Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

Введение

Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.

Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.

Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.

1.      Характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

электроцентробежный насос месторождение геологический

В административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)

Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.

В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65-70 м.

Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) - (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.

Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500-550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.

Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3-1,7 м.

Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва - от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30-60 м.

В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км². Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла - охотой, рыболовством, оленеводством.

Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.

Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая.

Обзорная карта района с указанием соседних месторождений

1.2 История освоения месторождения

Верхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.

Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.

Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.

Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 - Верхнеколик-Еганское.

Палеозойская группа (РZ)

Представлена только девонской системой.

Девонская система (Д)

Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента - трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.

Мезозойская группа (Мz)

Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.

Триасовая система (Т)

Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.

Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.

Юрская система (J)

Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.

Нижний-средний отделы (J_1-2)

Нерасчлененные нижний - средний отделы юрской системы представлены тоарским (J₁t) - ааленским (J₂а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.

Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ₁₁ и ЮВ₁₀. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.

Средний отдел (J₂)

Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.

Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:

ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;

обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.

Аргиллиты тюменской свиты - средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.

Алевролиты - монолитые, слюдистые.

Песчаники - от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные - от ЮВ₂ (в кровле) до ЮВ₉² (в подошве).

Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360-404 м.

Верхний отдел (J₃)

Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.

Келловей-оксфордский ярусы (J₃к - J₃о)

Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.

Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.

Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.

Средняя часть - преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ₁^2-3.

Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ₁¹, который не выдержан по площади и по толщине.

Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.

Кимериджский ярус (J₃ km)

Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5-20 м.

Волжский ярус (J₃v)

Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.

Баженовская свита (волжский - низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 - 13,4 м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы - нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.

Нижний отдел (К₁)

Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.

В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.

Куломзинская свита (К₁в-К_v) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.

Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.

Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко - до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ₁₆ - Ач БВ₁₉ в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ₁₄ - АчБВ₁₅², которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ₁₆ в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.

Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ₁₄.

Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.

Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ₁₃. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.

Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.

Тарская свита (К₁V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.

Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ₈-БВ₁₂, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.

Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.

Вартовская свита (К₁V₁-К₁а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.

Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ₇-БВ₁), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже - глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.

Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.

Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ₇-АВ₂). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.

К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23-54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ₁, который по литологическим признакам разделен на АВ₁¹ и АВ₁².

Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.

Нижний-верхний отделы (К_1-2)

К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.

Покурская свита (К₁а-К₂с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.

По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:

нижняя часть, объединяющая пласты ПК₁₇-ПК₂₂, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);

средняя, ~ пласты ПК₇-ПК₁₆, характеризуется низкими значениями КС - чуть более 5 омм (по БКЗ);

верхняя, объединяющая пласты ПК₁-ПК₆, вновь отличается частым ритмичным строением.

Песчаники от тонкозернистых до среднезернистых, слабосцементированные и уплотненные, на глинисто-известковистом цементе, часто с запахом нефти и нефтенасыщенные. Алевролиты слюдистые, средней крепости, иногда с тонкими нитевидными прослоями аргиллитов. Выше по разрезу значение глинистой составляющей уменьшается, а роль алевролитов увеличивается.

Толщина покурской свиты изменяется от 690 м до 756 м.

Верхний отдел (К₂)

Отложения верхнего отдела меловой системы представлены всеми ярусами, в объеме которых выделяются снизу вверх: кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Кузнецовская свита (К₂t-K₂сn) сложена преимущественно плотными глинами, слабослюдистыми, однородными, изредка известковистыми. Толщина свиты колеблется в пределах 17-40 м.

Ипатовская свита представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами с глинистым, известковистым и кремнистым цементом, с прослоями глин. Пески верхней части свиты газонасыщены. Толщина свиты - 62-92 м.

Славгородская свита сложена глинами с прослоями глинистых опок, алевритов. Толщина свиты изменяется от 101 м до 197 м.

Ганькинская свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена плотными глинами с линзами и присыпками алеврита, прослоями кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты колеблется в пределах от 177 м до 214 м. Отложения ганькинской свиты перекрываются комплексом пород кайнозойской группы.

Кайнозойская группа (Кz)

Среди отложений кайнозойской группы в разрезе выделяются палеогеновая и четвертичная системы.

Палеогеновая система (Р)

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков морского генезиса палеоценового, эоценового отделов и континентальными образованиями олигоценового отдела.

Палеоцен (Р₁)

Палеоценовый отдел представлен в объеме талицкой свиты.

Талицкая свита образована толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, а в нижней части - с прослоями кварц-глауконитового песчаника.

Толщина ее не превышает 60 м.

Эоцен (Р₂)

В разрезе эоценовых отложений выделены две свиты: люлинворская и тавдинская.

Люлинворская свита сложена глинами с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные. Общая толщина свиты составляет 135 м.

Тавдинская свита завершает разрез морского палеогена, представлена в верхней части глинами с редкими прослоями песков. В нижней части пески с прослоями глин.

Толщина свиты до 140 м.

Олигоцен (Р₃)

В строении разреза олигоценового отдела принимают участие континентальные образования, среди которых (снизу вверх) выделены атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями: песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчано-алеври-товых глин. Толщина свиты около 30 м.

Новомихайловская и журавская свиты сложены алевритами, песками глауконитово-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми. Толщина свиты около 40 м.

Четвертичная система (Q)

Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по своему генетическому и литологическому составу. В основном, это - аллювиальные, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, а также отложения пойм и террас рек.

Толщина отложений - 50-60 м.

2.2 Тектоника

Рассматриваемый район в тектоническом отношении расположен в пределах восточной части Западно-Сибирской плиты.

Район ВКЕ месторождения расположен в пределах одноименного мегавала, который с запада ограничен Верхнеаганским мегапрогибом, с востока - Сармсабунским мегапрогибом, на юге сочленяется с Александровским мегавалом, на севере - с Харампурско-Часельской зоной поднятий. Мегавал представляет собой вытянутое с юга, юго-запада на север, северо-восток поднятие протяженностью по длинной оси более 130 км, по короткой - 35-50 км.

ВКЕ куполовидное поднятие расположено на восточном борту Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, формирование которого происходило в триасе и сопровождалось тектоническими подвижками сбросового типа в более позднее время вплоть до верхнего мела.

Структурные построения по продуктивным пластам произведены по данным детальной корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин с учетом структурных карт по материалам сейсморазведочных работ 2Д. При этом в качестве сейсмической основы для построения структурных поверхностей использовались структурные карты по отражающим горизонтам Б, М и Г. Для пластов ЮВ_8-10 использована структурная основа по пласту ЮВ₁₀ по материалам сейсморазведки 3Д (2006 г.)

