Новости
Нефтеносность Покачевского местрождения
Опубликовано: 13.10.2018
Промышленная нефтеносность установлена в 18 пластах: АВ 1 3, АВ 2, АВ 3, АВ 4, АВ 5, АВ 6, АВ 7, АВ 8, БВ 0 0, БВ 0 1, БВ 1, БВ 1 0, БВ 2, БВ 3, БВ 6, БВ7, БВ 8, ЮВ 1.
Основными объектами содержащими большую часть запасов являются пласты: АВ 1 3, АВ 2, АВ 3, АВ 5, БВ 6, БВ 8. Ниже приводиться характеристика продуктивных пластов.
Залежи пласта ЮВ 1
Продуктивность плата ЮВ 1 установлена на центральном, восточном, северном и западном поднятиях. Характерной особенностью тектонического строения структур является осложнение структурного плана по кровле пласта отдельными куполами.
Пласт вскрыт на глубинах 2627-2670 м общей толщиной 11,1 м. В разрезе пласта выделяется обычно не более четырех пропластков. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина до 40м.
Залежь пласта ЮВ 1 пластово-сводовая..
Залежь западного поднятия размером 4.0*3.7 км. ВНК на отметке 2671м, высота до 14 м. При опробовании разведочной скважины 40р получен приток безводной нефти дебитом 151,5 м 3/сут на 6 мм штуцере.
На центральном поднятии выявлено две залежи.
Юго-западная залежь вытянута в субширотном направлении на 3,8 км. при ширине 1,5 км. ВНК на отметке -2646м, высота до 16 м.
При опробовании разведочной скважины 44р получен приток нефти с водой дебитом 65 м3/сут, при обводненности 12,5%.
Основная залежь центрального поднятия осложнена тремя куполами и ориентирована с юго - запада на северо - восток. Размер залежи 13,3 км при ширине 1 – 2,7 км. ВНК колеблется от 2642 м, на юго-западе до 2669 м на северо-востоке. Высота залежи до 12 м.
При опробовании разведочных скважин 11, 80, 14, 10, 38, 33 получены промышленные фонтанные притоки безводной нефти дебитом соответственно: 90 м3/сут (8 мм штуцер), 129,6 м 3/сут (8 мм штуцер), 130 м 3/сут (10 мм штуцер), 55,1 т/сут. (6 мм штуцер), 43,1 м 3/сут (8 мм штуцер), 20,5 м 3/сут ( 6 мм штуцер). На восточном поднятии установлено две залежи. Залежь западного купола тянется в меридиональном направлении на 4 км при ширине 1 км. ВНК на отметке -2645м, высота 6 м. При эксплуатации скважин 1001, 1002, получены притоки безводной нефти дебитом соответственно: 7,4 м 3/сут, и 8,5 м 3/сут. (нгн-43).
Залежь восточного купола размером 2,5*1,5 км. ВНК на отметке -2660м, высота 2,8м. При опробовании разведочной скважины 30р получен приток безводной нефти дебитом 1,2 м 3/сут.
Залежь северного поднятия размером 2,6*1,6 км. ВНК - 2673м, высота 8,5 м. При опробовании разведочной скважины 50р получен приток безводной нефти дебитом 3,4 м 3/сут.
В северной части Покачевского месторождения в 1995 году была пробурена разведочная скважина 139 (Ахтамарская площадь), при опробовании в которой с пласта ЮВ 1 (2759,4 - 2765,2 м) получен промышленный приток безводной нефти дебитом 48 м3/сут.
Данные бурения и опробования скважины 139р позволили произвести прирост запасов (извлекаемых) нефти по категориям: С1 - 158тыс.т., С2 - 65тыс.т., которые утверждены ЦКЗ РФ (протокол №6 - 96 от 1303.96 г.).
Залежь простирается с северо - востока на юго - запад на 3875 м, с северо - запада на юго - восток на 2000 м ВНК - 2695м, высота 6 м.
Залежь пласта БВ 8
Пласт БВ 8 нефтенасыщен на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пласта по типу пластовые сводовые: северная массивная, восточная - литологически экранированная. Кровля пласта вскрыта на глубинах 2301 - 2355 м, максимальная общая толщина пласта достигает 50 м.
Пласт БВ 8 в разрезах отдельных скважин состоит из отдельных пропластков. Верхняя часть разреза представлена мощным монолитным пластом с хорошими коллекторскими свойствами. Вниз по разрезу толщина пропластков уменьшается и коллекторские свойства также ухудшаются. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 м до 22,8 м.
В пласте БВ 8 выявлено 4 залежи. Основная залежь охватывает центральное и восточное поднятие и на юге переходит в Южно-Покачевское месторождение. На востоке залежь ограничена зоной выклинивания пласта. ВНК прослеживается на отметке 2340 - 2358 м.
При опробовании пласта получены притоки нефти дебитом до 260 т/сут.
Залежь северного поднятия размером 3.6*1.3 км, высотой до 10 км. При испытании разведочной скважины получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 62,4 м 3/сут на 6 мм штуцере.
Залежь пласта БВ 7
Пласт БВ 7 нефтенасыщен на центральном поднятии. Залежь распространяется в субширотном направлении с запада на восток на 2,5 км при ширине 1,7 км. ВНК на отметке - 2305 м.
При опробовании разведочной скважины 71р получен приток безводной нефти дебитом 120,4 м 3/сут на 8 мм штуцере.
Объект возврата.
Залежь пласта БВ 6
Пласт БВ 6 нефтенасыщен на центральном и восточном поднятиях. Залежи по типу пластово- сводовые.
Пласт БВ 6 обычно представлен либо монолитом на всю толщину (10,4 – 13,8 м), либо двумя - тремя прослоями, один или два из которых толщиной 6,0 - 13,6 м каждый, остальные менее двух метров или 2 - 4 м. Реже в разрезе пласт расчленен на 4 - 5 пропластков.
Залежь центрального поднятия (район скв. 11р, 37р, 38р, 39р) простирается с запада на восток на 14,5 км при ширине от 3,0 до 1,6 км, расширяясь в средней части до 5 км. Отметки ВНК колеблются от 2230 м до 2250 м.
При опробовании пласта в скважине 38р получен приток безводной нефти дебитом 108,3 м3/сут на 8 мм штуцере.
Кроме того, центральное поднятие на кровле плата БВ 6 осложнено на западе куполом размером 3*1,4 км, ВНК на отметке - 2251м. В пределах залежи опробована разведочная скважина 44р, получен приток жидкости дебитом 70,4 м3/сут, воды 14,9 м3/сут на 6 мм штуцере.
Залежь восточного поднятия простирается с северо - запада на юго - восток на 9,8 км, при ширине в среднем 4 км. ВНК на отметке - 2245м. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относится к Южно-Покачевскому месторождению.
При опробовании скважины 52р получен приток жидкости дебитом 144 м3/
сут, дебит нефти 129,6 м3/сут на 6 мм штуцере.В северной части Покачевского месторождения по данным ГИС пласта БВ 6 (2353-2379,2) скважины 139р (Ахтамарская площадь) в 1995 году был произведен прирост запасов (извлекаемые) нефти по категории С 2 - 199 тыс. т. и утверждены ЦКЗ РФ (протокол № 6 - 96 от 13.03.1996 года.).
Залежь простирается с северо - востока на юго - запад на 3263 м, с северо-запада на юго - восток на 2000 м. ВНК - 2289м, высота 3,8 м.
Залежь БВ 3
В 1982 году на месторождении пробурена скважина 512 куста 21, которая вскрыла пласт БВ 3 в интервале 2225-2229 м, из которого получен приток нефти дебитом 3,8 т/сут. Пласт вскрывался методом возврата с нижележащих пластов.
В 1990 году с куста 69 пробурена скважина 1028, которая в интервале глубин 2297 - 2308 м вскрыла пласт БВ 3, который перфорирован в интервале 2298 - 2300 м и получен приток нефти дебитом 12,7 т/сут.
Размер залежи пласта БВ 3 в районе скважины 1028 незначителен и распространяется в пределах 1,625*1,0 км. Эффективная мощность - 11м, эффективная нефтенасыщенность - 4,0м. ВНК на отметке - 2140 м.
Размер залежи пласта БВ 3 в районе скважины 512 тоже незначительных размеров и распространяется в пределах 2,75*1,50 км. Эффективная мощность 24 м, эффективная нефтенасыщенная - 6,4 м.
Разработка залежи нефти пласта БВ 3 в дальнейшем будет проводится возвратным фондом скважин, разрабатывающих нижележащие горизонты.
Залежи пласта БВ 2.
Нефтяные залежи пласта БВ2 обнаружены при бурении скважин на нижележащие пласты. Залежи приурочены к двум куполам, осложняющим сводовую часть поднятия. Залежи пластовые массивные.
Пласт сложен 4 - 7 пропластками песчаных пород, из них один - два толщиной более 4 - х метров каждый, остальные 2 - 5 прослоев представляют тонкое переслаивание при толщине каждого пропластка от 0,8 - 1 м до 1,4 - 1,8 м. Чаще тонкое переслаивание отмечается в кровле пласта.
Залежи пластов БВ 1, БВ 1-0
Залежи приурочены к центральному поднятию и встречаются в своде двух куполовидных поднятий, осложняющих структуру. По типу залежи пластовые массивные. В разрезе пласта БВ 1 выделяются 4 -6 прослоев, реже 2 -3. Из них 2 - 4 прослоя толщиной более 4-х метров.
В единичных скважинах встречаются монолиты толщиной до 20 м. Нефтенасыщены, как правило, два-три пропластка толщиной от 0,4-1,6 м до 2,8-3,6 м.
В залежи западного купола (район скв.14р) выделяется пропласток БВ 1-0 и собственно пласт БВ 1.
В пропластке БВ 1-0 размер залежи 1,1*1,5 км. При опробовании скважины 14р получен приток безводной нефти дебитом 57 м3/сут на 8 мм штуцере.
Собственно в пласте БВ 1 размер залежи 1,2-1,1 км., ВНК на отметке 2023-2030 м.
В залежи западного купола ( район скв. 2401, 538) пропласток БВ 1-0 водонасыщен.
Собственно в пласте БВ 1 размер залежи с запада на восток от 0,6 до1,6 км, с юга на север с 0,6 до 1,9 км.
При опробовании скважины получен приток безводной нефти дебитом до 96,6 т/сут. на 10мм штуцере.
Залежи пластов БВ 0-1 , БВ 0-0
В пласте БВ 0 нефтенасыщенными является два пропластка БВ 0-0 и БВ 0-1 .
К верхнему пропластку БВ 0-0 приурочены две литологически экранированные залежи нефти размерами 2,5 * 1,5 км, и 1,1 *0,5 км. Эффективная мощность в среднем по пропластку - 6м, эффективная нефтенасыщенная - 3,8 м.
Ко второму пропластку БВ 0-1 приурочена залежь пластовая, массивная. Размеры ее 2,5*1,5км. Эффективная мощность -20м, эффективная нефтенасыщенная - 3,4 м.
Промышленная нефтенасыщенность залежи пласта БВ 0 доказана по результатам опробования и эксплуатации двух скважин 211 и 546, которые были возвращены с ниже лежащих объектов разработки.
Пласт БВ 0 залегает на глубине 2100 - 2234 м.
Разработка залежи нефти пласта БВ 0 в дальнейшем будет проводиться возвратным фондом скважин разрабатывающих нижележащие горизонты.
Залежь пласта АВ 8
Нефтеносность пласта АВ 8 установлена на центральном поднятии при испытании скважины 2153, из которой получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 57,6 т/сут. на 8 мм штуцере.
Пласт залегает на глубинах 1924 - 1948 м, имеет общую толщину 19 - 34м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2,6 м.
Пласт представлен в большинстве случаев 4 - 5 прослоями.
Залежь приурочена к двум куполам. Залежи пластовые, массивные. Западная - литологически экранированная с севера. Залежь восточного купола размером 2,5*0,8 км, высотой 5 -10 м. ВНК на отметке - 1925 - 1940 м. К вершине западного купола приурочена небольшая залежь размером 1,3*0,5 км, высотой около 8 м. ВНК на отметке - 1935 м.
Залежь пласта АВ 7
Пласт нефтенасыщен на центральном поднятии.
В разрезе пласта отмечается 2 - 3 прослоя, толщина каждого пропластка в основном 2 - 4 м, редко до 6 м, совместно с тонкими переслаиванием при толщине прослоя меньше 1,0 м. В отдельных скважинах вскрыто только тонкое переслаивание 3 - 6 пропластков толщиной менее 2-х метров.
Залежь пластовая, сводовая, на юго-востоке литологически экранированная. Размер залежи 3*2,км. ВНК на отметке - 1921 м, высота залежи 17м. Глубина залегания пласта 1904 - 1927 м, средневзвешенная толщина 3,4 м. При опробовании скважин 2400, 2426, 2153 получены притоки безводной нефти соответственно 8,3 т/сут., 0,8 т/сут на 5 мм штуцерах и 147,8 т/сут на 12 мм штуцере.
Залежь пласта АВ 6
Нефтеносность пласта АВ 6 установлена установлена на центральном поднятии, где наличие нефти подтверждено по промыслово - геофизическим данным и данным опробования эксплуатационных скважин. Так в скважине 2137 получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 7,9 т/сут. на 6 мм штуцере.
Залежь протягивается узкой извилистой полосой с запада на юго-восток на 4,5 км с расширением в средней части до 2 км. На западе ширина залежи 0,6 - 1,0 км, на востоке - до 0,8 км. Пласт вскрыт на глубине 1935 - 1970 м, при средней общей толщине пласта 16,2м. Залежь пластово - сводовая, со средневзвешенной нефтенасыщенной толщиной 3,2 м. ВНК на отметках 1880 - 1892 м, высота залежи 10 -15м.
В разрезе пласта в большинстве случаев отмечаются 3 - 4 прослоя толщиной пропластков 2 - 4м редко до 6 м совместно с тонким переслаиванием пропластков толщиной менее 1,0 м каждый. Нефтенасыщенны обычно один - два прослоя.
Залежь пласта АВ 5
Пласт нефтенасыщен на центральном поднятии. Обычно представлен 1 - 2 монолитами, толщиной более 4 - метров, реже 2 - 4 м. В отдельных скважинах пласт полностью сложен песчаником толщиной до 16,8 м, весь разрез нефтенасыщен (скв. 538).
Залежь простирается в субширотном направлении на 10,5 км. Ширина ее на восточной оконечности 1,0 км, на западной - до 5 км.
Залежь пластовая, массивная, ВНК на отметках 1872 - 1887м. Средняя общая толщина пласта 17,6м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 6,6.
При опробовании пласта получены притоки нефти от 6,8 т/сут - скв. 2123, до 140 т/сут - скв. 37р.
Залежь пласта АВ 4
Пласт АВ 4 нефтенасыщен на центральном поднятии.
В разрезе пласта обычно наблюдается 4 - 5 или 6 - 7 прослоев, реже 1 - 3 прослоя. Среди них чаще 1 - 2 пропластка толщиной 2,0 - 9,6 м совместно с тонким переслаиванием 2 - 4 прослоев толщиной менее 2-х метров, нефтенасыщены, как правило, 1 - 2 пропластка, реже 3 -5, или кровля пропластка, толщиной более 6,0 м. Толщина каждого прослоя чаще менее 2-х метров, редко 3 - 4 м.
Залежь пластовая, сводовая. Кровля пласта вскрыта на глубине 1817 - 1851 м, ВНК на отметке 1835 - 1845 м, высота залежи 10 - 18 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3,1 м.
При опробовании скважин 221, 324 получены притоки безводной нефти дебитом соответственно 4,8 т/сут, на 6 мм штуцере и 89 т/сут на 10 мм штуцере.
Залежь пласта АВ 3
Пласт продуктивный на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пластово - сводовые.
В большинстве скважин (до 70%) пласт АВ3 представлен в 2 - 4 прослоях, толщиной 2 - 8 м, реже совместно с тонкими переслаиванием пропластков. Редко в разрезе пласта отмечается один прослой в основном толщиной более 4 - метров (до 11,6 м) либо переслаивается 5 - 8 пропластков, причем 1 - 2 из них толщиной 2 - 6 м.
В единичных скважинах пласт АВ 3 либо замещен (2% от общего количества), либо сливается с пластом АВ 4 ( в 7% от общего числа скважин).
Залежь центрального поднятия простирается с запада на восток на 13,7 км. ВНК на отметках - 1810 - 1830 . При опробовании пласта получены притоки безводной нефти от 3,4т/сут до 111 т/сут. Залежь восточного поднятия простирается с юго-запада на северо-восток на 4,5 км в этом направлении от 1,8 км. до 0,6 км. ВНК - 1805 - 1817м. При опробовании пласта получены притоки безводной нефти от 2,8 т/сут до 61 т/сут.
Залежь северного поднятия размером 3,4 *1,5 км ВНК на отметках -1834м.
Залежь пласта АВ 2
Нефтеносность пласта установлена на центральном, восточном и северном поднятиях. Залежи пластово - сводовые. Общая толщина пласта 14,7 м.
В 6% от общего количества скважин пласта АВ 2 замещен глинами. В 10% от общего числа пласт АВ 2 сливается с пластом АВ 3. Обычно пласт прослеживается в двух прослоях, причем один из них либо больше 4 м ( до 12 м), либо его толщина меняется от 2 до 4 м. В 18% от общего числа скважин пласт АВ2 представлен тремя прослоями, один из которых либо толщиной 2 - 4 м, либо более 4 метров, либо все три образуют тонкое переслаивание при толщине пропластка менее 1 -2 м.
Залежь центрального поднятия протягивается с запада на восток на 20 км, сужаясь в этом направлении от 5,5 км до 2,3 км. ВНК от - 1800 м до - 1815м.
Залежь восточного поднятия простирается с юга- запада на северо-восток на 9,3 км. при ширине от 5,3 км до 2,0 км. ВНК на отметках - 1810 - 1820 м. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относиться к Южно-Покачевскому месторождению.
Обе рассматриваемые залежи имеют общий контур. Разработка залежи ведется как скважинами, в которых перфорирован только пласт АВ 2, так и совместно с пластом АВ 1-3 . При опробовании пласта получены притоки нефти от 1,2 т/сут до 291 т/сут.
Залежь северного поднятия (район скважины 50р) размером 4*2 км. ВНК на отметках - 1825 - 1828 м, запасы отнесены к категории С 2.
В 1996году пробурена скважина 136р ( Ахтамарская площадь) в которой опробован пласт АВ 2 (1882 - 1887м.). Получен приток безводной нефти дебитом 26 м 3/сут при Н д = 440 м, Р затр =12 атм.
По данным бурения и опробования скважин 136р в 1996 году произведен прирост запасов (извлекаемых) нефти по категории С 1 - 1615 тыс. т.
Запасы утверждены ЦКЗ нефть г. Тюмени (протокол от 08.04.97 г.).
Залежь пласта АВ 1-3
В пласте АВ 1-3 залежи приурочены ко всем четырем поднятиям. Залежи пластово - сводовые, лишь центральная литологически экранированная в районе разведочной скважины 24.
Обычно по всему разрезу пласта наблюдается частое чередование песчаных пропластков и глин (в 56% скважин) реже песчаники присутствуют в виде отдельных линз (в 30%).
Участками встречаются монолитные пропластки песчаников толщиной 3 - 4м. Песчаники в большинстве случаев сильно глинистые. На восточном поднятии и реже на центральном отмечается слияние пласта АВ 1-3 с нижележащим пластом. АВ 2. Около 8% скважин закартировали зону замещения коллекторов.
Залежь центрального и западного поднятия протягиваются в субширотном направлении на 20,5 км., сужаясь с востока на запад с 11 км. до 2 км. ВНК на отметке - 1810 м.
Залежь восточного поднятия простирается с северо-запада на юго-восток на 8,3 км. Южная часть поднятия уходит за пределы Покачевского месторождения и относится к Южно-Покачевскому месторождению.
По кровле пласта АВ 1-3 центральная, западная и восточная залежи сливаются.
При опробовании скважин получены притоки безводной нефти от 0.4 м 3/сут до 80 м 3/сут.
В 1996 году на севере Покачевского месторождения пробурена скважина 136р (Ахтамарская площадь) в которой опробован пласт АВ 1-3 в интервале глубин 1872 - 1880 м получен дебит нефти 11,6 м 3/сут на 9 мм штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 6,4 м. Коэффициент нефтенасыщенности 73,3 %. По данным бурения и опробования сква.136р в 1996 году был произведен прирост запасов (извлекаемых) нефти по категориям: С 1 - 428 тыс.т. С 2 - 1825 тыс.т который утвержден ЦКЗ нефть (протокол от 8, 04, 1997 года.) г. Тюмени (приложение 9).
Во всех нефтяных скважинах Покачевского месторождения газ находится в растворенном состоянии.
