметок - 827,57 - 837,57 м, из которого получен приток нефти дебитом 5,8 м³/сут на 8-мм штуцере. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются в пределах от 33,2 м в скв.35 до 35,8 м в скв.3. Водонефтяной контакт принят на отметке – 844,0 м. Высота газовой шапки 145,0 м, нефтенасыщенная мощность – 45,0 м. Залежь массивная, тектонически экранированная.

     Блок 5 расположен в центральной части месторождения восточнее основного меридионального разлома, амплитуда которого достигает 250,0 м, вскрыт скважинами 22 и 25. По результатам опробования пласта ПК_1-7 получен фонтан газа. Залежь массивная, тектонически экранированная со всех сторон, в плане имеет конфигурацию ромба с диагоналями 1,0 и 2,0 км. Положение ГВК принято на отметке - 875,0 м.

     Блок 6 расположен в присводовой южной части структуры,  вскрыт скважиной 27Р, тектонически ограничен со всех сторон. По материалам ГИС и поинтервального опробования установлено, что в разрезе сеноманских отложений имеют место отдельные газонефтяные залежи, связанные с пластами ПК₁-ПК₂ и ПК₃-ПК₄. Глинистый раздел между пластами ПК₂ и ПК₃ при небольших размерах блока 1х2 км возможно распространен по всей его площади и является покрышкой нижней залежи.

     Нижняя  газонефтяная залежь приурочена к пластам  ПК₃-ПК₄.  Нефтяная часть полностью охарактеризована испытаниями, при этом из верхнего интервала с отметками -830,7-838,7 м получен приток нефти дебитом 20,8 м³/сут при уровне 269 м. Газонасыщенная часть залежи подтверждена при испытании интервала с отметками -803,7-811,7 м получением фонтана газа дебитом 91,7 тыс. м³/сут на 16-мм шайбе. По материалам ГИС положение ВНК отбивается на отметке 847,3 м. Газонефтяной раздел – на отметке -829,9 м.

     Верхняя газонефтяная залежь приурочена к горизонтам ПК₁-ПК₂.  Нефтяная часть залежи по всей ее высоте подтверждена испытанием песчаников в интервалах с абсолютными отметками -782,7-792,7 м -769,7-773,7 м, в результате которого получены безводные притоки нефти дебитами 2,4-2,9 м³/сут. Вышезалегающие коллекторы определены как газонасыщенные по ГИС. По материалам ГИС газонефтяной контакт этой залежи расположен в интервале глинистого раздела -768,7-769,3 м или на 61 м выше залежи пластов ПК₃-ПК₄. Положение ВНК залежи не определено, - 796,7 м является нижней отметкой залегания нефти в скважине.

     Блок 7 расположен в присводовой части структуры, вскрыт скважиной 19. В результате испытания песчаников пласта ПК_1-7 в интервале абсолютных отметок -871,1 - 876,1 м получен приток воды дебитом 3,168 м³/сут. Нефтенасыщенные коллекторы охарактеризованы испытанием в интервале - 821,1 - 831,1 м, из которого приток нефти составил 2,448 м³/сут при Нср.дин=538 м. Положение ВНК согласно этим результатам по ГИС определено по глинистому прослою в интервале - 859,7-863,2 м.

     Газовая часть залежи испытана в интервале - 781,1- 791,1 м, причем без установки моста с нижним интервалом, давшим приток нефти. В результате был получен приток газа дебитом 88 тыс.м³/сут на 9,5 мм диафрагме. Нефть отмечалась в продукции в виде следов совместно с выносившимся песком. По материалам ГИС положение ГНК определяется в интервале глинистого раздела с отметками - 815,5 -816,3 м., ВНК на отметке – 862,0 м. Высота газовой части залежи 120,0 м, нефтяной части – 46,0 м. Размеры составляют 1,5 х 1,5 км.

     Блок 8 приурочен к южной части площади месторождения. Прослеживается узкой полосой от  района скважины  151Р до южного погружения, где расширяется  в районе скважин 16Р, 20Р, 38Р и, таким образом имеет форму треугольника с высотой 8 км и основанием 10 км. С запада и северо-востока залежь ограничена разломами, с юга – ВНК.

       Испытанием скважин 16Р, 20Р, 38Р   доказана промышленная нефтегазоносность  пластов ПК₁ и ПК₂.

     В скважине 20Р при испытании кровельной части пласта ПК₁ в интервале отметок -792,3-797,3 м получен фонтан газа дебитом 246,4 тыс. м³/сут. Нижезалегающие коллекторы в интервале отметок -800,3-826,3 м интерпретируются нефтенасыщенными. Положение ВНК определяется по скважине 20Р на отметках -826,3-828,5 м. Нефтеносность разреза подтверждена получением нефти в скважине 16Р при испытании интервала абсолютных отметок -816,9-821,9 м и 38Р с отметок 810,1-818,1 м, то есть в полном соответствии с материалами по скважине 20Р. В целом по блоку положение ВНК устанавливается практически горизонтальным в среднем на отметке -827 м. По сравнению со смежным основным блоком раздел нефти с водой в блоке 8 погружен на 25 м, а положение ГНК с отметкой -800 м ниже только на 10 м. Изменения уровней контактов по блокам достаточно уверенно отображается и в волновом сейсмическом поле (рис. 2.14). Кроме пластов ПК₁-ПК₂ предполагается в разрезе нефтегазоносность песчаников пласта ПК₃ на небольшом участке в гипсометрически наиболее высокой части структуры. В целом по объекту высота  газовой части залежи составляет около 50 м, нефтяной части - 27 м.  

     Рис. 1.14 Отображение положения ГНК в скв. 38 и скв. 16 на временном разрезе 3D съёмки 

     Блок 9 тектонически экранированный с четырех сторон примыкает с востока к Юрибейскому разлому, характеризуется небольшими 3 х 0,8 км размерами.

     Нефтегазоносность разреза связана с пластами ПК₁-ПК₃, вскрытыми единственной в пределах блока скважиной 21Р. При опробовании в ней интервала пласта ПК₃ с отметками -819,3-825,3 получен фонтан газа. По ГИС до отметки – 840,1 м пласт газонасыщенный. Из нижележащих отложений при испытании в интервалах -852,3-859,3 м  и -864,3-873,3 м получены притоки пластовой воды с нефтью.

     По  материалам ГИС и испытания водонефтяной раздел проходит в интервале мощного  глинистого раздела -858,7-882,9 м, для геометризации положении ВНК условно принято на отметке -860 м.

     В целом по блоку высота газонасыщенной части разреза составляет 85 м, нефтенасыщенной – 20 м. Сравнение нефтегазоносности со смежными блоками показывает, что в пределах блока 9 положение ГНК намного, почти на 50 м ниже, гипсометрически низким является и положение ВНК. Это достаточно надежно подтверждается и сейсмическими материалами (рис. 2.15) по динамике волнового поля.

     Нефтегазоносность остальных участков месторождения  связана с блоками, располагающимися в зоне дробления и к западу от Юрибейского разлома. 
 

     Рис. 1.15. Отображение положения ГНК в скв. 21 и скв. 38 на временном разрезе 3D съёмки. 

     Блок 10 расположен на севере погруженной зоны, вскрыт скважиной 15. При опробовании пласта ПК_1-7 в интервале с отметками - 873,7 - 879,7 м получен фонтан газа. По ГИС коллекторы газонасыщенные до отметки - 920,9 м. В интервале отметок - 929,3 - 963,1 м предполагается нефтенасыщение коллекторов. ГНК принят на отметке - 921,0 м, ВНК – условно на отметке – 963,0 м. Размеры залежи 1,2 х 2,0 км.

     Блок 11 расположен на севере погруженной зоны, примыкает к блоку 10 с юга, относительно которого является резко приподнятым. В его пределах пробурена только одна скважина 28 в присводовой части осложняющего блок поднятия. При испытании, выполненном в скважине 28, поинтервально на абсолютных отметках -850,86 - 859,86 м и - 891,86 - 896,86 м получены фонтаны газа. По ГИС коллекторы газонасыщенные до отметки - 912,8 м. Нефтенасыщенные коллекторы определены по материалам каротажа с залеганием в интервале отметок - 918,0 – 951,0 м. Положение ГНК принято на отметке – 918,0 м, ВНК - 951,0 м. Соответственно, установленная высота газовой части залежи составляет 97,0 м, нефтенасыщенной части – 33,0 м. Залежь тектонически экранированная со всех сторон, ее размеры 1,2 х 4,0 км.

     Блок 12 расположен на западном погружении структуры, западнее основной разломной зоны и вытянут с севера на юг. Вскрыт тремя скважинами 29, 64 и 65, характеризуется низким гипсометрическим уровнем залегания продуктивных пластов по отношению к другим блокам.

     В скважинах 29 и 65 коллекторы сеноманской  толщи, с отметок кровли  
- 897,0 – 899,0 м, являются водоносными как по материалам ГИС, так и опробования. В скважине 64 в самой кровле пласта по ГИС выделяется 1,2 м песчаников нефтенасыщенных в интервале отметок - 876,3 - 877,5 м.

     В пределах этого блока насыщение  коллекторов нефтью предполагается в среднем до отметки не ниже –  887,0 м. В наиболее приподнятой части структуры прогнозируется газовая шапка с условно принятым ГНК на отметке – 850,0 м. Соответственно, высота газовой части залежи составит около 30,0 м, нефтенасыщенной - 37,0 м.