Горизонт Б в силу хорошей прослеживаемости отражения от кровли баженовской свиты является базисным горизонтом для структурных построений на всей территории Западно-Сибирской плиты. Поэтому структурная карта по отражающему горизонту Б использовалась в качестве сейсмической основы при структурных построениях по залежам пластов группы АВ, группы БВ, ачимовской толщи и основному продуктивному горизонту ЮВ₁. Структурный план горизонта Б носит унаследованный характер от горизонта А.

Верхне-Колик-Еганское локальное поднятие по отражающему горизонту Б представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания.

Для структурных построений по продуктивной части ипатовской свиты в качестве сейсмической основы принята структурная карта по отражающему горизонту Г, соответствующему кровле сеномана; среднеквадратическая ошибка определения глубин по горизонту Г +12,6 м. По отражающему горизонту Г поднятие представляет собой замкнутую положительную структуру, вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается изолинией - а.о. 880 м, размеры составляют 22х39 км с амплитудой 75 м. При этом следует отметить, что свод поднятия по верхнему горизонту смещен относительно глубоких горизонтов в северо-западном направлении.

Таким образом, ВКЕ поднятие имеет преимущественно пликативное строение, разделено седловиной на западный и восточный купола северо-восточного простирания, которые контролируют в структурном плане распространение залежей нефти и газа.

2.3 Нефтегазоносность

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов, имеющихся в их составе коллекторов и залежей нефти, среди которых выделяются нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи.

В разрезе месторождения выделено 62 продуктивных пласта, в пределах которых выявлена и разведана 131 залежь, в том числе: 31 - газовая, 23 - газонефтяных и 77 - нефтяных.

Продуктивный пласт ЮВ₁₀ приурочен к верхней подсвите худосейской свиты и перекрывается залегающими в ее кровле глинистыми породами радомской пачки, толщина которой изменяется от 7.3 м. до 12.2 м. Общая толщина пласта в стратиграфических границах колеблется от 94.3 м до 121.4 м. Большинство скважин подошву пласта не вскрыли.

В пределах залежи пласт ЮВ₁₀ вскрыт 3 поисково-разведочными и 17 эксплуатационными скважинами. ВНК отбивается по данным ГИС на абсолютных отметках -2776.9 м-2789.7 м. Контур залежи проведен как след пересечения поверхности кровли коллекторов и наклонной с востока на запад на величину до 13 м поверхности ВНК. Таким образом, высота залежи достигает 50 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 6.8 м до 23.6 м. Среднее значение h_э.н по залежи составляет 11.9 м.

Естественный режим залежи упруго-водонапорный.

Пласт ЮВ₁₀ испытан в 8 скважинах, в т.ч. в 3 скважинах - испытателем пластов в процессе бурения и в 5 скважинах - в эксплуатационной колонне. В пределах залежи пласт испытан в 3 скважинах. В каждой из этих скважин получены промышленные безводные притоки нефти дебитом от 4.2 м³/сут на уровне при депрессии 12.8 МПа в скв. 233, до 24.0 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм в скв. 70.

Продуктивный пласт ЮВ₉² залегает в подошве тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется в центральной части месторождения от 14.5 м до 29,1 м.

От залегающего ниже по разрезу продуктивного пласта ЮВ₁₀ рассматриваемый пласт отделен глинистой радомской пачкой, толщина которой в центральной части месторождения, под залежами пласта ЮВ₉² изменяется от 5.4. м до 11.7 м.

Пласт ЮВ₉² перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 5.6 м до 14.8 м, отделяющей его от продуктивного пласта ЮВ₉¹.

В пласте ЮВ₉² выявлены 2 нефтяные залежи - пластовая литологически экранированная залежь размеры ее 5.1 км х 3.4 км, высота 29 м и пластовая литологически экранированная залежь размеры 6.5 км х 2.8 км, высота около 30 м.

Пласт ЮВ₉² испытан раздельно в скв. 70 (2 объекта) и в скв. 235 (2 объекта). В обеих скважинах получены непереливающие безводные притоки нефти дебитом, соответственно, 15.3 м³/сут на среднем динамическом уровне 1300 м и 7.2 м³/сут на уровне 1100 м.

Продуктивный пласт ЮВ₉¹ также приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 10.9 м до 21.8 м.

Пласт ЮВ₉¹ перекрывается глинистой пачкой, толщина которой изменяется от 2.9 м до 7.4 м.

В продуктивном пласте ЮВ₉¹ выявлена единственная пластовая литологически экранированная залежь в районе скв. 233 (рис. 2.9). Размеры залежи 4.9 км х 5.3 км, высота 36 м. В пределах залежи пласт вскрыт 2 разведочными и 12 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 15.0 м, среднее значение h_э.н по залежи равно 2.5 м.

ВНК проводится на а.о-2728.8 м, соответствующей а.о подошвы нижнего проницаемого прослоя в скв. 233, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтеносность до подошвы подтверждается получением безводного притока нефти дебитом 7.1 м³/сут на уровне при депрессии 13.5 МПа в этой скважине, единственной скважине, испытанной в пласте ЮВ₉¹.

Продуктивный пласт ЮВ₈² приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 14.0 м до 23.4 м.

Естественный режим залежи упруго-водонапорный.

Продуктивный пласт ЮВ₈¹ приурочен к средней части разреза нижней подсвиты тюменской свиты. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 13.7 м до 28.8 м.

Пласт ЮВ₈¹ перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 4.8 м в скв. 210 до 12.4 м в скв. 235, отделяющей его от полностью водоносного по данным ГИС пласта ЮВ₈⁰.

Длина залежи составляет 8.0 км, ширина достигает 3.4 км, высота достигает 26 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Среднее значение h_э.н по залежи составляет 8.8 м.

В пределах залежи пласт ЮВ₈¹ вскрыт 3 разведочными и 15 эксплуатационными скважинами. Пласт испытан в 3 скважинах, в т.ч. в 2 скважинах в пределах залежи. В скв. 233 испытано 2 объекта, в обоих случаях получены непереливающие безводные притоки нефти с максимальным дебитом 47.2 м³/сут на среднем динамическом уровне 1106 м. В скв. 234 также получен безводный приток нефти дебитом 10.5 м³/сут на уровне 1052 м.

Пласт ЮВ₃ расположен в верхней подсвите тюменской свиты. Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты не повсеместно, а в виде отдельных линз и более или менее обширных полей, прорезанных зонами отсутствия коллекторов.

По типу залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная. Размеры ее в плане составляют 3,9 х 2,4 км, высота 30,5 м.

