Файл: Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.docx

Пласт БВ₈^1-3

Пласт БВ₈^1-3 характеризуется довольно выдержанными значениями эффективных толщин. 62% скважин, вскрывших этот объект, имеют эффективные толщины от 20 до 30 м, еще 35% - от 12 до 20 м (в большей мере это характерно для северной половины участка). Скважины с толщинами менее 4 м составляют всего 0,1%. 50% нефтенасыщенных толщин относятся также к диапазону 2030м, 33% - 1220 м. такая выдержанность толщин сопровождается и довольно устойчивым типом строения пласта на обширных участках, в пределах которых разрезы скважин достаточно подобны друг другу.

Для пласта БВ₈^1-3 характерным являются три типа строения. Первый тип охватывает порядка 20% площади в южной части Самотлорского л.у. и характеризуется наличием между пластами БВ₈^1-2 и БВ₈³ мощной и выдержанной (без литологических «окон») глинистой перемычки толщиной 410 м. Второй тип строения широкой полосой развит в центральной части участка. Разделяющая пласты БВ₈^1-2 и БВ₈³ глинистая перемычка в значительной степени опесчанивается, глинистые породы залегают в виде отдельных локально развитых линз небольшой толщины (редко превышающей 1 м). Одновременно начинается глинизация нижней части пласта БВ₈³, песчаные породы здесь приобретают отчетливую линзовидную форму и нередко по ГИС характеризуются как водонасыщенные даже на гипсометрически приподнятых (выше плоскости ВНК) участках. Третий тип строения занимает всю северную часть участка. Пласт БВ₈³ здесь практически полностью заглинизирован, пласт БВ₈^1-2 глинистыми прослоями разбит на ряд отдельных интервалов, сливающихся между собой только на локальных участках. Здесь же начинается опесчанивание глинистой перемычки между пластом БВ₈^1-2 и вышезалегающим пластом БВ₈⁰, так что она, строго говоря, уже не может рассматриваться как надежная изолирующая преграда между этими пластами.

Для всех типов строения общим является высокая степень латеральной выдержанности коллекторов

Пласт БВ₁₀⁰

Пласт БВ₁₀⁰ в песчаных фациях залегает в виде обширной полулинзы, ограниченной непроницаемыми породами с юго-востока, юга и запада. Эффективные толщины в пределах этого песчаного тела достигают 13,8 м, но преобладающими являются значения 24 м (34% случаев) и 48 м (31% случаев). Толщины менее 2 м составляют 23,5%. Практически такие же распределения характерны и для нефтенасыщенных толщин. По строению примерно на 95% площади пласт представляет собой переслаивание песчаников с непроницаемыми породами, при этом чаще всего коллектора тяготеют к верхней части разреза пласта. На локальных участках отдельные прослои сливаются между собой, создавая разрезы с высокой степенью песчанистости. Проницаемые прослои в верхней части пласта являются сравнительно выдержанными, ниже они приобретают отчетливую линзовидную форму залегания.

---

Пласт БВ₁₀^1-2

Пласт БВ₁₀^1-2 в песчаных фациях залегает в центральной и южной частях Самотлорского л.у. и практически полностью заглинизирован в его северной части. В южной части участка значения эффективных толщин достигает 36 м, в северном направлении они довольно закономерно сокращаются к зоне полной глинизации пласта. В целом в распределении величин эффективных толщин нет отчетливо доминирующих диапазонов.

Также закономерно, как и у эффективных толщин, происходит изменение внутреннего строения пласта. Практически повсеместно пласт сложен переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых пород. В южной части участка наблюдается четкая тенденция возрастания песчанистости вверх по разрезу. В нижней части разреза песчаные прослои залегают в виде отдельных, довольно обособленных линз, выше по разрезу они начинают сливаться между собой, образуя вытянутые с юго-запада на северо-восток участки слаборасчлененных монолитных (толщиной более 4 м) песчаных тел. Черепицеобразная форма залегания таких тел определила высокую степень литологической связанности вдоль простирания, в то время как в перпендикулярном направлении возрастает литологическая экранированность фильтрации по латерали. Далее к северу строения пласта становится в общих чертах подобным строению пласта БВ₁₀⁰, хотя и обладает большими толщинами. Общей для всего пласта является увеличение прерывистости залегания проницаемых прослоев от кровли к подошве. При этом появляются водонасыщенные (по ГИС) линзы, гипсометрически залегающие выше ВНК. Это указывает на их полную изолированность от основной проницаемой части пласта.

Пласты БВ₁₆ – БВ_21-22

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, на характер развития которых существенное влияние оказали условия их образования у подножия ундоформы нижнемеловой клиноформы и представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации.

Пласт БВ_21-22 непосредственно залегает на отложениях баженовской свиты и состоит из двух пачек. Песчаные тела нижней пачки распространены в южной части Черногорского участка. Песчаные тела верхней пачки залегают на Белозерском участке, восточной половине Нижневартовского и Самотлорского участков, на восточном окончании Приобского участка. Наблюдается закономерное уменьшение толщин обеих пачек в субширотном направлении с востока на запад. Общие толщины отложений пачек меняются в значительных пределах (от единиц до десятков метров), что характерно для некомпенсированного осадконакопления в основании склона шельфа (ундаформы).

---

Для пласта БВ₂₀ в направлении с востока на запад характерно клинообразное изменение толщины. В его пределах выделено два седиментационных цикла. Оба цикла представлены отложениями конуса выноса. Песчаные тела цикла 2 (нижнего) имеют тенденцию локализации в областях отсутствия коллекторов пласта БВ_21-22.

Пласт БВ₁₉ условно делится на две части. Кровельная часть пласта размыта на востоке Самотлорского месторождения. Аналогичная закономерность просматривается в строении пласта БВ_17-18 и пласта БВ₁₆. В целом, песчаные тела в пласте БВ_17-18 локализуются в центральной части Самотлорского месторождения, в центральной части Черногорского участка и на востоке Нижневартовского участка. Песчаные тела пласта БВ₁₆ локализованы в северо-западной части месторождения.

В строении пластов ачимовской пачки участвуют три основных типа песчаных тел: довольно мощные вытянутые песчаные тела, идентифицируемые с устьевыми палеобарами, относительно узкие и маломощные лентообразные песчаные тела распределительных каналов (как правило, переслаивающиеся с глинисто-алевролитовыми породами) и покровные песчаные тела различной толщины. Первые и третий типы довольно выдержаны по простиранию, второй характеризуется существенной латеральной прерывистостью.

Эффективные толщины всех пластов ачимовской пачки изменяются в довольно широких пределах, около половины случаев приходится на диапазон 412 м. Для нефтенасыщенных толщин более характерным является диапазон значений от 2 до 8 м (48% случаев).

Пласт ЮВ₁

Юрские отложения разбурены редкой неравномерной сеткой скважин, что в определенной мере осложнило проведение детальной корреляции данных отложений по всей площади лицензионного участка. Наиболее полно строение пласта оказалось изученным в центральной части Самотлорского участка, на Сенчинской и Новогодней площадях и в юго-западной части Самотлорского л.у. В разрезе пласта были выделены три пачки коллекторов, получивших индексы (сверху вниз): ЮВ₁, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Нижняя пачка практически везде водоносна и не представляет промышленного интереса. Верхняя пачка на ряде поднятий была дополнительно разделена на пласты ЮВ₁^1а и ЮВ₁^1б.

В целом эффективные толщины пласта ЮВ₁ изменяются от 1,2 до 42 м, но преобладают значения в диапазоне 430 м (80% случаев). Зон полного отсутствия коллекторов не выявлено. Для нефтенасыщенных толщин наиболее характерны значения в диапазон 412 м (60% случаев).

---

В целом пласт ЮВ1 имеет сравнительно простое строение. Латеральная выдержанность коллекторов весьма высока.

---

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Запасы Самотлорского месторождения в настоящее время состоят на балансе двух организаций: ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "ТНК-Нижневартовск".

На основании выполненных исследований по состоянию на 01.01.2008 г. в пределах рассматриваемого месторождения установлено 32 продуктивных пласта: ПК₁, ПК₉, ПК₁₁^1а, ПК₁₂¹, ПК₁₂², ПК₁₃, ПК₁₅², AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БB₇¹, БB₇², БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22, ЮВ₁. Из вышеперечисленных пластов ПК₁ залежь чисто газовая, в пластах ПК₉, ПК₁₂², AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, AB₈ - газовые шапки.

В данной работе пласты группы ПК не рассматриваются, поскольку не находятся в эксплуатации.

На дату выполнения отчета - 01.01.2014г.- на месторождении пробурено 284 разведочные и 18748 эксплуатационных скважин.

Со времени выполнения и утверждения уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения запасы УВ пересматривались три раза.

1. 
   Протокол ГКЗ № 1307-дсп от 20.12.2006г. Рассмотрены и утверждены запасы свободного газа, конденсата и нефти по пластам AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БB₇¹, БB₇², БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22, ЮВ₁.
   
2. 
   Протокол ФАН №18/124-пр от 21.12.2007г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, БВ₀¹, БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, ЮВ₁ по результатам проведения сейсмических исследований 3D на двух площадях (Хошской и Усть-Вахской) и эксплуатационного бурения (182 скважины).
   
3. 
   Протокол ФАН №18/231-пр от 07.04.2008г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB₁^1-2, AB₁³ (Усть-Вахская площадь, скв. 170П), БВ₁₀^1-2 (Мыхпайская площадь, скв. 1157Е-2) и ЮВ₁ (Мартовская залежь, р-он скважины 39988). По результатам бурения и испытания скважин 170П, 1157Е, 851, 852, а также привлечения ранее не учтенных материалов по вторым стволам скважин 39990-2, 39991-2, 30221-2.
   

---