Исследование нагнетательных скважин на месторождении

Подземные воды повсеместно  насыщены углеводородным газом с  содержанием СН₄=93%, тяжелых УВ=17%, N=1.6-4.15%, CO₂=2.13%, SH₄ отсутствует.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается пачкой глин алымской свиты толщиной 23-42 м.

Третий водоносный комплекс слагается отложениями покурской  свиты апт-альб-сеноманского возраста. Отличается от выше и нижележащих  преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Толщина изменяется от 680 до 700 метров.

Водонасыщенные отложения  в рассматриваемом районе характеризуются  высокими коллекторскими свойствами: пористость 23-32%, проницаемость 30-170х10^-15 м² - 360-970х10^-15 м². Подземные воды покурской свиты использовались для законтурного заводнения.

Воды напорного апт-сеноманского комплекса CL-Ca типа, бессульфатные с минерализацией 15.3 г/л - 19.2 г/л.

Водоупором сеноманского комплекса является мощная (500-800 метров) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста.

Первый водоносный комплекс приурочен к континентальным отложениям олигоценового и четвертичного возраста толщиной 350-360 метров.

Воды комплекса напорно-безнапорные. Дебиты водозаборных скважин на месторождении изменяются от 389 до 717 м³/сут. Комплекс находится в зонах интенсивного и затрудненного водообмена.

Для хозяйственно-питьевого  водоснабжения в рассматриваемом  районе используются воды атлым-новомихайловского  и тавдинского водоносных горизонтов.

 

2.3. Характеристика продуктивных  пластов

 

2.3.1.Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ₁₀

 

Горизонт БВ₁₀ залегает на глубинах 2100 - 2220 м, и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

В настоящее время  в составе горизонта выделяются два пласта БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺².

Пласты БВ₁₀⁰ и БВ₁₀^1-2 разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность  залежи пласта БВ₁₀⁰ от залежи пласта БВ₁₀^1-2.

Основная залежь, содержащая 72.8% запасов  горизонта, приурочена к южной части  структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто-нефтяные зоны: Самотлорская и Южно-Белозерная разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 км. ВНК в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 м, понижаясь в восточном направлении. Вблизи зон замещения наблюдается подъем ВНК до минус 2114.4 м связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников. Размеры основной залежи 24´18.5 км, высота - 125 м.

Северная залежь приурочена к Северу-Белозерной структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10.5´12 км, высота - 75.

В пласте БВ₁₀⁰ разведаны две залежи Северо-Белозерная и Черногорская.

Северо-Белозерная залежь структурно-литологического типа, содержит 88.5% запасов БВ₁₀⁰. Залежь имеет неправильную  форму вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина ВНЗ - 1750 м.  ВНК фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 м. Размеры залежи 18´25 км, высота - 110 м. Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 км к северо-востоку от Северо-Белозерной. ВНК принят на отметке минус 2230 м. Размеры ее 3´7 км, высота - 32 м.

В пределах залежей пласт  БВ₁₀⁰ развит в фации промышленно- продуктивных коллекторов, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами.   Общая толщина пласта  - 15 м.

Объект БВ₁₀ Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабо пространственной выдержанностью  слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются:

- гидродинамически связанные  коллекторы (ГСК) -  пропластки, приуроченные к интервалам разреза с песчанистостью 0.6 и более. Проницаемость ГСК – 0,422 м^2.10^-12, залегают в кровельной части разреза горизонта;

- прерывистые коллекторы (ПК) - пропластки, приуроченные к интервалам разреза   с песчанистостью 0,3 – 0,6. Проницаемость ПК – 0,109 м^2.10^-12, залегают, как правило, в центральной, реже в кровельной и подошвенной частях горизонта;

- сильно прерывистые  коллекторы (СПК), приурочены к интервалам  разреза с песчанистостью 0,3 и  менее. Проницаемость СПК –  0,036 м^2.10^-12, залегают в основном в подошвенной, реже в центральной части разреза.

 

По удельному содержанию объема пород того или иного литологического  класса продуктивные пласты подразделяют на 4 типа:

 

1. Средняя песчанистость  Р > 0,7; в разрезе присутствуют  лишь ГСК;

2. 0,5 < Р < 0,7; доля  ГСК изменяется от 0,5 до 1;

3. Средняя песчанистость  0,3 < Р <0,5; доля ГСК от 0,5 до 0,3; преобладают пропластки, относящиеся  к ПК и СПК;

4. Р < 0,3, ГСК в разрезе  отсутствует; преобладает СПК,  на долю которого приходится 50 - 100% объема нефтенасыщенных пород.

 

В соответствии с приведенной  выше классификацией на большей части  площади горизонт БВ₁₀ по своим геологическим характеристикам относится к третьему (45% площади) и четвертому типам строения.

Пласт БВ₁₀ в площади ОДАО "Самотлорнефть" представлен коллекторами, относящимися в основном к классу СПК и ПК, которые характеризуются частым чередованием аргиллитов и плотных пород с прослоями песчаников, имеющих толщины от 0,4 до 4,0 м.

 

 

 

2.3.2. Характеристика геологического  строения продуктивного горизонта БВ₈

 

Горизонт БВ₈ является основным продуктивным горизонтом Самотлорского месторождения. Отложения горизонта представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

 

По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ₈ выделяют сверху вниз три пласта: БВ₈⁰, БВ₈^1-2, БВ₈³.

К выделенным пластам  приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ₈^1-3 и залежь пласта БВ₈⁰.

Залежь пласта БВ₈^1-3  - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27´37.5 км, высота 138 м. ВНК в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 м. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи. Залежь приурочена к пластам БВ₈^1-2 и БВ₈³.

Пласт БВ₈¹⁺² развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласта 16 метров.

Залежь пласта БВ₈⁰  относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28.5´41 км, высота 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, ВНК отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ₈^1-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

Пласт БВ₈⁰ имеет неповсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ₈^1-2 глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах  здесь достигает 14.6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ₈⁰ равна 4,8 метров.

 

 

2.3.3. Характер-ка геологического строения продуктивного горизонта АВ_4-5

 

Основная залежь нефти  горизонта АВ_4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27´18.7 км. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, высота центральной газовой шапки 15м. Водонефтяной контакт принимается на отметках - 1670 - 1690 м, газонефтяной контакт на отметке - 1615 м.

Залежь  нефти горизонта  АВ_4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 км, на большей части площади 8 - 12 км.

 

В пределах залежи горизонта  АВ_4-5 были выделены следующие типы разреза:

-представленный преимущественно  монолитными песчаниками (толщина  проницаемого прослоя > 4 м);

-представленный чередованием  песчано-алевролитовых и глинистых слоев.

Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ_4-5 является значительной - достигает 60 м, эффективные же толщины колеблются от 10 м на западе и северо-западе до 53 м в центре залежи при среднем значении этой величины 30 м, а нефтенасыщенной толщины 19 м.

 

2.3.4. Характер-ка геологического  строения продуктивного горизонта  АВ_2-3

 

Продуктивный горизонт АВ_2-3 общей толщиной 32 м отделен от горизонта АВ_4-5 глинистым разделом толщиной 6 – 10 м и имеет сложное геологическое строение.

Приуроченная к горизонту  залежь нефти, относится к типу пластовых  сводовых. Залежь имеет газовую шапку  размером 15´10.5 км и высотой 20 м. Размеры нефтяной залежи 32´50 км, высота - 94 м, этаж нефтеносности 75 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.6 до 14 км, в среднем она равна 2 - 3 км. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 м, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему ВНК.

Газонефтяной контакт  практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 м, обусловленными неоднородностью  пластов и ошибками в определении  удлинении наклонных скважин.

В пределах залежи продуктивная толща  горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 м с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один  монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров.

 

2.3.5. Характер-ка геологического  строения продуктивного горизонта  АВ₁

 

Горизонт АВ₁ отделен от нижележащего горизонта АВ_2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта  выделяют два пласта: АВ₁³ - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ₁^1-2 - представленный в основном своем объеме сильноглинистыми ("рябчиковыми") породами. Общая толщина пласта АВ₁³ равна 14 м, пласта АВ₁^1-2 - 24 м.

Залежь нефти пласта АВ₁³ относится к типу пластовых сводных с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35´55 км, этаж нефтеносности 75 м. Размеры газовой шапки 17´24 км, высота 54 м. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0, на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта, до 6 км, в среднем она равна 2 - 3 км.

Водонефтяной контакт  залежей  горизонта  АВ₁ отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698  м, с небольшим наклоном в восточном направлении. Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке - 1611 м. Пласт АВ₁³ отделен от вышележащего пласта АВ₁^1-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м.

Залежь нефти пласта АВ₁^1-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ₁^1-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м.

В пределах залежи пласт  АВ₁^1-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 – 0.1 м.

 

2.3.6. Характер-ка геологич-го  строения продуктивных пластов  ЮВ₁¹ и ЮВ₁²

 

Продуктивные отложения  ЮВ₁ залегают на глубинах 2360-2535 метров и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов, общая толщина которых 45 - 50 метров. В разрезе юрских отложений выделено сверху вниз два пласта: ЮВ₁¹ и ЮВ₁², имеющие неповсеместное распространение. В пределах развития этих пластов выявлены Самотлорская, Северо-Белозерная, Западно-Черногорская и Черногорская нефтяные залежи пластово-сводового типа.

В пределах Самотлорской структуры разрез представлен двумя  песчаными пластами ЮВ₁¹ и ЮВ₁² разделенными пачкой глинистых пород толщиной от 2,5 до 16,5 м. Толщина пласта ЮВ₁² достигает 24,5 м, ЮВ₁¹ - 145 м. На северо-запад и юго-восток от свода Самотлорского поднятия происходит глинизация разреза.

 

 

2.3.7. Характеристика геологического  строения продуктивных пластов  БВ_19-20 (ачимовская толща)

 

Ачимовская толща залегает на глубинах 2250 - 2365 метров. Общая толщина  ачимовских отложений 85 метров. Промышленная нефтеносность выявлена в верхней части толщи в пластах БВ_19-20. К этим пластам приурочены две самостоятельные залежи нефти.