ВНК в северной и западной частях залежи принимается горизонтальным усредненно на а.о -2410 м при колебаниях от 2,8 м вниз в скв. 576 до 2,6 м вверх в скв. 75. ВНК подтвержден получением безводного притока нефти при испытании скв. 205 до а.о -2408,6 м. В восточной части залежи ВНК проводится на а.о -2405,7 м в соответствии с его отбивкой в коллекторе по данным ГИС в скв. 585. В южной части залежи ВНК принят горизонтальным на усредненной а.о -2407,5 м при отклонениях от 2,7 м вниз в скв. 618 до 2,1 м вверх в скв. 3098. Такое положение ВНК подтверждается длительной безводной эксплуатацией скв. 640.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0,8 м в скв. 557 и 558 до 15,8 м в скв. 649. Среднее значение h_э.н, принятое при подсчете, составляет 6,6 м.

Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет 53% от общей площади залежи, площадь ВНЗ, соответственно, 47%.

Всего пласт испытан в эксплуатационной колонне в 5 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. в пределах залежи - в 4 скважинах (испытано 5 объектов). Промышленные безводные притоки нефти получены в скв. 70 из двух объектов, в верхнем из которых дебит составил 66,0 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм, и в скв. 205, в которой получен непереливающий приток дебитом 27,3 м³/сут при среднем динамическом уровне 478 м. В скв. 58 и 75 получены смешанные притоки нефти с пластовой водой.

Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ₁^2-3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки.

Продуктивный пласт ЮВ₁^2-3 развит на всей площади месторождения. Средняя толщина пласта составляет 50 м.

От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ₁¹ пласт ЮВ₁^2-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в скважинах меняется от 0,5 м, до 3,1 м, составляя в большинстве скважин 1,0 - 1,5 м.

Протяженность залежи продуктивного пласта ЮВ₁^2-3 составляет с севера на юг 14,5 км, с запада на восток 17,0 км. Высота залежи достигает 83 м. Больший по площади восточный блок приурочен к вытянутой с севера на юг брахиантиклинальной складке с амплитудой 58 м по замыкающей изогипсе -2370 м кровли коллекторов пласта ЮВ₁^2-3. Западный блок контролируется другим брахиантиклинальным поднятием, также вытянутым с севера на юг и имеющим амплитуду 18 м по замыкающей изогипсе -2380 м. Указанные положительные структуры разделены прогибом в районе скв. 92-55-71-208-231.

ВНК в восточном блоке имеет сложную волнистую поверхность, его абсолютные отметки в скважинах изменяются от -2368 м, до -2381 м. В западном направлении ВНК постепенно погружается. Положение ВНК достаточно надежно подтверждено результатами испытаний. По типу залежь является пластовой сводовой. Чисто НЗ приурочена к сводовой части восточной брахиантиклинали в районе поисково-разведочных скв. 58-70-75. В северной части восточной складки, в районе скв. 382-1035-1036-1039 имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 24,6 м до 43,4 м, составляя в среднем 33,4 м, в пределах ВНЗ - от 0,5 до 38,9 м, составляя в среднем 9,7 м.

В районе скв. 72 и 235, в пределах небольшого купола, по данным ГИС, заверенным испытанием, в нижней части разреза наунакской свиты, соответствующей стратиграфически пласту ЮВ₁³, под выдержанной на этом участке глинистой покрышкой толщиной от 9 м, до 14 м сформировалась, до замка заполнив ловушку, самостоятельная нефтяная залежь размерами 3,2 х 2,2 км и высотой 15 м.

ВНК описываемой залежи проводится на а.о -2404,8 м, соответствующей подошве нижнего коллекторского прослоя, нефтенасыщенного по данным ГИС, в скв. 72.

Залежь пластовая сводовая. Чисто НЗ занимает небольшую часть площади (10,17%) в самом своде купола. Остальная часть площади залежи, т.е. 89,83%, приходится на ВНЗ.

Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 235 НЗ составляет 4,4 м, в скв. 72 ВНЗ - 4,2 м. Средняя величина h_э.н по НЗ составляет 3,2 м, по ВНЗ - 2,0 м, по всей залежи (НЗ+ВНЗ) - 2,6 м.

Продуктивный пласт ЮВ₁¹ приурочен к кровле наунакской свиты. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта. Коллекторы развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение. Если в самой южной (район скв. 215-59-81-87) и самой северной (район скв. 68-85-52-53, а также Варынгский участок) частях месторождения проницаемые прослои вскрыты во всех скважинах, то в присводовой части восточной брахиантиклинали коллектора имеют линзовидное распространение, они не вскрыты ни в одной поисково-разведочной скважине, за исключением скв. 70. Между отдельными линзами коллекторов, вскрытыми эксплуатационными скважинами, наблюдаются обширные зоны полного замещения коллекторов плотными разностями песчано-алевритовых пород и аргиллитами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в довольно узком диапазоне 0,3-8,3 м. При этом в большинстве скважин она не превышает 2,5 м, и только в единичных скважинах оказалась выше этого показателя. Среднее значение толщины составляет 1,9 м.

В соответствии с представляемой моделью, в пласте ЮВ₁¹ выделяется 12 обособленных нефтяных залежей, 2 из которых относятся к типу пластовых литологически экранированных, а остальные 10 - к типу пластовых литологически ограниченных со всех сторон.

Покрышкой для залежей продуктивного пласта ЮВ₁¹ служит мощная глинистая толща георгиевской и баженовской свит позднеюрского возраста и подачимовской толщи, залегающей в основании куломзинской свиты раннемелового возраста. Суммарная толщина этой региональной покрышки изменяется в пределах месторождения от 30 м до 47 м.

ВНК залежи в районе скв. 59-70-81-76 проводится на а.о -2387,3 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС и испытания коллектора в скв. 76 и совпадающей с ней а.о кровли верхнего водонасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 92.

Пласт ЮВ₁¹ испытан в единичных поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 9 скв. Дебиты нефти при испытании изменяются от 1,3 м³/сут на уровне при депрессии 11,3 МПа в скв. 81 до 7,2 м³/сут при фонтанировании на штуцере диаметром 5 мм в скв. 59.

В 36 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ₁¹ вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ₁^2-3. В процессе проведения исследований в 11 скважинах (скв. 381, 439, 440, 441, 460, 480, 482, 562, 1041, 1042, 1067) зафиксированы притоки нефти той или иной интенсивности из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ₁¹, т.е. добыча осуществляется совместно из пластов ЮВ₁^2-3 и ЮВ₁¹, а в 4 скважинах: скв. 374, 462, 496, 582, установлено отсутствие притока из пласта ЮВ₁¹.

