Горизонт БС11
Нефтеносность горизонта БС11 установлена в восточной части месторождения. В подсчете запасов 1986 года в этой части месторождения нефтеносность связывалась с пластом БС111 в районе скважины 61Р-Т и пластом БС103 по району скважин 5Р-Т, 3Р-Т, 2Р-Т, 61Р-Т, 62Р-Т и 83Р-ЗТ. Как установлено в процессе корреляции скважин, песчаники, ранее относимые к пласту БС103, фактически относятся к клиноформному комплексу горизонта БС11. В результате определено, что горизонт представляет самостоятельный нефтесодержащий объект. В его составе выделено 2 пласта - БС111 и БС112. Нефтенасыщенные песчаники пласта БС112 вскрыты пока только в одной скважине 66Р-ЗТ и потому их геометризация не проводилась. Основным нефтесодержащим объектом является пласт БС111, в составе которого выделены 2 залежи нефти.
Горизонт БС102-3
Горизонт БС102-3 является основным нефтесодержащим объектом на месторождении, как наиболее крупный по площади, объемам нефтенасыщенных пород и отличается более высокой продуктивностью скважин.
В представляемой работе горизонт определен как единый нефтесодержащий объект, характеризующийся гидродинамической связью содержащихся в нем пластов по площади и по разрезу, общей поверхностью водонефтяного контакта. В связи с высокой неоднородностью строения разреза было проведено его разделение на отдельные пласты, что позволило установить определенные закономерности в распределении песчаного материала по площади в принадлежности к отдельным пластам. Соответственно это дает возможность более точной геометризации объекта и расчета объемов нефтесодержащих пород.
В сопоставлении с подсчетом запасов 1986 года горизонту соответствуют пласты БС111 (за исключением района 61Р-Т и 28Р-ЗС), БС103 (за исключением площади в районе 5Р-Т - 83Р-ЗТ) и БС102. Положение ВНК, определенное по результатам разведки, в целом подтвердилось в процессе последовавшей доразведки и эксплуатационного бурения.
На площади месторождения выделены основная залежь и две небольших залежи в районе скважин 104Р-Т и 59Р-ЗТ.
Пласт БС101
Нефтеносность пласта установлена в процессе доразведки, в результате бурения скважин 62Р-Т, 100Р-Т и 119Р-Т, а также по материалам ГИС эксплуатационных скважин, пробуренных на горизонт БС102-3.
В скважине 62Р-Т пласт представлен единичным песчаным прослоем толщиной 1,2 м, при испытании пласта в интервале -2323,6-2327,6 м получен слабый приток нефти дебитом 1 м3/сут. В скважине 100Р-Т эффективная нефтенасыщенная толщина составила 0,8м, при опробовании в интервале -23332-2333 м получен приток нефти –2,32 м3/сут. при снижении уровня до 1199м.
В скважине 119Р-Т в составе пласта выделен один прослой песчаника толщиной 1,2 м в интервале -2447,1-2448,3 м. При опробовании в колонне интервала -2347,6-2349,2 м получено 8,2 м3/сут нефти при движении уровня в интервале 903-606 м.
В целом в пределах залежи пробурено 83 скважины, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,4 до 2,8 м, по большинству скважин она составляет 0,8-1,4 м.
Залежь нефти пластовая, литологически экранированная с трех сторон. В северной части границей залежи является водонефтяной контакт, который принят на отметке -2360,2 м подошвы нефтенасыщенного прослоя в скважине 119Р-Т. Размеры залежи составляют 15 км х 3,5 км, высота 50 м.
Пласт БС100.
В подсчете запасов 1986 года с пластом БС100 связывались две залежи нефти литологически ограниченного типа.
Залежь 1 вскрыта двумя скважинами 8Р-Т и 7Р-Т. С запада, вверх по восстанию пласта, ее распространение ограничивалось зоной замещения коллекторов. На востоке границей залежи принят внешний контур нефтеносности на отметках от -2323 м до -2327 м. Нефтеносность коллекторов пласта доказывалась испытанием в скважине 8Р-Т, в которой из интервала 2397-2415 (абс. отм. -2311-2329 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 93,6 м3/сут на 8-мм штуцере.
Залежь 2 выделялась по материалам ГИС и испытания скважин 6Р-Т, 20Р-ЗТ, 35Р-ЗТ и 43Р-ЗС. Также представлена как литологически ограниченная с зоной глинизации на востоке, с запада ее границей принят внешний контур поверхности ВНК с отметками залегания от -2313,8 м в районе скважины 6Р-Т до – 2323 м в районе скважины 43Р-ЗС.
Нефтеносность пласта доказывалась испытанием в скважинах 6Р-Т и 20Р-ЗТ. При испытании скважины 6Р-Т в интервале 2384-2381 (абс. отм. -2302,6-2309,6 м) получен непереливающий приток нефти с водой дебитами 16,7 м3/сут и 35,4 м3/сут, соответственно, при динамическом уровне 1084 м. В скважине 20Р-ЗТ также получен приток нефти с водой дебитами 6,7 м3/сут и 2,9 м3/сут при уровне 1250 м из интервала пласта 2391-2394 м (абс. отм. -2310,5-2313,5 м).
В настоящее время площади залежей пласта БС100 практически полностью разбурены эксплуатационными скважинами. Дополнительно его опробование выполнено в 5 разведочных и 7 эксплуатационных скважинах.
По результатам корреляции установлено, что пласт БС100 характеризуется покровным развитием и повсеместно на площади месторождения и за его пределами представлен песчаниками. Зоны замещения коллекторов в нем отсутствуют. Таким образом, не подтверждается модель литологического ограничения представленных в подсчете запасов залежей.
В результате проведенных испытаний пласта дополнительной информации по его нефтеносности не получено. Во всех испытанных скважинах пласт оказался водоносным.
Так, испытание пласта было проведено в скважине 448 на участке залежи с запасами категории С1. В результате в открытом стволе из интервала -2297,9-2313,9 получен приток воды 110,4 т/сут при депрессии на пласт 7,8мПа. В скважине 7756 в интервале -2321,6-2343,6 м получен приток воды 120,24 м3/сут при депрессии на пласт 12 мПа. Была пущена в эксплуатацию скв.6Р-Т. В процессе эксплуатации скважина начала подавать воду. Провели изоляционные работы. Получен приток воды. По данным ПГИ приток из перфорированного интервала БС102-3.
По материалам ГИС эксплуатационных скважин, которыми изучена практически полностью площадь ранее выделявшихся залежей, пласт определяется как водонасыщенный.
Таким образом, в разрезе Тевлинско-Русскинского месторождения всего выделено 68 залежей нефти, которые связаны с среднеюрским, позднеюрским, ачимовским и неокомским комплексами 17 продуктивных пластов.
II. Специальная часть
Глава 1.Петрофизическое описание объектов исследования
Осадочный комплекс Среднего Приобья представлен песчано-алевролитовыми и глинистыми породами мезо-кайнозойского возраста. Их суммарная мощность увеличивается к центру провинции и к северу, достигая 4—5 км. Этаж нефтегазоносности составляет 2—3 км. Промышленные залежи нефти и газа стратиграфически приурочены к отложениям мелового и юрского возраста. Крупнейшие нефтяные залежи сосредоточены в отложениях нижнего мела и верхней юры, газовые и газоконденсатные — в породах верхнего мела (сеноман) и верхней юры.
Геологические процессы накопления и формирования осадков определили большое разнообразие пород-коллекторов по гранулометрическому и минеральному составу, по геохимическим особенностям цементации и, как следствие, обусловили сложную структуру фильтрационно-емкостного пространства. Отличительными особенностями залежей являются низкая вязкость нефти, небольшая проницаемость продуктивных пластов, высокая начальная водонасыщенность и повышенная пластовая температура.
Палеозойские, юрские и даже меловые отложения во многих районах Среднего приобья подвержены глубокой флюидной переработке. Вследствие этого продуктивные отложения представлены как поровыми, так и трещиноватыми коллекторами.
Коллекторы большинства нефтяных и газовых залежей относятся к сложному типу, поскольку их каркас образован многокомпонентной композицией минералов со сложной структурой поровых каналов. Особую трудность для исследования представляют малопроницаемые глинистые коллекторы при наличии тонкого переслаивания с непроницаемыми отложениями.
В начальный период эксплуатации отбор углеводородов происходит из трещин, а затем, при увеличении перепада давлений, после «отключения» трещин, дренаж обеспечивается поровой структурой коллектора. По оценкам многих исследователей, трещинная пористость по фактическому содержанию углеводородов в выработанных месторождениях примерно равна 0,2 %. Максимальная трещинная пористость может достигать 1 %.
Значительное влияние на электрические параметры оказывает углеводородный состав нефти. Так, наличие в нефти поверхностно-активных нафтеновых и олеиновых кислот приводит к изменению величины поверхностного натяжения на границе фаз углеводороды—вода, углеводороды—минеральные частицы. Эти факторы существенно уменьшают толщину пленки связанной воды и увеличивают удельное сопротивление.
В зоне проникновения продуктивных пластов-коллекторов могут возникать сложные пространственные распределения удельного сопротивления. Так, например, если скважиной вскрыт гидрофильный коллектор, то возможны два процесса развития проникновения.
Если пластовая вода прочно связана со скелетом породы, то нефть вытесняется из пор водным фильтратом, проникающим из скважины. При этом в большинстве случаев в прискважинной области пласта повышается удельное сопротивление. И только в отдельных залежах обнаруживается понижающее проникновение. Возможное объяснение заключается в следующем. Было показано, что присутствующие в нефти в весьма малых количествах (0,1%) высокомолекулярные нафтеновые кислоты способны создавать весьма устойчивые эмульсии при взаимодействии с водным фильтратом буровой жидкости, содержащим ионы щелочных добавок (например, бикарбоната натрия). Эти процессы приводят к изоляции фильтрата пленками нефти («вода в нефти») и к росту удельного сопротивления в зоне проникновения, несмотря на вытеснение непроводящей нефти проводящим раствором. Эти обстоятельства затрудняют оценку пористости пласта по данным о параметрах зоны проникновения, полученным по измерениям на постоянном токе. Проблема усугубляется тем, что для нефти одних и тех же плотности и вязкости эмульгирующая способность меняется в широких пределах. Высокие значения степени водонасыщения не могут быть объяснены гидрофобизацией пород и связаны с возникновением эмульсии. Образование эмульсии в зоне проникновения и особенно в ее «промытой» части является одной из причин различия в оценках ее удельного сопротивления методами постоянного и переменного токов.