Тепляков Е.А., Тренин Ю.А., Федорова Т.Д., Южакова В.М. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В 2001 году в результате проведения геологоразведочных работ в соответствии с Территориальной программой открыто 8 новых месторождений. Это Емангальское, Южно-Амнинское, Восточно-Янлотское, Восточно-Панлорское, Шишкъюганское, Новоортьягунское, Южно-Санлорское, Южно-Лунгорское, Восточно-Токайское месторождения.

Суммарные запасы нефти, принятые Центральной комиссией по запасам только новых открытых месторождений составили 153.1 млн.т, извлекаемых 34.5 млн.т.

ЕМАНГАЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В пределах Емангальского поискового участка пробурена поисковая скв.94, которая явилась первооткрывательницей Емангальского месторождения.

Месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе ХМАО в 115 км к северу от г. Ханты-Мансийск. В непосредственной близости находятся Северо-Селияровское и Тортасинское нефтяные месторождения.

Площадь поискового участка покрыта сейсморазведочными работами сп 9/83-86, сп 9,20,70,85/88-89, сп 9,20,70,85/91-92, сп 12/98-99, по результатам которых выявлены структурные и структурно-литологические ловушки в пластах Ач, Ю₁₀-Ю_2-4 и Ю₁₁. На 01.01.2002 г. на месторождении пробурены скв.90,91,92,94 и 95, в которых открыты залежи нефти в пластах Ю₁₀², ЮК₁, ЮК₀ и АС₉.

Пласт Ю₁₀²

Отложения пласта Ю₁₀ вскрыты во всех скважинах, пробуренных на площади месторождения. При корреляции пласт Ю₁₀ был разделен на два пласта Ю₁₀¹ и Ю₁₀². Пласт Ю₁₀¹ имеет площадное распространение, а пласт Ю₁₀² распространен только в восточной части месторождения в районе скв.90 и 92.

По результатам переобработки материалов сейсморазведки в пласте Ю102 выделена структурно-литологическая ловушка. Обработка материалов бурения позволила уточнить линию выклинивания пласта Ю₁₀².

По данным интерпретации материалов ГИС пласт Ю₁₀² в скв.90 имеет эффективную толщину 3.2 м и водонасыщен, а в скв.92 — эффективную толщину 2.8 м и нефтенасыщенную характеристику. При испытании скв.92 в интервале 3208-3216 м (а.о. 3079.9-3078.9 м) получен приток нефти 5.18 м³/сут и воды 7.62 м³/сут при среднединамическом уровне 1186 м.

Запасы нефти категории С₁ выделены в районе скв.92 в контуре изогипсы –3090 м. ВНК залежи принят условно на а.о. 3110 м на половине расстояния между подошвой нефтенасыщенного пласта в скв.92 и кровлей водонасыщенного в скв.90. В пределах ВНК запасы оценены по категории С₂.

Подсчетные параметры — пористость и нефтенасыщенность — приняты по материалам обработки ГИС, остальные параметры по аналогии с пластом Ю₁₀ Красноленинского месторождения.

ЦКЗ приняты запасы нефти в объеме по категории С₁ - 24 тыс.т, по категории С₂ - 1911 тыс.т.

Пласт ЮК₀

Отложения баженовской свиты по материалам ГИС выделяются в интервале 2748-2767 м. Керн вынесен в интервале 2751-2759 м, представлен тонким ритмичным переслаиванием аргиллитов темно-серых до черных, листоватых, трещиноватых, с прослоями до 10-15 см нефтенасыщенных крупнозернистых алевролитов и светло-серых мергелей.

По ГИС коллекторские свойства не ясны. При испытании интервала 2743-2770 м (а.о. 2626-2653 м) получен приток безводной нефти дебитом 11.5 м³/сут при среднединамическом уровне 1205 м. Запасы нефти категории С₁ выделены на площади, ограниченной двойным радиусом эксплуатационной сетки.

Подсчетные параметры приняты по аналогии с утвержденными ЦКЗ по баженовским отложениям Красноленинского месторождения.

ЦКЗ приняты запасы нефти в объеме по категории С₁ - 125 тыс.т.

Пласт Ач (АС₉)

Анализ материалов сейсморазведки и данных бурения поисковых скважин позволил выделить в пласте Ач (АС₉) структурно-литологическую ловушку субмеридионального простирания. При анализе временных разрезов были установлены западная и восточная линии выклинивания пласта Ач (АС₉).

В контуре данной ловушки пласт вскрыт скв.91, 94 и 95.

В скв.94 отложения пласта вскрыты на а.о. 2593-2605 м и при испытании интервала на а.о. 2593-2610 м дали приток безводной нефти дебитом 5.37 м³/сут при СДУ = 1051 м. Пласт до подошвы нефтенасыщен и имеет эффективную толщину 4.2 м. В скв.91 и 95 отложения пласта вскрыты на а.о. 2622 и 2651 м, имеют эффективную толщину 3.2 и 3.8 м и по результатам интерпретации материалов ГИС характер насыщения неясный, запасы в районе этих скважин оценены по категории С₂.

Запасы нефти категории С₁ ограничены изогипсой 2610 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного коллектора в скв.94. ВНК залежи условно принят на а.о. 2680 м на 12 м ниже подошвы пласта в скв.95.

Подсчетные параметры приняты по результатам интерпретации материалов ГИС и по аналогии с пластом АС9 Приобского месторождения.

ЦКЗ приняты запасы нефти в объеме категории С₁ - 366 тыс.т, по категории С₂ - 1540 тыс.т.

ЮЖНО-АМНИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В пределах Амнинского поискового участка пробурена поисковая скв.275 (рис.1), которая явилась первооткрывательницей Южно-Амнинского месторождения.

Месторождение расположено в Белоярском районе ХМАО в 160 км к северо-востоку от г.Нягань. В непосредственной близости расположены Большое и Ольховское месторождения.

Рис.1. План подсчета запасов нефти по пласту Ю₃. Южно-Амнинское месторождение.

Пласт Ю₃

Скв.275 пробурена в своде Южно-Амнинской структуры в контуре изогипсы –2190 м по отражающему горизонту Б. В интервале 2367-2375.5 м поднято 5 м керна, из которых 4 м — песчаники буровато-серые, средне- и крупнозернистые с обильными выпотами нефти.

В процессе бурения испытан интервал 2335-2376 м, из которого получен приток безводной нефти дебитом 9.5 м³/сут при депрессии 13.4 МПа. После спуска эксплуатационной колонны пласт Ю₃испытан в интервале 2348-2378 м. Приток нефти составил 5.16 м³/сут при СДУ — 1361 м. По результатам интерпретации материалов ГИС установлено, что пласт нефтенасыщен до подошвы и имеет нефтенасыщенную толщину 10.2 м. ВНК залежи принят условно на а.о. 2305 м на середине расстояния между подошвой последнего нефтенасыщенного пропластка в скв.275 и кровлей водонасыщенного пропластка в скв.270.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по результатам интерпретации материалов ГИС. Физико-химические параметры взяты по аналогии с Кислорским месторождением (пласт Ю_3-4). КИН принят равным 0.25.

Запасы нефти категории С₁ ограничены изогипсой 2260 м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.275 и выше нижней дыры перфорации на 4 м. На остальной площади запасы оценены по категории С₂.

ЦКЗ приняты запасы в объеме по категории С₁ - 1743 тыс.т, по категории С₂ - 12049 тыс.т.

Пласт Ю₂

По результатам интерпретации материалов ГИС пласт Ю2 выделяется в интервале 2314.2-2330.6 м и имеет эффективную нефтенасыщенную толщину, равную 3.6 м.

При испытании пласта в интервале 2311-2336 м (а.о. 2199-2224 м) получен приток безводной нефти дебитом 3.74 м³/сут при динамическом уровне 1346.3 м.

Запасы нефти оценены по категории С₁ в контуре изогипсы -2220 м, что на 4 м выше нижней дыры перфорации и на 1.4 м ниже подошвы пласта. ВНК залежи принят условно на а.о. 2270 м, на середине расстояния между подошвой последнего нефтенасыщенного пропластка в скв.275 и кровлей водонасыщенного в скв.270.

Подсчетные параметры — пористость и нефтенасыщенность — приняты по результатам обработки материалов ГИС. Физико-химические параметры нефти взяты по аналогии с пластом Ю₂Кислорского месторождения. КИН взят по рекомендации эксперта 0.2.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ - 227 тыс.т и С₂ - 2329 тыс.т.

Пласт ЮК₁

По результатам интерпретации материалов ГИС отложения пласта ЮК1 выделяются в интервале 2283-2291.2 м, имеют эффективную нефтенасыщенную толщину 2 м. При испытании интервала 2282-2300 м (а.о. 2170-2188 м) получен приток безводной нефти дебитом 9.27 м³/сут при динамическом уровне 1041.5 м.

Запасы нефти категории С₁ выделены в контуре двойного шага эксплуатационной сетки.

Подсчетные параметры приняты по аналогии с абалакскими отложениями Красноленинского месторождения.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁- 52 тыс.т.

ВОСТОЧНО-ЯНЛОТСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В пределах Ташинского поискового участка пробурена поисковая скв.3 (рис.2), которая явилась первооткрывательницей Восточно-Янлотского месторождения.

Месторождение находится в Ханты-Мансийском районе ХМАО в 40 км к западу от г. Ханты-Мансийск. К северу располагается Красноленинское месторождение.

Скв.3 пробурена на южной периклинали Восточно-Янлотской структурной ловушки в контуре замыкающей сейсмоизогипсы 2620 м по отражающему горизонту Б.

Рис.2. План подсчета запасов нефти по пласту ЮК_2-3. Восточно-Янлотское месторождение.

Пласт Ю_2-3

В процессе бурения в интервале 2697-2710 м было поднято: 12.5 м песчаника плотного с прослоями битума; песчаника с выпотами нефти, резким запахом нефти на свежем сколе; в интервале 2710-2721 м — 6.1 м песчаника плотного среднезернистого, переслаивающихся песчаника, алевролита с признаками УВ.

В процессе испытания в открытом стволе интервала 2665-2721 м (а.о. 2630-2686 м) получен приток фильтрата с пленкой нефти дебитом 9.1 м³/сут. При испытании КИИ в интервале 2663-2751 м (а.о. 2628-2716 м) получен приток нефти дебитом 6 м³/сут.

По результатам интерпретации материалов ГИС в пласте Ю_2-3 выделено 12 м эффективной нефтенасыщенной толщины. Пласт Ю_2-3 был опробован в колонне в интервале а.о. 2662-2680 м, получен приток безводной нефти дебитом 8.6 м³/сут при динамическом уровне 1423 м.

Залежь нефти пласта Ю_2-3 пластовая, сводовая. В контуре замыкающей изогипсы 2680 м имеет площадь 32.5 км². По этой же изогипсе принят ВНК, совпадающий с подошвой нефтенасыщенного коллектора в скв.3 до ВНК.

Запасы нефти категории С₁ оценены в районе скв.3, а на остальной площади категории С₂.

Подсчетные параметры — пористость и нефтенасыщенность — приняты по результатам обработки материалов ГИС скв.3. Физико-химические параметры нефти взяты по аналогии с Красноленинским месторождением.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ - 556 тыс.т и по категории С₂ – 1167 тыс.т.

ВОСТОЧНО-ПАНЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В пределах Панлорского поискового участка пробурена поисковая скв.3, которая явилась первооткрывательницей Восточно-Панлорского месторождения.

Месторождение расположено в Сургутском районе ХМАО в 190 км к северу от г. Ханты-Мансийск. В непосредственной близости находятся Итьяхское и Тортасинское нефтяные месторождения.

Залежь нефти пласта ЮК₁

По результатам интерпретации материалов ГИС отложения пласта ЮК1 выделяются в интервале 2917.4-2926.8 м, имеют эффективную нефтенасыщенную толщину 3.6 м и неясный характер насыщения. При испытании интервала 2917-2928 м (а.о. 2804-2815 м) получен приток безводной нефти дебитом 7.28 м³/сут при среднединамическом уровне 815 м.

Запасы нефти оценены по категории С₁ на площади, ограниченной двойным радиусом эксплуатационной сетки.

Подсчетные параметры приняты по аналогии с абалакскими пластами Красноленинского месторождения.

На 01.01.2002 г. извлекаемые запасы нефти категории С₁ составили 94 тыс.т и в таком же объеме приняты ЦКЗ.

Залежь нефти пласта ЮК₀

По данным ГИС отложения баженовской свиты выделяются в интервале 2900-2914.8 м. При испытании в интервале 2900-2913 м (а.о. 2787-2800 м) получен приток безводной нефти дебитом 5.97 м³/сут при среднединамическом уровне 1159.5 м.

Запасы нефти оценены по категории С₁ на площади, ограниченной двойным шагом эксплуатационной сетки.

Подсчетные параметры приняты по аналогии с залежами баженовской свиты Красноленинского месторождения.

На 01.01.2002 г. запасы нефти категории С₁ оценены в 100 тыс.т и в таком же объеме приняты ЦКЗ.

ШИШКЪЮГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Шишкъюганское месторождение нефти находится в 157 км к северо-востоку от г. Ханты-Мансийск, в Сургутском районе ХМАО.

В тектоническом плане оно расположено в пределах Фроловской мегавпадины в центральной части Туманного вала. К глубокому поисковому бурению месторождение подготовлено работами сп 9/89-90 и 85/89-90.

Открыто месторождение скв.545 (рис.3), при опробовании которой выявлена промышленная нефтеносность пластов Ю₂ и ЮК₁. Недалеко расположены Южно-Санлорское и Мытаяхинское месторождения.

Рис.3. План подсчета запасов нефти по пласту Ю₂. Шишкъюганское месторождение.

Залежь нефти пласта Ю₂ вскрыта скв.545. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 3.8 м. Промышленная продуктивность опробованием доказана до а.о. 2746.6 м. Приток нефти составил 6.19 м³/сут при СДУ=1201 м. ВНК залежи принят условно на а.о. 2770 м по замыкающей изогипсе. Высота залежи — 15 м.

Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей и КИН, приняты по аналогии с Айпимским месторождением, Кп и Кн – по результатам интерпретации ГИС.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ - 99 тыс.т, по категории С₂ - 145 тыс.т.

Залежь нефти пласта ЮК₁ вскрыта скв.545. Нефтенасыщенная толщина по результатам интерпретации данных ГИС составила 2.4 м, подошва нижнего проницаемого пропластка выделена на а.о. 2736.2 м. Продуктивность пласта доказана испытанием, приток нефти составил 4.3 м³/сут на СДУ = 1058.5 м.

Принят квадрат по С₁ вокруг скв.545.

Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей и КИН, приняты по аналогии с Красноленинским месторождением (Каменная площадь), Кп и Кн – условно 0.1 и 0.9, соответственно.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ - 97 тыс.т.

НОВООРТЬЯГУНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Новоортьягунское месторождение расположено в Сургутском административном районе ХМАО, в 172 км северо-восточнее г. Сургут. Первооткрывательницей является скв.182, пробуренная и опробованная в 2001 году.

Новоортьягунская площадь расположена вблизи Грибного месторождения, где разрабатываются залежи нефти в отложениях верхней юры (Ю11), ачимовской толщи и пласта БС11 неокома.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, подготовленной к глубокому бурению сп 15/92-94.

Залежь нефти пласта Ю₁¹ вскрыта скв.182 (рис.4).

Рис.4. План подсчета запасов нефти по пласту Ю₁¹. Новоортьягунское месторождение.

По данным ГИС эффективная толщина пласта в скважине составила 11.0 м, в т.ч. нефтенасыщенная — 9.4 м. Проведено поинтервальное исследование пласта сверху вниз. При опробовании верхней части в интервале 2915-2920 м (а.о. 2816.5-2821.5 м) получен приток безводной нефти дебитом 26.6 м³/сут при СДУ — 695.8 м. При четвертом снижении уровня в продукцию скважины поступила вода (21%). Далее после двух дострелов в интервалах 2920-2925 м (а.о. 2921.5-2926.5 м) и 2925-2930 м (а.о. 2926.5-2931.5 м) наблюдалось постепенное увеличение воды до 52%. Окончательно дебит нефти составил 15.6 м³/сут, воды – 17.2 м³/сут при СДУ – 1230 м.

Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогичному пласту Грибного месторождения, как наиболее изученного.

Пористость по керну составила 15%, по ГИС — 17%.

Нефтенасыщенность определена по результатам интерпретации материалов ГИС.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С¹ - 444 тыс.т, по категории С² – 1206 тыс.т.

ЮЖНО-САНЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Южно-Санлорское месторождение нефти расположено в 137 км к северо-востоку от г. Ханты-Мансийск, в Сургутском районе ХМАО.

В тектоническом плане оно относится к одноименной структуре III порядка, подготовленной к глубокому бурению работами сп 85/88-89, 9/88-89.

Залежь нефти пласта Ю_2-3 вскрыта скв.542 и 543. По данным ГИС нефтенасыщенные толщины составляют, соответственно, 8.4 и 14.2 м.

Промышленная продуктивность опробованием доказана в скв.543 до а.о. 2800 м. Приток нефти составил 10.2 м³/сут при СДУ=1206.5 м. В скв.542 пласт Ю_2-3 охарактеризован непромышленным нефтяным притоком дебитом 1.95 м³/сут при СДУ = 1273.0 м. ВНК залежи не вскрыт и принят по нижним дырам перфорации в скв.543 на а.о. 2800 м.

В процессе бурения скв.543 из интервала 2854-2877 м суммарный вынос керна с признаками нефтенасыщения составил 11.3 м, в скв.542 из интервала 2880-2890 — 1.6 м.

Залежь охарактеризована девятью определениями ФЕС коллекторов (остальные определения попали в непроницаемые интервалы). Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефти, приняты по аналогии с пластом Ю₂ Айпимского месторождения. Пористость по керну и данным ГИС составляет 14 и 15%, соответственно. Нефтенасыщенность (56%) определена по результатам интерпретации материалов ГИС.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ - 583 тыс.т, С₂ - 4735 тыс.т.

Залежь нефти пласта АС₁¹ вскрыта скв.542. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составила 14.8 м. Пласт охарактеризован в скважине непромышленным нефтяным притоком дебитом 1.4 м³/сут при СДУ = 1467.5 м. ВНК залежи не вскрыт и принят по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка по ГИС на а.о. 2652 м. Залежь пластово-сводового типа высотой 30 м.

Суммарный вынос керна из интервала пласта 25.2 м, в т.ч. нефтенасыщенного песчаника — 4.7 м.

Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефти, приняты по аналогии с пластом АС₁₁¹ Западно-Камынского месторождения. Пористость по керну и данным ГИС составляет, соответственно, 14 и 16%. Залежь оценена по категории С₂. Извлекаемые запасы составили 2616 тыс.т.

ЦКЗ приняты запасы по категории С₁ в объеме 2616 тыс.т.

ЮЖНО-ЛУНГОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Южно-Лунгорское месторождение расположено в Белоярском административном районе ХМАО, в 176 км северо-западнее г.Белоярский.

Первооткрывательницей является скв.211, пробуренная и опробованная в 2001 году.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, подготовленной к бурению по данным сп 79/87-88.

Пласт Ю₀ опробован в интервале 3026-3056 м (а.о. 2933-2963 м). Получен промышленный приток нефти дебитом 7.2 м³/сут при СДУ — 1340 м.

Оценка запасов произведена по категории С₁ на расстоянии 1 км от скв.211.

Кп и Кн приняты условно 0.1 и 0.9, соответственно; параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, взяты по аналогии с пластом Ю₀ Тянского месторождения.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ в объеме 99 тыс.т.

ВОСТОЧНО-ТОКАЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Восточно-Токайское месторождение расположено в Сургутском районе ХМАО в 126 км восточнее г. Ханты-Мансийск.

Месторождение приурочено к Западно-Угутской локальной структуре III порядка, которая была выявлена и подготовлена к глубокому бурению работами сп 4/88-89.

При поинтервальном опробовании скв.50 была выявлена промышленная нефтеносность пластов тюменской (Ю₃, Ю₂) и васюганской (Ю₁²) свит.

Основой для структурных построений стали карты по отражающему горизонту Б (Ю₁²) и Т (Ю₂, Ю³).

Залежь нефти пласта Ю₃ вскрыта скв.50. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составила 5.2 м. Промышленная продуктивность опробованием доказана в скв.50 до а.о. 2998.5 м. Непереливающий приток нефти составил 18.9 м³/сут при депрессии на пласт 8.4 МПа. ВНК залежи не вскрыт и принят условно на а.о. 3020м.

ЦКЗ приняты извлекаемые запасы нефти по категории С₁ в объеме 519 тыс.т.

Залежь нефти пласта Ю₂ вскрыта также скв.50. Нефтенасыщенная толщина по ГИС составила 15.4 м. В скв.50 при совместном испытании с пластом Ю₃ получен фонтанирующий нефтяной приток дебитом 24.2 м³/сут на 4-мм штуцере.

ВНК залежи не вскрыт и принят по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка по ГИС в скв.31 на а.о. 2992 м.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ в объеме 1578 тыс.т.

Пласт Ю₁² вскрыт скв.50. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составила 2.2 м. В скв.50 пласт охарактеризован промышленным нефтяным притоком дебитом 6.5 м³/сут при DР=13.4 МПа.

В результате структурных построений и уточнения модели залежи оказалось, что район скв.50 явился восточным продолжением залежи пласта Ю₁² на Токайском месторождении.

ВНК залежи не выявлен и взят на а.о. 2945 м.

ЦКЗ приняты запасы нефти по категории С₁ в объеме 90 тыс.т.