Продуктивный пласт АчБВ₁₉ залегает в основании ачимовской толщи и распространен лишь в центральной и восточной частях месторождения. Общая толщина пласта постепенно уменьшается в направлении с востока на запад от 28,0 м-до 3,8 м.

Проницаемые прослои в разрезе пласта распространены лишь в восточной половине месторождения. К западу от линии скважин 86-56-519-582-616-59-215 коллекторы не встречены ни в одной скважине.

От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ₁₈ пласт АчБВ₁₉ отделяется порой маломощной, сокращающейся до единичного прослоя, но достаточно выдержанной и уверенно коррелируемой пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м-до 10,3 м. В подавляющем большинстве скважин толщина разделяющей пачки не превышает 2 м.

Залежь пластовая сводовая, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 10,5 км, ширина в южной части достигает 4 км, высота составляет 33 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 м-до 11,6 м и составляют в среднем 3,6 м.

ВНК северной части залежи находится в подавляющем большинстве случаев, по данным ГИС, в интервале абсолютных отметок от -2287,4 м, до -2294,2 м, на основании чего его поверхность можно принять на усредненном гипсометрическом уровне -2290 м.В южном направлении (район скв. 209) ВНК залежи плавно понижается до а.о -2310,7 м, соответствующей подошве нижнего проницаемого прослоя в скв. 209, уверенно интерпретируемого по данным ГИС как нефтенасыщенного. Нефтеносность до а.о -2305,9 м подтверждается результатами испытания скв. 209.

Испытания пласта АчБВ₁₉ проведены в 10 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 13 объектов). Безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 6 скважинах, дебиты нефти при этом составили от 1,6 м³/сут на среднем динамическом уровне 1076 м в скв. 58 до 13,2 м³/сут на среднем динамическом уровне 522 м в скв. 205. Переливающих притоков при раздельном испытании пласта АчБВ₁₉ не получено.

Продуктивный пласт АчБВ₁₈ залегает в средней части разреза ачимовской фондаформы. К западу от линии скважин 203-208-67-92-215 кровля пласта примыкает к глинистой подачимовской толще, и он прекращает свое существование. Толщина пласта в стратиграфических границах при общей тенденции к постепенному уменьшению с востока на запад от 35,2 м - до 3,5 м несколько увеличивается в пределах восточной складки в северном направлении от 4,9 м - до 32,5 м.

Коллекторские прослои в разрезе пласта развиты на большей части месторождения. Они полностью замещаются плохопроницаемыми породами лишь в западной его части, вблизи границы распространения пласта, а также на небольшом участке восточного поднятия в районе скв. 616-619-3098.

Пласт АчБВ₁₈ перекрывается пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м - до 7,8 м, отделяющей его от продуктивного пласта АчБВ₁₇.

В продуктивном пласте АчБВ₁₈ выявлены две нефтяные залежи пластового сводового типа. Основная залежь приурочена к восточной брахиантиклинали и, соответственно, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 11,3 км, ширина - до 5,3 км, высота 36 м. В юго-западной части, в районе скв. 616-619-3098 залежь частично ограничена поверхностью замещения коллекторов. Если в южной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин в скважинах, не превышают 4-5 м, то в северной ее части они достигают 12-14 м даже в водонефтяной зоне. ВНК основной залежи отбивается в коллекторах в скважинах по результатам интерпретации материалов ГИС на абсолютных отметках от -2278,1 м - до -2280,8 м, что позволило принять его поверхность горизонтальной на усредненной абсолютной отметке -2280 м. Принятое положение ВНК заверено результатами испытания скв. 62, 84, 205 и 214, расположенных в различных частях залежи.

Пласт АчБВ₁₈ испытан в 15 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 18 объектов), причем раздельные испытания проведены лишь в 7 скважинах. Безводные промышленные притоки нефти при раздельном испытании получены в 3 скважинах в пределах основной залежи. Дебиты нефти составили от 8,2 м³/сут на уровне при депрессии 8,6 МПа в скв. 77 до 15,5 м³/сут на уровне при депрессии 12,3 МПа в скв. 62.

Продуктивный пласт АчБВ₁₇ залегает в середине разреза фондаформной части ачимовской клиноформы и распространен на всей площади месторождения, за исключением самой северо-западной его части (район скв. 201-202). Общая толщина пласта постепенно уменьшается с юго-востока на северо-запад от 26,8 м в скв. 1146 (вертикальная толщина) до 0,7 м в скв. 203.

Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты непрерывно лишь в центральной и южной частях месторождения. К востоку от линии скважин 81-76-77 и к северу от линии скважин 208-235-1035-1042-385-63 расположена зона полного отсутствия коллекторов. На северной периклинали восточной брахиантиклинали проницаемые пропластки развиты в виде отдельных мелких линз. В пределах западной складки коллекторы присутствуют в разрезе пласта лишь в скв. 51.

Пласт АчБВ₁₇ перекрывается глинистой пачкой толщиной от 0,7 м - до 25,0 м отделяющей его от пласта АчБВ₁₆.

В продуктивном пласте АчБВ₁₇ выделяется 4 нефтяные залежи, частично или полностью ограниченные поверхностью замещения коллекторов. Основная залежь, наиболее крупная по площади и запасам, приурочена к присводовой и южной периклинальной частям восточного купола. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, вытянутая с юго-запада на северо-восток, ее длина составляет 11 км, ширина - до 6,5 км, высота 56 м. Залежь с запада и частично с востока, ограничена внешним контуром нефтеносности, на севере, востоке и юге ее границей является линия полного замещения коллекторов. В северной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин не превышают, как правило, 4-6 м, реже 7-9 м, тогда как в центральной, сводовой части они достигают 10-12 м и более.

ВНК основной залежи принимается горизонтальным на усредненной а.о -2280 м, совпадающей с а.о ВНК залежи пласта АчБВ₁₈, при колебаниях в скважинах от 0,5 м вверх до 0,7 м вниз. Нефтеносность можно считать заверенной результатами испытания скв. 209, до а.о -2278,7 м.

Пласт АчБВ₁₇ испытан в 12 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 15 объектов), причем лишь в 5 скважинах испытания проведены раздельно, в остальных интервалы испытания охватывали одновременно 2-3 продуктивных пласта. Безводные промышленные притоки нефти из пласта АчБВ₁₇ при раздельном испытании получены в 4 скважинах. Дебиты нефти составили от 4,8 м³/сут на среднем динамическом уровне 713 м (скв. 214) до 39,7 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 8 мм (скв. 77).

Продуктивный пласт АчБВ₁₆ является верхним в группе пластов АчБВ_16-19, распространенных в пределах месторождения исключительно в фондаформном залегании. Общая толщина пласта в стратиграфических границах постепенно уменьшается с востока на запад от 25,4 м в скв. 63 и 20,5 м в скв. 244 и 245 до 0,8 м в скв. 11 и 221. Пласт развит по всей площади месторождения.

Коллекторы в его разрезе развиты не повсеместно. В крайней западной и юго-западной частях месторождения находится зона полного отсутствия коллекторов.

От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ₁₅² пласт АчБВ₁₆ отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с востока на запад от 49,7 м - до 0,6 м. В самой восточной части месторождения, к востоку от линии, соединяющей скв. 85-63-212-77-580-634-76, в разрезе этой пачки появляется водоносный по данным ГИС пласт, индексируемый как АчБВ₁₅³ толщиной от 9,8 до 34,0 м.

Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов, приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина - до 4,5 км, высота 59 м. Залежь почти полностью разделена на две неравные части субширотным врезом зоны полного отсутствия коллекторов. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной, большей по площади части залежи за счет некоторого увеличения общих толщин и опесчанивания разреза пласта, относительно выше, чем в южной половине, где они, как правило, в скважинах не превышают 3-4 м.

ВНК залежи в районе скв. 72-235 проводится на а.о -2280,2 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 72. Положение ВНК заверено результатами испытания этой скважины.

ВНК залежи в районе скв. 71 проведен на а.о -2302,7 м по подошве нижнего коллектора в этой скважине, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании (правда, совместно с пластом АчБВ₁₅²).

Пласт АчБВ₁₆ испытан в 15 поисково-разведочных скважинах, в 5 из которых получены безводные притоки нефти (в т.ч. в 2 при совместном испытании с соседними пластами), а в 3 - притоки нефти с пластовой водой (в т.ч. в скв. 235 при совместном испытании с нижележащими пластами). Дебиты нефти при раздельном испытании составили от 8,7 м³/сут на уровне 1142 м (скв. 210) до 38,9 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм (скв. 219).

Продуктивный пласт АчБВ₁₅² приурочен к нижней половине пачки, включающей также продуктивный пласт АчБВ₁₅¹, переходящей в направлении с востока на запад от ундаформного к фондаформному залеганию. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад вначале несколько увеличивается от 8,6 м - до 19,6 м, а затем постепенно уменьшается до 2,3 м.

Рассматриваемый пласт сильно заглинизирован, от одного до четырех проницаемых прослоев в его разрезе развиты, в основном, лишь на периферии месторождения. В центральной его части присутствует лишь несколько небольших песчаных линз, в присводовой части западной складки коллекторы не вскрыты ни в одной скважине.

От вышезалегающего пласта АчБВ₁₅¹ рассматриваемый пласт отделен маломощным глинистым прослоем толщиной от 0,4 м-до 6,8 м.

В пласте АчБВ₁₅² выявлено 6 небольших литологически ограниченных залежей, в трех из которых установлена промышленная нефтеносность, а три - предположительно нефтяные.

ВНК залежи в районе скв. 209, проводится на а.о -2257,8 м, также соответствующей подошве нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 699. До а.о. -2253,5 м нефтеносность подтверждается получением притока чистой нефти в скважине 209.

Пласт испытан всего в 8 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. раздельно в 6 скважинах, в 2 из которых, а именно в скв. 209 и 244, получены фонтанные притоки нефти дебитом, соответственно, 48 м³/сут и 53,3 м³/сут на штуцере диаметром 6 мм, а в одной - в скв. 86, приток нефти дебитом 4,3 м³/сут на уровне при депрессии 11,2 МПа.

Продуктивный пласт АчБВ₁₅¹ в восточной части месторождения приурочен к кровле ачимовской толщи, а в западной части, в зоне развития пласта АчБВ₁₄ - располагается в разрезе ниже последнего. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад, так же, как и в пласте АчБВ₁₅¹, вначале постепенно увеличивается от 6,5 м - до 21,8 м.

Пласт имеет очень сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два, реже три-пять проницаемых прослоев, приурочены, как правило, к верхней части пласта, гораздо реже - к средней его части. Проницаемые прослои развиты лишь в восточной половине месторождения, для них характерно прерывистое распространение, особенно в присводовой части поднятия, где пласты-коллекторы встречаются в виде отдельных сравнительно небольших по площади линз, между которыми расположены зоны полного замещения коллекторов.

В восточной половине месторождения, там, где пласт АчБВ₁₅¹ перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты, от залегающего выше продуктивного пласта БВ₁₃ его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с востока на запад, по мере отхода пласта АчБВ₁₅¹ от группы шельфовых пластов к ачимовской ундаформе, изменяясь от 0,9 м - до 61,8 м.

В западной половине месторождения от вышезалегающего пласта АчБВ₁₄ рассматриваемый пласт отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с юга на север от 44,1 м - до 5,8 м.

В пласте АчБВ₁₅¹ выделяется 17 обособленных литологически экранированных и литологически ограниченных со всех сторон залежей углеводородов, в т.ч. 4 нефтяные, 9 предположительно нефтяных, 2 газоконденсатные и 2 предположительно газоконденсатные.

Водонефтяной контакт залежи в районе скв. 1091 проводится на а.о -2205 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 1091 (-2197,5 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 60 (-2212,6 м), водонасыщенного по данным ГИС.

ВНК залежи в районе скв. 75 проводится на а.о -2210,4 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 205, нефтенасыщенного по данным ГИС.

ВНК залежи в районе скв. 1096 проводится на а.о -2184,5 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 1096, нефтенасыщенного по данным ГИС (-2184,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 540, водонасыщенного по данным ГИС (-2184,6 м).

ВНК залежи в районе скв. 525-566 проводится на а.о -2179,9 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 566, нефтенасыщенного по данным ГИС (-2179,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 533, водонасыщенного по данным ГИС (-2180,4 м).

ВНК залежи в районе скв. 70-1117 проводится на а.о -2201 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного (-2199,9 м) и а.о кровли верхнего водонасыщенного (-2202,0 м) коллекторов в скв. 3088.

ВНК залежи в районе скв. 58-233-209 проводится на а.о -2227,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 209, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании.

ВНК залежи в районе скв. 1148 проводится на отметке -2191,5 м, соответствующей подошве последнего нефтенасыщенного по ГИС прослоя.

ВНК залежи в районе скважины 3164 принимается на отметке -2194,7 м, соответствующей подошве коллектора, интерпретируемого как нефтенасыщенный по ГИС. ВНК локально изменяется в районе скважины 1151, где водонасыщенные коллекторы вскрыты на а.о -2193,5 м.

Газоводяной контакт залежи в районе скв. 375 проводится на а.о -2192 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 375, газонасыщенного по данным ГИС (-2190,6 м), и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 62, водонасыщенного по данным ГИС (-2193,4 м).

ГВК залежи в районе скв. 212 проводится на а.о -2182,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в этой скважине, газонасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением фонтана газа при испытании.

Пласт АчБВ₁₅¹ испытан в семи поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 4 скважинах, промышленные притоки газа - в 2 скважинах. Дебиты нефти при испытании составили от 8,7 м³/сут на среднем динамическом уровне 1050 м (скв. 214) до 45,2 м³/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере (скв. 213). Притоки газа составили от 120 тыс. м³/сут на диафрагме диаметром 13,2 мм (скв. 212) до 233 тыс. м³/сут на диафрагме 16 мм (скв. 219). Дебит стабильного конденсата в скв. 219, в которой проводились соответствующие исследования, составил 18,2 м³/сут при дебите газа 23,2 тыс. м³/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере и диафрагме 8 мм на выходе из сепаратора.

Продуктивный пласт АчБВ₁₄ приурочен к кровле ачимовской толщи, соответствующей средней подсвите куломзинской свиты. Пласт развит лишь в западной части месторождения, к западу от линии скважин 86-235-72-519-82-209, в залегании, переходящем в направлении с востока на запад от ортоклиноформного к фондаформному. Общая толщина пласта в стратиграфических границах, вскрытая скважинами, постепенно увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад от 2,7 м - до 32,0 м.

Коллекторские прослои в разрезе пласта АчБВ₁₄ появляются лишь в крайней западной части месторождения, к западу от скв. 203-208-67.

Пласт АчБВ₁₄ перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты. От продуктивного пласта БВ₁₃ его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад. В зоне развития коллекторов пласта АчБВ₁₄ она изменяется от 20,0 м-до 31,8 м.

Нефтяная залежь пласта АчБВ₁₄ приурочена к западному крылу западной брахиантиклинальной складки. Протяженность залежи с северо-востока на юго-запад составляет 8,8 км, ширина в северной части составляет 3 км, в южной - 5,5 км. Высота залежи достигает 49 м. По типу залежь является пластовой литологически экранированной.

В пределах залежи пробурено 5 поисково-разведочных скважин. ВНК проводится на абсолютной отметке -2328,7 м, соответствующей а.о подошвы нижнего коллекторского прослоя в скв. 221, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтенасыщенность коллекторов до подошвы подтверждается получением безводного промышленного притока нефти дебитом 10,8 м³/сут на уровне 1030 м в процессе испытания этой скважины. Скв. 229, расположенная в 0,5 км за пределами внешнего контура, вскрыла кровлю водонасыщенных по данным ГИС коллекторов на а.о -2359,1 м.

Чисто НЗ приурочена к восточной части залежи, ее площадь составляет 68% от общей площади. На долю ВНЗ приходится, соответственно, 32% площади залежи.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 1,4 м до 12,2 м. Среднее значение h_э.н по НЗ составляет 3,7 м, по ВНЗ 4,4 м.

Продуктивный пласт БВ₁₁². Выделена одна залежь. Залежь газонефтяная пластовая сводовая. ГНК принят на а. о -2078 м, ВНК - на а. о -2084 м. Размеры залежи 15х9 км, высота 45 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в пределах 3,2-8,1 м, составляя в среднем 3,95 м; эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 34 м.

Покрышкой пласта БВ₁₁² является хорошо выдержанная по простиранию глинистая пачка, разделяющая пласты БВ₁₁² и БВ₁₁¹, толщиной от 5 до 15 м.

В пласте БВ₁₀¹ выделена газонефтяная залежь, приуроченная к своду структуры. Залежь массивная с газовой шапкой высотой 25 м и нефтяной оторочкой. ГНК принят на а. о. -1985 м. Абсолютные отметки ВНК изменяются от -1990 м до -2000,7 м. Размеры залежи 11х10 км, высота 40 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 13,6 м, в среднем 7,1 м, эффективная газонасыщенная толщина от 0,9 до 21,4 м, в среднем 6,0 м.

Пласт ПК₂₀ подразделяется на три пачки: ПК₂₀³, ПК₂₀², ПК₂₀¹ (рис. 2.42).

В пласте ПК₂₀¹ выявлены три небольшие залежи нефти.

Залежь в районе скв. №84 структурно-литологического типа ВНК проведен на а. о -1512 м. Размеры 3,2х1 км, высота 12,1 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,7 - 5,4 м.

Залежь в районе скв. 210 также структурно-литологического типа. ВНК проведен на а.о -1510,6 м. Размеры 1,1х1 км, высота 7,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 3,4 м.

Залежь в районе скв. 60 литологического типа. ВНК проведен на а. о -1510,3 м. Размеры 3,5 х 1,5 км, высота 19,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 0,8 - 9,6 м, средняя величина для пласта ПК₂₀¹ - 2,5 м.

В пласте ПК₁₉ выделены две залежи.

Основная газонефтяная залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. ВНК принят на а. о -1457 м, ГНК - на а. о -1438 м. Размеры 15,7 х 13 км, высота 50,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 4,2 м, средняя эффективная газонасыщенная - 3,4 м.

Выделенная небольшая нефтяная залежь имеет ВНК на а. о -1454 м.

2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Литологические и основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов месторождения изучались по данным анализов керна, отобранного в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, а также результатам комплексной интерпретации материалов ГИС.

Ниже даётся краткое описание ФЕС продуктивных пластов находящихся в эксплуатации. Характеристика их лабораторными определениями на керне приведена в таблице 2.2.1. В таблице 2.2.2. содержится информация о статистических рядах распределения проницаемости (ГИС - керн).

Таб. 2.2.1. Охарактеризованность лабораторными определениями фильтрационно - емкостных свойств продуктивных пластов Верхне-Колик-Еганского месторождения

Таб. 2.2.2. Верхне-Колик-Еганское месторождение

Статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов находящихся в эксплуатации

Коллекторы пласта ЮВ₁₀ представлены песчаниками с единичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средней крепости. Пористость меняется в пределах 12,1-19,3%, составляя в среднем 16,0%, проницаемость изменяется в пределах 1,0-45,0 мд, составляя в среднем 7,7 мд.

Пласт ЮВ₉ представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, плотные, крепкие. Пористость изменяется от 2 до 16%, проницаемость - от 0,05 до 1,1 мкм²х10^-3.

В разрезе пласта ЮВ₉ выделяются продуктивные пласты ЮВ₉² и ЮВ₉¹.

Пласт ЮВ₈ представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, плотные, пористость меняется от 9 до 13%, а проницаемость - 0,05 до 1 мкм²х10^-3.

В разрезе пласта ЮВ₈ выделяются продуктивные пласты ЮВ₈² и ЮВ₈¹.

Отложения тюменской свиты

Терригенные отложения тюменской свиты аален-батского яруса среднего отдела юры включают в себя пласты ЮВ₂-ЮВ₃ и сложены в основном песчаниками, аргиллитами и прослоями алевролитов. Подробное литологическое описание пластов приведено ниже.

Пласты ЮВ₂-ЮВ₃ по данным исследования керна охарактеризованы в 19 разведочных скважинах (скв. 11, 58-р, 59, 60, 61, 65, 66, 70, 72, 75, 81, 82, 92, 203, 205, 209, 219, 234,235) и представлены переслаиванием песчаников, аргиллитов и единичных прослоев алевролитов.

Песчаники серые, бурые, светло-серые, буровато-серые, от тонко - до среднезернистых, средней крепости, крепкие, слабо слюдистые, с различным типом цемента содержат включения углистых растительных остатков. В разрезе песчаников наблюдается тонкая слоистость за счет буровато-серого аргиллита и растительного детрита. В скв. 11 отмечается вертикальная трещиноватость, которая заполнена кальцитом. В скв. 58, 60, 66, 70, 75, 82, 203, 219, 234 отмечается запах нефти и углеводородов на свежем изломе.

Алевролиты серые, светло-серые, крепкие, плотные, тонкозернистые, слюдистые, местами нитевидно-слоистые за счет прослоев буровато-серого аргиллита, с включением углистых растительных остатков и прослоев каменного угля толщиной до 10 см.

Аргиллиты серые, темно-серые до бурого, средней крепости, плотные, плитчатые, слюдистые, местами с раковистым изломом, с включением обугленных углефицированных растительных остатков и остатков фауны (скв. 58, 60, 219), вкраплениями халькопирита (скв. 81) и пирита (скв. 11, 60, 81). В скв. 11, 58, 59, 60, 70, 75, 82, 203, 205, 234 отмечены прослои черного угля и углистого детрита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Где n - количество образцов.

Отложения наунакской свиты

Продуктивные пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁^2-3 стратиграфически приурочены к наунакской свите келловей-оксфордского яруса верхней юры.

Пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁^2-3 с отбором керна охарактеризованы в 37 разведочных и 7 эксплуатационных скважинах и представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Песчаники серые, буровато-серые, светло-серые, мелко-среднезернистые до алевритистых, средней крепости, с различным типом цемента, слюдистые, содержат прослои и включения углефицированного растительного материала, вкрапления пирита и остатки белемнитов. Иногда в разрезе песчаников встречаются тонкие прослои аргиллита. В скв. 11, 59, 60, 61, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 70, 72, 75, 76, 77, 81, 82, 85, 87, 92, 202, 203, 204, 209, 212, 213, 215, 219, 221, 229, 235 в керне отмечается запах нефти и следы углеводородов на свежем сколе.

Алевролиты серые, светло-серые, слюдистые, слоистые за счет тонких нитевидных прослоев песчаника и аргиллита с остатками обуглившейся растительности и прослоями каменного угля до 10 см. Породы содержат вкрапления пирита и халькопирита.

Аргиллиты от серого до темно-серого цвета, средней крепости, плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита, с включением обугленных углефицированных растительных остатков и чешуек слюды, вкраплениями халькопирита и пирита. В скв. 87 в верхней части пласта при извлечении керна выделяет запах сероводорода. В разрезе аргиллитов отмечены прослои черного угля и углистого детрита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Где n - количество образцов.

Отложения ачимовской толщи

Пласт АчБВ₁₄ охарактеризован керном в 2 разведочных скважинах (скв. 11, 229) и представлен песчаниками с прослоями аргиллитов.

Песчаники серые, мелко-среднезернистые, уплотненные, средней крепости, в скв. 229 отмечены включения растительного углефицированного детрита. В скв. 11 - запах нефти.

Аргиллиты серые до темно-серых, крепкие.

Лабораторными исследованиями керна пласт не охарактеризован.

Пласт АчБВ₁₅ охарактеризован керном в 15 разведочных скважинах (скв. 65, 67, 70, 75, 82, 92, 202, 205, 208, 210, 213, 221, 243, 244, 245). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, крепкие, средней крепости, слабо слюдистые, на глинистом цементе, местами тонкослоистые за счет прослоев темно-серого алевролита. В скважинах 75, 213, 244 отмечены включения растительных остатков и углистые прослои. В скв. 70, 75, 82, 213 керн с запахом нефти.

Аргиллиты серые до черного цвета, крепкие, монолитные с тонкими нитевидными прослоями алевролита, слабо слюдистые, с включением остатков обуглившейся растительности.

Алевролиты серые, светло-серые, крепкие, плотные, с тонкими нитевидными прослоями темно-серого аргиллита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

где n - количество образцов.

Пласт АчБВ₁₆ охарактеризован керном в 12 разведочных (скв. 63, 68, 70, 72, 75, 82, 86, 205, 208, 209, 210, 244) и 2 эксплуатационных (скв. 383, 3001) скважинах. По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, уплотненные, с различным составом цемента, с прослоями аргиллита и растительного детрита и включениями остатков обуглившейся растительности. В скв. 82, 209, 210, 244 керн с запахом нефти на свежем изломе.

Аргиллиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, слюдистые, с нитевидными прослоями алевролита, с включением растительного детрита.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, с прослоями песчаника и аргиллита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Где n-количество образцов.

Пласт АчБВ₁₇ охарактеризован керном в 12 разведочных (70, 72, 75, 86, 205, 209, 210, 212, 213, 214, 219, 221) и 1 эксплуатационной (3001) скважинах. По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, прослоями уплотненные, слабо слюдистые, с тонкими прослоями алевролита, с различным составом цемента. В скв. 229 отмечено малочисленное содержание растительного углефицированного материала. В скв. 70, 75, 209, 210, 212, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, слюдистые, с редкими прослоями алевролита от светло - до темно-серого, крепкого и песчаника светло-серого.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Где n - количество образцов.

Пласт АчБВ₁₈ охарактеризован керном в 12 разведочных скважинах (скв. 52, 70, 72, 75, 77, 86, 205, 209, 212, 213, 214, 219). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, местами до крепкого, слабо слюдистые, с различным составом цемента с редкими прослоями алевролита. В скв. 75 отмечены остатки обуглившейся растительности. В скв. 72, 75, 77, 209, 212, 213, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, средней крепости, плотные, массивные, плитчатые, слюдистые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, слюдистые, с прослоями светло-серого и темно-серого аргиллита. В скв. 77 встречаются углефицированные прослои.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пласт АчБВ₁₉ охарактеризован керном в 7 разведочных скважинах (скв. 65, 70, 77, 205, 209, 212, 219). По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, слабо слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита и алевролита. В скв. 70 отмечены прослои растительного углефицированного детрита. В скв. 70, 77, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника, с включением остатков углефицированного материала.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Где n - количество образцов.

Продуктивный пласт БВ₁₁ представлен, в основном, песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

По данным исследования керна пористость пласта БВ₁₁ изменяется в пределах от 0,5 до 29,9%, составляя в среднем 22,9%, проницаемость меняется от 0,001 до 1522 мД, в среднем 100,8 мД.

Продуктивный пласт БВ₁₀ представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По данным исследования керна, пористость пласта БВ₁₀ меняется от 2,7 до 36%, составляя в среднем 23,7%, проницаемость меняется от 0,001 до 2103 мД, в среднем 71,1 мД.

Пласт ПК₂₀ представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.

Пористость по керну изменяется от 3,2 до 30,1%, проницаемость от 0,001 до 986 мД. Средняя пористость 20,4%, средняя проницаемость -7,1 мД.

Пласт ПК₁₉ представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и алевролитов.

Пористость изменяется от 2,8 до 30,1%, проницаемость изменяется от 0,04 до 6 мД, средняя 0,44 мД.

2.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Физико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.

Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.

Свойства нефтей

Пласты группы ПК

Из продуктивных пластов ПК₁₁, ПК₁₃, ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ПК₂₁ отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909-0,939 г./см³. Кинематическая вязкость при 20^ºС составляет 0,9-3,2 см²/c, при 50ºС - 0,2-0,5 см²/c. Содержание серы составляет 0,35-0,72%, парафинов - 1,12-2,57%, температура плавления парафина 50-57º; асфальтенов - 0,35-1,95%, смол селикагелевых - 4,65-11,11%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 10,5-25,0%.

В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.

Пласты группы БВ

Залежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.

К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ₁₀² и БВ₁₃. Залежь пласта БВ₁₀² охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842-0,857 г./см³. Кинематическая вязкость составляет при 20ºС 6,82-9,19 см²/c, при 50ºС - 3,45-4,25 см²/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18-0,30%, парафинов 3,63-5,20%, смол селикагелевых 4,08-6,76%, асфальтенов 0,15-0,58%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45-50%, молекулярный вес достигает 198-204.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см³, сепарированная - 0,833 г./см³. Газосодержание составляет 276,63 м³/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПа·с, усадка 42,2%.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см³, сепарированной - 0,811 г./см³. Газосодержание равно 230,29 м³/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.

Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ₉, БВ₁₀¹, БВ₁₁² охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см³. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 48,77 см²/c, при 50ºС - 13,59 см²/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов -2,38%, смол селикагелевых - 7,23%, асфальтенов - 0,67%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см³, сепарированная - 0,846 г./см³. Газосодержание составляет 185,75 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка - 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПа·с. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см³, сепарированной 0,833 г./см³. Газосодержание равно 153,79 м³/т, объемный коэффициент - 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.

В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.

Пласты группы АчБВ

В группе ачимовских пластов АчБВ₁₄ - АчБВ₁₉ все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ₁₅¹, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см³. Содержание серы - 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов - 0,32%. Выход светлых фракций до 300ºС - 60%.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти - 0,583 г./см³, сепарированной - 0,820 г./см³. Газосодержание - 375 м³/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти - 0,46 мПа·с.

Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Горизонт ЮВ₁

Залежи нефти горизонта ЮВ₁ охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.

Нефть пласта ЮВ₁¹ по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,841 г./см³, кинематическая вязкость при 20ºС составляет 6,87 см²/с, содержание серы в среднем - 0,36%, парафина - 4,64%, смол селикагелевых - 3,60%, асфальтенов - 0,5% и выход светлых фракций до 300ºС - 54,1%.

Нефть является малосернистой, парафинистой, малосмолистой с высоким содержанием светлых фракций.

Нефть пласта ЮВ₁^2-3 по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,836 г./см³, кинематическую вязкость при 20ºС - 6,19 см²/с, содержание серы в среднем 0,22%, парафина 5,04%, смол селикагелевых 4,15%, асфальтенов 0,35% и выход светлых фракций до 300ºС - 53,2%.

По результатам исследования глубинных проб нефти способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,642 г./см³, сепарированная - 0,832 г./см³. Газосодержание - 271,54 м³/т, объемный коэффициент - 1,71, усадка - 41,5%. Давление насыщения в среднем в среднем - 20,6 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,46 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,655 г./см³, сепарированной 0,808 г./см³, объемный коэффициент - 1,527, газосодержание равно 240 м³/т.

Пласты группы ЮВ_2-10

Свойства нефтей по этой группе пластов изучены только по пластам ЮВ₂ и ЮВ₁₀.

Залежь пласта ЮВ₂ охарактеризована 2 поверхностными пробами, по результатам исследования которых плотность нефти составляет 0,825 г./см³. Кинематическая вязкость при 20ºС равна 8,50 см²/с, при 50ºС - 4,50 см²/с. Содержание серы составляет 0,10%, парафинов - 12,32%, смол селикагелевых - 4,85%, асфальтенов - 0,20%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45,5%.

По результатам проведенных исследований можно сказать, что нефть залежей продуктивного пласта ЮВ₂ является малосернистой, парафинистой, малосмолистой, по углеводородному составу относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Нефть пласта ЮВ₁₀ худосейской свиты изучена по одной поверхностной и трем глубинным пробам нефти. По результатам исследования поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,847 г./см³. Кинематическая вязкость при 50ºС - 5,8 см²/с. Содержание серы равно 0,14%, парафинов - 12,08%, смол селикагелевых - 5,73%, асфальтенов - 0,33%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 44%.

По результатам исследования глубинных проб давление насыщения нефти равно 25,2 МПа, при однократном разгазировании пластовая нефть имеет плотность 0,690 г./см³, сепарированная 0,826 г./см³. Газосодержание составляет 205,87 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка 30,71. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,83 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,690 г./см³, сепарированной - 0,813 г./см³. Газосодержание равно 185,68 м³/т, объемный коэффициент - 1,37.

Компонентный состав пластовой нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения представлен в таблице.

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти