Самотлорское нефтегазовое месторождение

     Самотлорское нефтегазовое месторождение, крупнейшее не только в Западной Сибири, но и в России. Самотлорское месторождение открыто в 1965 г. и в 1969 г. введено в разработку. Оно расположено на Нижневартовском своде в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое по кровле пласта БВ₁₀ объединяет несколько локальных структур. Месторождение имеет очень большой диапазон нефтегазоносности: от средней юры (J₂) до аптского яруса нижнего мела (К₁а) включительно (АВ₁). Общая высота этажа нефтегазоносности около 600 м. Также высоки этажи продуктивности отдельных пластов. Наиболее богатый пласт БВ₈ делится на четыре части, нередко сливающиеся вместе. Высота этажа нефтеносности пласта БВ₈ ^1-3 равна 150 м. Размеры залежи 39 х 26 км. У пласта БВ₈ высота залежи 155 м, размеры 43 х 27 км. Также велики размеры других залежей. Они пластово-сводовые, многие сложнопостроенные.  

     Дебиты нефти в разведочных скважинах колебались от 50 до 160 м³/сут. Выделяется пласт БВ₈, дебиты из которого составляли 100 – 200 м³/сут. Дебиты газа из газовой шапки пласта АВ₁ достигали 400 – 500 тыс. м³/сут.

Характеристика нефтегазоносности Самотлорского нефтегазового месторождения.

Индекс про-дуктивного пласта	Индекс фазового состояния залежи	Индекс типа ловушки	Мощность покрышки,   м	Пластовая темпера-тура, 0С	Абсолют-ные отмет-ки контак-тов, м	Высота залежи,   м
ПК1	Г	М	700	-	-	16
АВ1	НГ	ПС	20	-	1610/1693	143
АВ2-3	Н	ПС	2	62	1693	108
АВ4-5	Н	ПС	20	62	1693	63
АВ6	Н	ПМ	5	62	1750	10
БВ8	Н	ПС	5	72	2076	115
БВ10	Н	ПС	15	75	2200	85
БВ10	Н	ПС	20	75	2157	100
БВ11	Н	ПС	5	-	2167	100

Залежи: Г – газовые, ГК – газоконденсатные. Типы ловушек: М – массивный, ПС – пластовые сводовые.

     Нефти Самотлорского месторождения большей частью легкие (0,842 – 0,855 г/см³), маловязкие, смолистые (4,4 – 6,8 %), парафинистые (3,5 – 4,6 %), сернистые (0,9 – 1,4 %). Газы, в основном, метановые (77,01 – 85,88 %), жирные (этан + пропан до 16%).

     Исключительно благоприятные параметры Самотлорского месторождения привели к его сверхинтенсивной разработке. Началась она в 1969 г. Пик годовой добычи – 154 млн.т был достигнут уже в 1980 г. за счет усиленной разработки пласта БВ₈. После этого добыча стала резко снижаться. В 1994 г. она составила 25,1 млн.т. Текущая обводненность достигла 91,3%. Дебит нефти снизился до 9,5 т/сут.

 

Быстринское нефтяное месторождение расположено к северо-западу от г. Сургут, непосредственно к западу от Яун-Лорского месторождения. В тектоническом отношении Быстринское месторождение приурочено к Быстринско-Вынгинскому, Южно-Минчимкинскому, Аношкинскому и Корявинскому поднятиям, расположенным в центральной части Сургутского свода.

По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Быстринско-Вынгинское поднятие оконтуривается изогипсой -2600 м, размеры его составляют 5,0x18,0 км, амплитуда 100 м. Южно-Минчимкинское поднятие - замыкается изогипсой -2575 м, размеры его составляют 4,0 х 14,0 км, амплитуда - 80 м. Крылья поднятий извилистые, углы наклона варьируют от долей градуса до трех градусов. Структурный план Быстринского месторождения сохраняется по всему разрезу осадочного чехла, выполаживаясь вверх по разрезу.

Сводный литолого-стратиграфический разрез Сургутского нефтегазоносного района приведен на рисунке

Нефтяные и газонефтяные залежи в пределах Быстринского месторождения установлены в широком диапазоне геологического разреза - в пластах групп ЮС, БС и АС. Этаж нефтегазоносности Быстринского месторождения порядка 800 м: залежи нефти выявлены в пласте ЮС₂ тюменской свиты среднеюрских отложений, в пластах ачимовской толщи БС  и БС  сортымской свиты и в пластах БС  и БС усть-балыкской свиты, газонефтяные залежи - в пластах АС , АС  и АС  сангопайской свиты нижнемеловых отложений.

Быстринское месторождение по количеству нефтегазоносных объектов относится к многопластовым. Промышленные запасы нефти приурочены к залежам пластов ЮС₂, БС , БС , БС₂, БC , AC₉, АС₈ и АС₇.

Пласт ЮС₂, общей толщиной 23,1 м, представлен тонким чередованием песчано-глинистых пород или выделен в виде локальных линз. Толщина проницаемых прослоев в среднем равна 1,5 м, непроницаемых – 3,0 м. Наблюдается возрастание эффективных толщин в направлении с севера на юг; эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м в скважине №3188 до 17,4 м в скважине №2264. Пласт характеризуется значениями коэффициентов песчанистости – 0,3 и расчлененности - 4,8, в продуктивной части пласта – 0,4 и 2,8, соответственно.

 В разрезе скважин в кровельной части пласта выделяются отдельные проницаемые пропластки с лучшими ФЕС, среднее значение пористости по ГИС равно 16%, проницаемости - 0.009 мкм².

В пределах месторождения выделены шесть площадей нефтеносности пласта ЮС₂, где эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м в скважине № 3198 до 16,6 м в скважине № 2259, при среднем значении 5,0 м. В единичных скважинах нефтенасыщенный коллектор представлен монолитным песчаником, толщина которого достигает 14,4 м (скважина №3468).

Нефтенасыщенность пласта ЮС₂ не всегда приурочена к вершинам структур; при испытании пласта в скважине № 106Р, пробуренной на северо­-восточном крыле поднятия, получен приток нефти дебитом 2,7 м³/сут при Нд=530 м. Избирательное нефтенасыщение коллекторов обусловлено физико-литологическими свойствами пласта, которые контролируются его гипсометрическим положением в разрезе структуры, связанностью прослоев коллекторов и ФЕС. При разделении полей нефтеносности выделены участки развития коллекторов с низкими коллекторскими свойствами и, как следствие, с низким нефтенасыщением . Границы участков нефтеносности выделены условно, так как определение положения ВНК затруднено: раздел «нефть-вода» изменяется в диапазоне абсолютных отметок от -2659 м до -2706 м. Размеры участков изменяются от 0,3x0,9 км до 5,0x5,0 км.

В отложениях ачимовской толщи выделены два объекта разработки - пласты БС  и БС , разделенные глинистым разделом толщиной 12-16 м. Коллекторы представлены пропластками глинистых песчаников толщиной 1-5 м, со средней расчлененностью по пластам БС  - 5,88 и БС  - 8,76 и песчанистостью, соответственно, 0,35 и 0,54.

ФЕС коллекторов невысокие; значения пористости ачимовских пластов BC  и БС  близки к 19%, соответственно, среднее значение проницаемости коллекторов около 0,022 – 0,030 мкм² .

Нефтеносность пласта БС приурочена к двум залежам, находящимся в сводовых частях структур: Северной, расположенной в пределах Южно-Минчимкинского поднятия, и Центральной, протягивающейся полосой от центра месторождения до южной его границы. Коллекторы Северной залежи в северо-­восточной части замещены глинистыми породами, а в южном направлении отмечено увеличение эффективных толщин .

Гипсометрическое положение Северной залежи выше, чем Центральной: ВНК первой залежи колеблется в пределах абсолютных отметок -2453-2462 м, вторая залежь несколько погружена и имеет отметки ВНК -2469-2508 м.

Нефтенасыщенные толщины достигают 27,4 м (скважины №№3302, 3315) в Северной залежи и 24,9 м в скважине №3102 - в Центральной. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 8,6 м .

 

Залежи пластово-сводового типа, участками литологически экранированные. Размеры Северной залежи 9,5x4,0 км, Центральной – 17,5x5,0 км, высота их -47,5 м и 38,5 м.

 Коллекторы пласта БС  присутствуют в пределах Быстринско-Вынгинского поднятия, на Южно-Минчимкинской площади пласт представлен глинисто-алевролитовыми разностями пород. В южном направлении эффективная толщина пласта увеличивается до 37,8 м (скважина №1404). В пласте БC  выделено четыре нефтяные залежи пластово-сводового типа.

Залежь 1 вскрыта скважинами №№3182, 3196 и 3197. ВНК принят на абсолютной отметке -2420 м, средняя нефтенасыщенная толщина равна 2,6 м. Размеры залежи 0,75 х 1,0 км, высота 12,0 м. Залежь водоплавающая.

Залежь 2 имеет небольшую нефтяную зону на севере и три нефтяных участка на юге. Водонефтяная зона занимает 93,9 % площади залежи. Среднее положение ВНК в северной и восточной частях залежи приняты на абсолютной отметке -2418,0 м, на юге - на отметке -2423,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,1 м, при максимальном значении 22,2 м в скважине №3116. Размеры залежи 4,75 х 2,75 км, высота – 43,5 м.

Залежь 3 на большей части площади (96,7 %) водоплавающая. В северной части в районе скважины №111Р и в южной - скважина №3468 выделены небольшие нефтяные зоны. ВНК залежи колеблется на абсолютных отметках -2418,0-2429,0 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м в скважине №2328 до 13,0 м в скважине №2252 при среднем значении по залежи – 4,5 м. Размеры залежи 6,5 х 2,5 км, высота – 30,5 м.

Залежь 4 водоплавающая, выделена по материалам ГИС. ВНК принят на абсолютной отметке -2449,2 м. Размеры залежи 1,25 х 1,75 км, высота – 30,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 4,5 м.

Пласты БС  и БС₂ разделены глинистым разделом толщиной 4,0-6,0 м. Запасы нефти пластов составляют 33,8 % от суммарных запасов месторождения. В плане залежи нефти совпадают в центральной части месторождения, на севере коллекторы пласта БC  замещаются глинистыми породами. Нефтяные залежи пластово-сводового типа, имеющие активную связь с законтурными водами. Залежи гидродинамически связаны. ВНК определен на абсолютной отметке -2045 м.

Пласт БС , общая толщина которого 13,9 м, характеризуется повсеместным развитием. Пласт представлен песчаными коллекторами с прослоями глинисто-аргиллитовых пород, средние коэффициенты: расчлененности -3,35, песчанистости – 0,49. Эффективная толщина пласта, достигающая 19.2 м (скв. № 141Р) в южной части, уменьшается в северном направлении и в среднем составляет 6,8 м.

ФЕС коллекторов, слагающих пласт, довольно высокие: среднее значения пористости в нефтенасыщенной части по ГИС равно 25,5%, проницаемости - 0.400 мкм². В юго-восточной части пласта в районе скважины № 425 выделен участок с повышенной проницаемостью, достигающей 0.927 мкм² (по керну).

Основная залежь пласта БС₂ приурочена к Южно-Минчимкинскому и Быстринско-Вынгинскому поднятиям. В пределах залежи выделены две нефтяные зоны. Наибольшая нефтенасыщенная толщина 12,8 м вскрыта в южной части залежи в скважине №3060, на северном участке - толщины несколько ниже, при среднем значении по залежи равном 5,2 м

Размеры северного и центрального участков нефтеносности, близки по площади 14,5 х 5,5 км, 19,5 х 6,2 км и высоте - 23 м и 26 м.

Северо-западнее основной залежи выявлена самостоятельная залежь в районе скважины №139Р, имеющая незначительные размеры 0,6 х 0,4 км, высотой около 5 м. ВНК принят на абсолютной отметке -2035 м. Нефтенасыщенная толщина 3,1 м. Залежь пластово-сводового типа, водоплавающая.

Пласт БС , представленный песчаниками, развит в центральной части месторождения, в северной части - песчаники замещаются глинисто-алевритовыми породами. Общая толщина пласта в среднем равна 5,3 м, в северном направлении отмечается уменьшении толщины пласта. Коэффициенты песчанистости - 0,62, расчлененности - 1.34.

    Коллекторские свойства продуктивной части пласта БC₁ по данным ГИС более высокие, чем нижележащего пласта БС₂: пористость 26,5%, проницаемость 0.624 мкм². В нефтенасыщенных коллекторах проницаемость выше, чем в водонасыщенной части пласта - 0,611 мкм².

Залежь нефти пласта БC  имеет размеры 18,2x8,0 км, высоту – 36,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,4 м.

Пласт АС₉, общей толщиной 16,2 м, представлен чередованием песчано-алевритовых пород и глинистых прослоев. В пласте выделяются локальные зоны замещения коллекторов плотными и глинистыми разностями. Эффективная толщина пласта увеличивается в северном направлении и достигает 25,2 м в скважинах №№ 780, 1621, при среднем значении 5,6 м.

Несмотря на повсеместное развитие пласта, он не отличается выдержанностью. Продуктивная толща характеризуется средними коэффициентами песчанистости в нефтенасыщенной части 0,37 и расчлененности – 2,22. Наиболее высокие ФЕС пласта отмечаются в северной части месторождения - средние значения пористости в нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС - 24,5%, проницаемости – 0,096 мкм².

В пласте выделены две залежи - северная и южная.

Северная залежь, приуроченная к Южно-Минчимкинской площади, почти повсеместно подстилается водой, лишь на самых высоких отметках в районе скважин №№ 216, 377, 378,1479 и 3296 выделены небольшие газонефтяные зоны.

Южная залежь нефтяная с большой водоплавающей зоной (84,7 %), в скважинах № 101Р и №3232 по ГИС выделены газонасыщенные пропластки. В пределах залежи выделяются локальные участки замещения коллекторов плотными и глинистыми породами в районе скважин №№3202, 3184, 343, 3059 и 3232.

ВНК залежей близки по абсолютным отметкам -1911,5 (северная) -1912,0 м (южная), средние нефтенасыщенные толщины залежей – 3,8 м и 3,3 м. ГНК определен на абсолютной отметке -1894,0 м, газонасыщенная толщина – 2,5 м. Залежи пластово-сводового типа, южная - участками литологически ограниченная. Размеры северной залежи 11,0x4,0 км, высота – 13,5 м, южной – 18,0x4,0 км, высота 20,0 м.

Пласт АС₈, общей толщиной 25,9 м, представленный песчаниками, развит повсеместно, за исключением локальной зоны замещения коллекторов глинистыми породами на северо-западе месторождения (скважина №117Р). Средние коэффициенты песчанистости пласта – 0,37 и расчлененности – 5,31. В разрезе выделяется верхняя, более опесчаненная часть, и нижняя, имеющая линзовидный характер распространения коллекторов. Среднее значение пористости коллекторов в нефтенасыщенной части по данным ГИС - 23,5%, проницаемости – 0,070 мкм².

В пласте АС₈ выделены две залежи пластово-сводового типа: основная залежь, занимающая 99,34 % площади нефтеносности пласта и небольшая залежь нефти, приуроченная к Аношкинской площади.

Основная залежь пласта АС₈ газонефтяная. ГНК единый для пластов АС₇ и АС₈, принят на абсолютной отметке -1894,0 м. Средний уровень ВНК принят на абсолютной отметке -1908,0 м, в южной части залежи ВНК понижается до абсолютной отметки -1925,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина достигает 18,8 м в скважине № 3024, при среднем значении 7,4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 5,5 м. Размеры залежи 37,5x10,8 км, высота – 39,0 м.

Залежь Аношкинской площади расположена западнее основной залежи. ВНК залежи принят на абсолютной отметке -1920,0 м, залежь в основном водоплавающая, только в скважинах № 104Р и 119Р вскрыт нефтенасыщенный коллектор толщиной 7,6 м и 7,2 м. Промышленная значимость залежи подтверждена результатами испытания скважин: из скважины №6173 получена нефть с водой дебитом 7,1 т/сут., обводненность 11 %. Залежь асимметричной формы, размеры – 1,5x2,5 км, высота – 11,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина залежи 2,2 м.

Пласт АС₇, общей толщиной 4,9 м, развит повсеместно. Он представлен одним-двумя пропластками песчаных коллекторов. Эффективная толщина изменяется от 1,2 м в скважине № 131Р до 9,6 м в скважине №3276, среднее значение - 3,9 м. Средние значения пористости коллекторов - 2,9%, проницаемости – 0,069 мкм².

В пределах Быстринского месторождения выделена нефтегазовая залежь пласта АС₇, которая распространяется на Южно-Минчимкинское, Быстринско-Вынгинское, Аношкинское и Корявинское поднятия. В северной части месторождения залежь пласта АС₇ соединяется с Вачимской залежью одноименного пласта, на северо-востоке - с Яунлорской залежью.

Залежь пластово-сводовая, в своде структуры пласт газонасыщен, на крыльях выделяется нефтяная оторочка. ГНК залежи определен на абсолютной отметке -1894,0 м. ВНК в разных частях залежи изменяется в интервале отметок -1905,0 -1925,2 м: на основной части площади ВНК принят на отметке -1905,0 м, в южной части месторождения ВНК проводится условно на отметках -1919,5-1925,2 м, на Аношкинской площади - на отметке -1920,0 м. Средняя газонасыщенная толщина равна 3,5 м, нефтенасыщенная -2,9 м. Размеры залежи 40,0x11,8 км, высота – 45,0 м.

Пласты группы АС разделяются глинистыми перемычками толщиной 2,0-14,0 м. По признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных пород основных продуктивных пластов Быстринское месторождение является газонефтяным, по геологическому строению – сложнопостроенным.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: