Новые месторождения, результаты их оценки

 

И.А. Теплоухова, И.Ш. Халиулин, М.А. Волков, В.К. Рыбак

В разделе представлены месторождения:

  • Восточно-Юганское нефтяное
  • Бинштоковское нефтяное
  • Северо-Кондинское нефтяное
  • Малокондинское нефтяное
  • Логачевское нефтяное
  • Новобыстринское нефтяное
  • Западно-Сукурьяунское нефтяное
  • Токайское нефтяное
  • Встречное нефтяное
  • Мишаевское нефтяное
  • Люкпайское нефтяное
  • Северо-Ингольское нефтяное
  • Окуневское нефтяное
  • Восточно-Тюменское нефтяное
  • Узунское нефтяное
  • Южно-Киняминское нефтяное
  • Иусске газонефтяное
  • Котыльинское нефтяное
  • Супринское газовое
  • Рогожниковское нефтяное
  • Хопынгъюганское нефтяное

 

Восточно-Юганское нефтяное месторождение

Иногда бурение новых скважин проходит в условиях недостаточности сейсмических материалов, либо  работы были проведены давно и данные не перерабатывались.

При ограниченном количестве информации затруднено моделирование вновь выявленных залежей. Например, Восточно-Юганское месторождение, открытое скв.104 в 1997 г. Сейсмические исследования к северу от скв.104 невозможны (озеро), скважина заложена на концах сейсмопрофилей. 

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, выявленному работами сп 17/90-91 и 17/91-92.

Бурением поисковой скв.104 была доказана нефтеносность пластов Ю11 васюганской  и Ю2, Ю3 тюменской свит. В пласте Ю11 выявленный водонефтяной контакт отмечен ниже (а.о.-2954м), чем на близлежащем Средне-угутском  месторождении (а.о.-2888м).

В процессе моделирования рассматривались различные варианты, наилучшим из которых признавался тот, который основывался на более доказательной базе.

Дизъюнктивная модель была отвергнута авторами в связи с тем, что на временных разрезах выше фундамента разломы не трассировались.

При изучении пласта Ю11 на Угутском, Среднеугутском и Западно-Угутском месторождениях отмечено, что как в пределах залежи, так и между залежами отметки ВНК несколько различаются.

Для моделирования этих данных использовано два подхода:

1.Поверхность ВНК слабо наклонена с юга на север (доли градуса);

2.Между залежами существует тонкий литологический барьер, разобщающий поля нефтеносности.

Для построения наклонного ВНК удается привлечь материалы десятков скважин, а также подсчетный план Угутского месторождения.

Для построения возможного глинистого барьера, разобщающего залежи, материалов меньше. Отсутствуют какие-либо признаки на временных разрезах, нет скважин, вскрывших зону глинизации.

Единственным аргументом являются различные (на 66 м) отметки ВНК в южной и северной зонах развития пласта Ю11.

 

Обобщенный подсчетный план по пласту   Ю11  месторождений Угутской зоны (Угутское, Среднеугутское, Западно-Угутское и Восточно-Юганское месторождения)

Обобщенный подсчетный план по пласту   Ю11  месторождений Угутской зоны (Угутское, Среднеугутское, Западно-Угутское и Восточно-Юганское месторождения)

 

Модель 1

Основана  на  возможном слиянии залежей Среднеугутского и Восточно-Юганского месторождений с наклоном ВНК в соответствии с погружением структурного плана на север.

 Пласт Ю11

При изучении пласта выявлены две залежи нефти: в районе скв.104 и   скв.74-89.

Залежь в районе скв.104  вскрыта одной скважиной. Эффективная толщина в ней составляет 12,4 м, нефтенасыщенная – 8,4 м. В процессе опробования было проведено поинтервальное испытание пласта. Чистая нефть дебитом 12,5 м3/сут при депрессии 14,01 МПа получена до а.о.-2946,2м. При опробовании интервала а.о.-2946,2–2954,2 м была захвачена зона ВНК, что отражает полученный смешанный приток  (Qн = 2,47 м3/сут, Qв = 7,83 м3/сут при СДУ – 917 м).

ВНК вскрыт на а.о.-2954 м.

На ближайшем к описываемому Угутском месторождении, которое на сегодняшний день достаточно хорошо разбурено, выявлен наклон ВНК к северу от а.о.-2801 м (скв.502) до а.о.-2817 м (скв.18), что соответствует углу наклона менее 6.

Для того, чтобы ограничить поле нефтеносности в пределах Восточно-Юганского месторождения, была построена карта ВНК с привлечением всех разведочных скважин Угутского, Среднеугутского и Западно-Угутского месторождений, которая в зоне сочленения Восточно-Юганского и Среднеугутского месторождений показывает достаточно гладкий тренд. Внешний и внутренний контуры определялись по точкам пересечения карты ВНК со структурными поверхностями по кровле и подошве. В процессе построения выявлено, что наклон ВНК к северу составляет менее 30.

Расчет объемов нефтенасыщенных пород произведен за пределами распределенного фонда. Запасы категории С1 выделены на расстоянии 1 км от скв.104, все остальные запасы приняты по категории С2 .

Залежь в районе скв.74-89 выявлена на основании данных ГИС, вскрыта тремя скважинами (74, 89, 93). Нефтенасыщенные толщины находятся на уровне 5,0 – 5,2 м. Подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС коллектора фиксируется на а.о.-2955,2 м. ВНК залежи не вскрыт. Промышленная значимость испытанием не доказана, в связи с чем все запасы залежи приняты по категории С2.

Определение границ залежи происходило через вышеописанный алгоритм: построение карты ВНК, определение линии пересечения со структурными основами по кровле и подошве пласта.

 

Восточно-Юганское месторождение

Восточно-Юганское месторождение

 

Пласт Ю2

Содержит одну залежь, вскрытую четырьмя скважинами. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС находятся практически на одном уровне: от 1,4  (скв.89) до 2,4 м (скв.74).

Продуктивность залежи испытанием доказана до а.о.-3042 м. При опробовании получен приток нефти дебитом 6,0 м3/сут.

ВНК залежи не вскрыт. Положение его определялось по алгоритму, описанному выше.

Запасы категории C1 выделены вокруг скв.104 традиционным способом.

 Пласт Ю3

Содержит три залежи.

Залежь в районе скв.104 вскрыта одной скважиной, нефтенасыщенная толщина которой составила 2,6 м. Промышленная продуктивность залежи доказана испытанием до а.о.-3049,4 м (подошва нижнего испытанного коллектора). Полученный дебит составил 6,0 м3/сут. ВНК залежи не вскрыт и определен путем построений.

Залежь в районе скв.74 выявлена по данным ГИС. Нефтенасыщенная толщина невелика – 1,2 м. ВНК залежи не вскрыт. Подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка находится на а.о.-3032,9 м (скв.74). Контур залежи определен путем построений. Все запасы залежи отнесены к категории С2.

Залежь в районе скв.93 также выявлена по данным ГИС, отмечено небольшое  значение нефтенасыщенной толщины – 0,8 м. Нижняя отметка продуктивного по ГИС коллектора находится на а.о.-3032,7 м.

Все запасы залежи отнесены к категории С2.

Модель 2

Основана на разделении полей нефтеносности Среднеугутского и Восточно-Юганского месторождений. В связи с тем, что конкретных данных по прекращению прослеживания коллекторов пласта Ю11 нет, а значения ВНК на Среднеугутском месторождении, принятые ГКЗ на а.о.-2888 м отличаются от ВНК, вскрытого в скв.104 Восточно-Юганской. Между ними был проведен предполагаемый глинистый барьер.

Описание залежей продуктивных пластов в целом соответствует приведенным ранее в модели 1. Отличие их состоит в том, что для каждой залежи было принято значение ВНК в соответствии с имеющимися на сегодняшний день  данными.

Пласт Ю11

Залежь в районе скв.104.   Как мы уже отмечали ранее (см. модель 1), ВНК залежи вскрыт на а.о.-2954 м. Запасы категории С1 выделены на уровне нижних дыр перфорации. Получен приток чистой нефти на а.о.-2946 м. Остальные запасы оценены по категории С2.

В соответствии с принятым ВНК залежь имеет размеры 9,5х4 км, высоту 19,0 м. Тип залежи пластовый сводовый с элементами литологического экранирования.

Залежь в районе скв.74-89. ВНК для залежи принят на а.о.-2955 м в соответствии с подошвой нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка в скв.89 (на а.о.-2955,2 м). Все запасы оценены по категории С2.

Размеры залежи в пределах принятого контура составляют 9х4 км, высота около 40 м.

По типу залежь пластовая с элементами литологического экранирования.

 Пласт Ю2

При изучении этого пласта выявлена единая залежь, вскрытая четырьмя скважинами. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС изменяются незначительно: от 1,4 м (скв.89) до 2,4 м (скв.74). Подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка фиксируется на а.о.-3037,4 м (скв.89).

Промышленная продуктивность доказана до а.о.-3042 м.

Водонефтяной контакт не вскрыт, на основании вышеизложенного принят на а.о.-3042 м, то есть наиболее высокое значение из всех возможных. В этих пределах залежь имеет размеры 17,5х4,5 км, высоту около 30 м.

По типу залежь структурно-литологическая. Запасы категории С1 выделены в районе скв.104  традиционным  способом.

Пласт Ю3

Залежь пласта вскрыта тремя скв.: 74, 93 и 104. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС изменяются от 0,8 м (скв.93) до 2,6 м (скв.104) с тенденцией увеличения на северо-восток. Нижняя отметка нефтенасыщенного коллектора составила –3049,4 м  (скв.104).

Промышленная продуктивность залежи доказана испытанием до а.о.-3054,2 м. Полученный дебит составил 6 м3/сут.

ВНК залежи не вскрыт и принят практически по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора на а.о.-3050 м. В пределах этого контура залежь имеет размеры 16х3,5 км, высоту 19 м. По типу залежь структурно-литологическая.

Категория С1 выделена на расстоянии 1 км от скв.104.

Для обеих моделей ФЕС коллекторов рассчитывались по данным ГИС дифференцированно по залежам.

Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими характеристиками нефтей, приняты по аналогии со Среднеугутским месторождением.

Запасы по двум вариантам счета представлены в таблице.

 

Таблица запасов по продуктивным пластам Восточно-Юганского месторождения по двум моделям (в пределах нераспределенного фонда)

Таблица запасов по продуктивным пластам Восточно-Юганского месторождения по двум моделям (в пределах нераспределенного фонда)

 

В процессе рассмотрения  материалов в ЦКЗ как положительный фактор было отмечено наличие нескольких моделей залежи. Обсуждению подверглась модель наклонного ВНК. Не отрицая возможности отмеченного наклона ВНК, на Государственный баланс поставлены запасы в районе скв.104, ограниченные на восток на расстоянии около 1 км от скважины.

В обосновании моделей наклонного ВНК принимали участие В.И. Шпильман, А.Н. Сидоров, В.И. Пятков, И.А. Теплоухова.

 

Бинштоковское нефтяное месторождение

Бинштоковское месторождение находится в пределах Юганской впадины. Расположено  на юго-востоке Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа, в 200 км юго-восточнее  г. Сургута.

Месторождение приурочено к Бинштоковской и Ожерельной структурам III порядка, которые были подготовлены к глубокому бурению работами сп 10/88-89.

На Бинштоковском месторождении пробурено 6 скважин: 301, 302 (дублер скв.301), 304, 305, 314 и 1 Ожерельная. Первооткрывательницей месторождения является  скв.304, в процессе испытания которой была выявлена нефтегазоносность верхов тюменской свиты    (пласты Ю2 и Ю4).

Залежь пласта Ю2 пластово-сводового типа. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 м (скв.302) до 4,2 м (скв.305) с тенденцией увеличения к погруженным частям структуры.

Продуктивность залежи испытанием доказана до а.о.–2755 м: в скв.304 при опробовании пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 7,2 м3/сут при депрессии 15,8 МПа.

В процессе геологоразведочных работ ВНК залежи не вскрыт. Для подсчета запасов принято наиболее высокое его значение – на а.о.-2765м (подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка фиксируется на а.о.-2764,3 м).

В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 20,6 х 10,2 км, высота залежи составляет 69 м.

 

Бинштоковское месторождение, пласт Ю2

Бинштоковское месторождение, пласт Ю2

 

Пласт Ю4. Результатами испытания подтверждено наличие залежи на Бинштоковской площади.

Залежь  вскрыта двумя скважинами: 302 и 305, нефтенасыщенные толщины в которых равны 7 и 3 м соответственно.

Нефтенасыщенность пласта доказана испытанием до а.о.–2734 м в скв.302, самой высокой на месторождении. Полученный приток составил 2,1 м3/сут при СДУ 1232 м. Следует отметить, что при опробовании скважины работ по интенсификации притока не проводилось, что не позволило в полной мере оценить возможную продуктивность пласта.

По данным ГИС самая низкая отметка нефтенасыщенных пород зафиксирована в скв.305: а.о.-2793м (rп=15;16,5 Омм), что не входит в противоречие с данными по скв.314, где выявлена самая высокая отметка водонасыщенных пород (а.о.-2799 м).

В связи с этим  ВНК залежи принят по подошве нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка в скв.305 на а.о.-2793 м.

В пределах этой границы залежь имеет размеры 12,2 х 4,2 км, высоту 77 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Оценка запасов по пласту Ю2 производилась по промышленным категориям С1 и С2, по пласту Ю4 – только по С2.

Характеристики ФЕС коллекторов определялись при интерпретации материалов ГИС, пористость и нефтенасыщенность для категории С1 и С2 рассчитаны дифференцированно. Физико-химические свойства нефтей приняты по аналогии с пластами-аналогами Тайлаковского месторождения.

Из-за низкой продуктивности пород-коллекторов продуктивных пластов Бинштоковского месторождения было принято минимальное значение КИН – 0,2.

В целом по месторождению величина извлекаемых запасов составила: по  категории С1 – 190 тыс.т, по категории С2 – 11098 тыс.т.

Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ) приняла эту модель без изменений.

 

Северо-Кондинское нефтяное месторождение

 Северо-Кондинское месторождение расположено в Сургутском районе ХМАО, в 90 км к югу от г. Сургута.

 В тектоническом отношении оно приурочено к локальному поднятию Кондинское-2, которое было подготовлено к поисковому бурению работами сп 12/90-91.

В скв.18, пробуренной в присводовой части структуры в 1997 г., была установлена продуктивность группы пластов АС: АС9, АС111, АС112.

Для структурных построений при подсчёте запасов  выбран отражающий горизонт НАС111 как наиболее близкий к выявленным подсчетным объектам. Специалистами ЦРН были увязаны материалы двух сейсмопартий (сп 12/90-91 и сп 12/91-92) и выдана обобщенная карта по сейсмогоризонту НАС111.

Следует отметить, что сейсмогоризонт, замаркированный в сейсмических отчетах как НАС111, проходит в середине продуктивных пластов группы АС11.

При построении подсчетных пластов по продуктивным пластам карта сейсмогоризонта НАС111 коррек-тировалась в соответствии с данными бурения скв.18 Северо-Кондинской и скв.19 Малокондинской площадей.

 

Геологический разрез по линии скв.16-19 Северо-Кондинская, Малокондинская площади. 1 — тонкие аргиллиты, 2 — глины, 3 — песчаник, 4 — залежи нефти промышленные, 5 — битуминозные аргиллиты

Геологический разрез по линии скв.16-19 Северо-Кондинская, Малокондинская площади. 1 — тонкие аргиллиты, 2 — глины, 3 — песчаник, 4 — залежи нефти промышленные, 5 — битуминозные аргиллиты

 

 Залежь пласта АС9 выявлена в небольшой песчаной линзе, вскрытая нефтенасыщенная  толщина  которой  равна 1 м. При опробовании коллекторов в интервале а.о. 2300-2303 м получен приток нефти дебитом 5,3 м3/сут на СДУ 999 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о. –2310 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 8х5 км, высоту 15 м. По типу залежь пластовая сводовая, осложненная литологическим экраном с юга. Пористость и нефтенасыщенность, а также подсчетные параметры, связанные с физико-химическими  свойствами нефтей, для этой залежи были приняты по аналогии с пластом АС9 Приобского месторождения.

Залежь пласта АС111 является наиболее крупной на изучаемом месторождении. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скв.18, равна 27,6 м. Опробованием продуктивность доказана до а.о.-2637 м. При испытании пласта  получен приток нефти дебитом 10,1 м3/сут на СДУ 1090 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на максимально высоком уровне на а.о.-2640м. В процессе дальнейшего изучения возможно понижение ВНК. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 9х8,2 км, высота около 40 м. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь пласта АС112. Нефтенасыщенная толщина в скв.18 составила 7,2 м. Продуктивность испытанием доказана до а.о.-2655 м. Получен непромышленный приток нефти дебитом 1,9 м3/сут на СДУ 1314 м. ВНК залежи принят на а.о.-2660 м, что соответствует среднему положению между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв.18 и кровлей водонасыщенных песчаников в скв.19 Малокондинской. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 7,0х3,5 км, высоту 14 м. По типу залежь пластовая сводовая. Следует отметить, что в скв.16 Кондинской площади, расположенной в непосредственной близости от описываемой, в пласте АС112 выявлена промышленная залежь нефти.

Для этих залежей подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, приняты по аналогии с пластом АС11 Приобского месторождения. Пористость и нефтенасыщенность пород определялись в результате обработки материалов ГИС с учетом данных керна. КИН принят с учетом данных по одноименным пластам Приобского месторождения.

Извлекаемые запасы нефти категории С1 по Северо-Кондинскому месторождению составили 2934 тыс.т., по категории С2 – 13871 тыс.т.

При рассмотрении объектов в Центральной комиссии по запасам было рекомендовано ограничить залежь пласта АС111 с юга условной линией подсчета.

 

Малокондинское нефтяное месторождение

Малокондинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 70 км к югу от г. Ханты-Мансийска.

В тектоническом отношении оно приурочено к Малокондинской  локальной структуре, подготовленной к поисковому бурению работами сп 12/90-91 и 12/91-92. Для структурных построений при подсчёте запасов был выбран отражающий горизонт НАС111 как наиболее близкий к выявленным подсчетным объектам. Специалистами ЦРН были увязаны материалы двух сейсмопартий (сп 12/90-91 и сп 12/91-92) и выдана обобщенная карта по сейсмогоризонту НАС111.

Следует отметить, что сейсмогоризонт, замаркированный в сейсмоотчетах как НАС111, проходит в середине продуктивных пластов группы АС11.

При построении подсчетных пластов по продуктивным пластам карта сейсмогоризонта НАС111 корректировалась в соответствии с данными бурения скв.18 Северо-Кондинской и скв.19 Малокондинской площадей.

В скв.19, пробуренной в 1997 г. и испытанной в 1998 г., установлена промышленная нефтеносность пласта АС102.

Залежь пласта АС102 пластового типа. Нефтенасыщенная толщина в скв. 19 по данным ГИС составила 14.2 м. Подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка выявлена на а.о. –2559,4 м. Продуктивность испытанием доказана до а.о. 2549 м. При опробовании получен приток нефти дебитом 6.4 м3/сут на  СДУ 1153 м. Проведенными работами ВНК залежи не установлен и принят на а.о. -2570 м.

В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 11.0х4.0 км, высоту 55 м.

ФЕС продуктивных пластов изучены как по ГИС, так и по керну. Кп по керну составил 0,18, по ГИС – 0,20. Для подсчета запасов значения ФЕС приняты по данным геофизических исследований.

Физико-химические свойства нефтей приняты по аналогии с одноименным пластом Приобского месторождения. Поверхностная проба нефти, отобранная из пласта АС102 в скв.19 и проанализированная в Центральной лаборатории (ЦЛ), увязывается с данными по Приобскому месторождению, что подтверждает возможность аналогии.

КИН принят с учетом данных по пласту АС10 Приобского месторождения.

Запасы нефти категорий С1 и С2 подсчитаны отдельно для нефтяной и водонефтяной части. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 1104 тыс.т, по категории С2 – 5608 тыс.т.

Центральная комиссия по запасам приняла эту модель без изменений.

  

Логачевское  нефтяное месторождение

 

Логачевское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 210 км к северо-западу от  г. Нефтеюганска.

Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, подготовленной к глубокому бурению работами сп 20/90-91 и 70/90-91. Бурением скв.224 установлена нефтеносность пластов в широком стратиграфическом диапазоне: от пласта Ю2 тюменской свиты до пласта АС111 ахской свиты. Опорными для структурных построений были приняты карта по отражающему горизонту Б (для пластов юрского возраста) и сейсмогоризонт НАС112,3       (для пластов группы АС). По материалам сп 9,85/90-91, 20/90-91, 70/90-91 фиксируется зона распространения пород-коллекторов пластов ахской свиты меридионального направления.

 

Геологический разрез по скв.224 Логачевской площади. 1 — тонкие аргиллиты, 2 — глины, 3 — песчаник, 4 — залежи нефти промышленные

Геологический разрез по скв.224 Логачевской площади. 1 — тонкие аргиллиты, 2 — глины, 3 — песчаник, 4 — залежи нефти промышленные

 

Залежь пласта АС111 является наиболее значительной на месторождении. Вскрытая в скв.224 нефтенасыщенная толщина по данным ГИС равна 4.8 м. Продуктивность залежи опробованием доказана до а.о.-2512 м. Полученный при испытании пласта АС111 приток нефти равен 7.2 м3/сут при депрессии 10 МПа. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о.–2520 м. В этих границах залежь имеет размеры 15.7х6.0 км, высоту 22 м. По типу залежь пластовая сводовая с литологическим экранированием с востока и запада.

Залежь пласта АС121 характеризуется небольшой нефтенасыщенной толщиной. В скв. 224 по данным ГИС она составила 1.8 м. При опробовании пласта до а.о. –2552 м был получен приток нефти дебитом 1.8 м3/сут при СДУ 1200 м. В процессе испытания работ по интенсификации притока не проводилось, что существенно снизило степень изученности пласта. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о.-2560 м. При принятом контуре залежь имеет размеры 9.3х2.7 км и высоту 20 м. Залежь литологически экранирована с востока и запада. Все запасы нефти оценены по категории С2.

Залежь пласта АС122. Нефтенасыщенная толщина в скв. 224 по данным ГИС составила 4.8 м. Опробованием продуктивность пласта доказана до –2599 м. При испытании получен приток нефти дебитом 2.1 м3/сут при СДУ 1124 м. Подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка отбивается на а.о. –2601 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о. –2610 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 9.0х2.8 км, высоту 17 м. Залежь литологически экранирована с востока и запада, запасы нефти в ней оценены по категории С2.

Залежь пласта Ю1 абалакской свиты характеризуется вскрытой нефтенасыщенной мощностью, равной 4.4 м. Испытанием продуктивность пласта доказана до а.о. –3007 м. Полученный приток составил 2.1 м3/сут при СДУ 1222 м. Работ по интенсификации притока не проводилось, что не позволило в полной мере выявить потенциальные возможности пласта.

ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о. –3010 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 5.0х2.1  км и высоту 15 м. По типу она пластовая сводовая. Все запасы оценены по категории С2.

Залежь пласта Ю2 по типу пластовая сводовая, нефтенасыщенная толщина в скв.224 по данным ГИС составляет 4 м. Опробованием продуктивность доказана до а.о.-3052 м. При испытании получен приток нефти дебитом 1.5 м3/сут на СДУ 1160 м. Подошва нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка зафиксирована на а.о. –3059 м. ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о. –3065 м. В пределах этого ВНК залежь имеет размеры 9.7х4.0 км, высоту 28 м. Запасы оценены по категории С2. Пористость и нефтенасыщенность коллекторов пластов определены по данным обработки ГИС в скв. 224. Для пласта Ю1 абалакской свиты эти параметры приняты по аналогии с месторождениями Красноленинского свода.

Характеристики физико-химических свойств нефтей по пластам группы АС приняты по аналогии с Северо-Камынским месторождением, расположенным в непосредственной близости от описываемого, для пласта Ю1 – по аналогии с Пальяновским месторождением, для Ю2 – с Ай-Пимским. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 313 тыс.т, по категории С2 – 5521 тыс.т.

Центральной комиссией по запасам эта модель принята без изменений.

 

Новобыстринское нефтяное месторождение

Новобыстринское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 60 км  к северо-западу от г. Сургута и  в 50 км к северу от г. Нефтеюганска.

Месторождение приурочено к одноименной локальной структуре III порядка, которая была подготовлена к глубокому бурению работами сп 1/93-94. Бурением скв. 148 установлена промышленная нефтегазоносность пласта Ю2 тюменской свиты. При оценке запасов в качестве основы для структурных построений была использована карта по опорному отражающему горизонту «Т» (сп 1/93-94).

Залежь пласта Ю2  вскрыта скв.148 и 149, нефтенасыщенные толщины в которых по данным ГИС равны, соответственно, 3.4 м и 3.0 м. При опробовании пласта Ю2 в скв.148 из интервала а.о.-2714 -2728 м получен приток нефти дебитом 7,0 м3/сут на СДУ 600 м, который затем перешел в фонтанирующий режим с дебитом нефти 2.5 м3/сут через штуцер 2 мм. Проведенными работами ВНК залежи не вскрыт и принят условно на а.о.-2740 м.

 

  Новобыстринское месторождение

Новобыстринское месторождение

 

В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 10.3х6,0 км, высоту около 45 м (вскрытая высота равна 16 м). По типу залежь пластовая сводовая с литологическим экранированием  в восточной части.

Пористость и нефтенасыщенность коллекторов были определены по результатам интерпретации данных ГИС. В скв.148 было исследовано 8 образцов керна из продуктивного пласта. Полученные значения пористости полностью согласуются с расчетными по ГИС. Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, а также КИН, взяты по аналогии с Вачимским месторождением.

Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 277 тыс.т, по категории С2 – 1186 тыс.т.

Центральной комиссией по запасам эта модель принята без изменений.

 

Западно-Сукурьяунское нефтяное месторождение

Западно-Сукурьяунское месторождение расположено в Сургутском нефтегазоносном районе, в 140 км севернее г. Сургута. В непосредственной близости находится Конитлорское месторождение нефти, находящееся в стадии разработки.

В тектоническом плане Западно-Сукурьяунское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, выявленной и подготовленной к глубокому бурению по результатам работ сп 14/92-93 и 14/93-94 .

Месторождение открыто скв.171, в которой при опробовании отложений пласта Ю0к (аномальный разрез баженовской свиты) получен промышленный приток нефти.

При опробовании ачимовских отложений выявлена их продуктивность, на сегодняшний день не подтвержденная промышленным притоком (дебит нефти составил 2,1 м3/сут при СДУ=1040,5 м).

Основой для структурных построений  принята карта по отражающему горизонту «Б».

Залежь пласта Ю0к(1) по типу относится к литологически экранированным. Нефтенасыщенная толщина в скв.171 — 11,0 м. Продуктивность залежи испытанием доказана до а.о.-2750,6 м. Дебит полученного притока нефти составил 6,1 м3/сут при СДУ 1370 м.

 

Западно-Сукурьяунское

Западно-Сукурьяунское

 

Проведенными геологоразведочными работами ВНК залежи не установлен и принят условно на а.о.-2751 м (по нижним дырам перфорации).

В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 7,0 х 6,0 км, высоту около 50 м.

Оценка запасов производилась по промышленным категориям С1 и С2.

Эффективные толщины и ФЕС коллекторов определялись по результатам интерпретации ГИС с учетом данных испытания и керна. Кп по керну определялась на единичных образцах – 0,16 (2).

Физико-химические характеристики нефтей и КИН приняты по аналогии с Тевлинско-Русскинским месторождением.

Извлекаемые запасы категории С1 составили 449 тыс.т, категории С2 - 1568 тыс.т.

Центральная комиссия по запасам приняла эту модель без изменений. 

 

Токайское нефтяное месторождение

Токайское месторождение расположено в пределах Юганской впадины.

Административно оно относится к Сургутскому району ХМАО и находится в 100 км южнее  г. Сургута.

 

Токайское месторождение

Токайское месторождение

 

Токайское месторождение приурочено к одноименной локальной структуре III порядка, выявленной  и подготовленной  к глубокому бурению работами сп 4/88-89. Карта по отражающему сейсмическому горизонту «Б» сп 4/88-89 послужила основанием для заложения скв.31. В процессе дальнейшего изучения были проведены детальные работы МОВ ОГТ (сп 14/97-98),  позволившие уточнить строение Токайской локальной структуры: выявлено смещение свода с северо-запада на юг, протрассированы предполагаемые малоамплитудные (2-5 м) нарушения, установлены по некоторым пластам зоны замещения песчаных пород на глинистые.

Скв.31   выявила промышленную нефте-носность васюганской свиты верхней юры (пласт Ю12). Из пласта Ю2 (тюменская свита) получен непромышленный приток нефти дебитом 1,0 м3/сут на динамическом уровне 1252 м. Основой для структурных построений была принята карта по отражающему горизонту «Б».

Залежь пласта Ю12 пластово-сводового типа, осложнена литологическим экраном с востока (материалы сп 14/97-98, пласт Ю12). Нефтенасыщенная толщина в скв.31 по данным ГИС составила 6,4 м. Продуктивность залежи испытанием доказана до а.о. –2934,6 м. Дебит нефти составил 6,0 м3/сут при депрессии 12,4 МПа. ВНК залежи не выявлен и принят на а.о.-2945 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размеры 9.7 х 4.0 км, высоту 60 м.

Оценка запасов производилась по промышленным категориям С1 и С2.

Эффективные толщины и ФЕС коллекторов определялись по результатам интерпретации ГИС с учетом данных испытания.

Физико-химическая характеристика нефти и КИН принята по аналогии со Среднеугутским месторождением.

Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 436 тыс.т, по категории С2 – 2050 тыс.т.

ЦКЗ приняла эту модель без изменений.

 

Встречное нефтяное месторождение

Встречное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 85 км к юго-востоку от г. Нефтеюганска.

Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, подготовленной к глубокому бурению работами сп 4/87-88. Бурением скв.4044 установлена нефтегазоносность пластов Ю2 и БС11. Скважина закладывалась с учетом карты по отражающему горизонту «Т»  и материалов вышеназванной сейсмопартии, позволивших уточнить строение Встречной структуры. При оценке запасов основой для структурных построений стала карта сейсмогоризонта «Т1», который проходит внутри выделенного нами подсчетного объекта Ю2. При построении подсчетного плана с учетом данных бурения происходила корректировка материалов.

 

Встречное месторождение

Встречное месторождение

 

Залежь пласта Ю2  вскрыта скв.4044, нефтенасыщенная  толщина в которой по данным ГИС составила 7 м. Продуктивность залежи опробованием доказана до а.о.-3010 м. В результате испытания пласта Ю2  получен приток нефти дебитом 8.4 м3/сут на СДУ 800 м.

Проведенными работами ВНК залежи не вскрыт и принят на а.о. -3009 м, что соответствует подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв.4044. Принятое значение ВНК подтверждается данными  скв.4046 Майского месторождения, расположенного в непосредственной близости от описываемого. В скв.4046 с а.о.-3009 м нефтенасыщенных коллекторов не отмечено.

В пределах принятого ВНК размеры залежи составили 7.0х5.8 км, высота равна 24 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Пористость и нефтенасыщенность коллекторов определены по данным обработки ГИС в скв.4044 с учетом керновых материалов. Параметры, связанные с физико-химическими свойствами нефтей, и КИН приняты по аналогии с Мамонтовским месторождением.

Извлекаемые запасы нефти по категории С1 по пласту Ю2 Встречного месторождения составили 654 тыс.т, по категории С2 – 1480 тыс.т. ЦКЗ приняла эту модель без изменений.

 

 Мишаевское нефтяное месторождение

Мишаевское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 75 км к северу от г. Мегиона. Месторождение открыто в 1998 г. в результате бурения на Северо-Мишаевской структуре скв.78, при испытании которой на глубине 2824-2840 м из пласта Ю1 получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 14,2 м3/сут на 6-мм штуцере. Скв.178 явилась первооткрывательницей Мишаевского нефтяного месторождения. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нонг-Еганское, Покачевское, Северо-Покачевское расположены в непосредственной близости с запада, юга и востока.

На площади месторождения проводились сейсморазведочные работы в разные годы (сп 13/65-66, 14/71-72, 80/87-88, 15/90-91, 18/95-96).

На структурной карте по отражающему горизонту «Б» (сп 80/87-88) Северо-Мишаевская ловушка в пределах замыкающей сейсмоизогипсы “-2740 м” имеет размеры 9х4,5 км и амплитуду более 20 м.

С юга и запада ловушка ограничивается зоной сложного строения баженовской свиты. В ЦРН ХМАО на базе всех перечисленных сейсмопартий была построена структурная карта по кровле георгиевской свиты (на основе сейсмического горизонта “Б”). На ней Северо-Мишаевская структура представляет собой складку изометричного строения, замыкающуюся сейсмоизогипсой — 2760 м, в пределах которой она имеет размер 6×5 км и амплитуду более 30 м. При построении данной карты учтены также материалы бурения скв.178 и 174.

 

Мишаевское нефтяное месторождение

Мишаевское нефтяное месторождение

 

Анализ имеющегося фактического материала по всему району, проведенный в отделении ГРР, показывает, что пласты Ю11 в данном районе залегают кулисообразно, что связано с процессом осадконакопления.

На приложении к планам поискового бурения на 1999 г. чётко просматривается целый ряд таких залежей, которые отделяются одна от другой линиями наиболее вероятного регионального и локального выклинивания пластов группы Ю11 верхней части васюганской свиты. Такая линия с юга и запада ограничивает Северо-Мишаевскую структурно-литологическую ловушку в плане совпадая с границей зоны сложного строения баженовской свиты.

Залежь нефти пласта Ю1 Мишаевского месторождения по типу пластово-сводовая, литологически экранированная в южной части. В скв.178 пласт нефтенасыщен до подошвы до а.о.-2758.4 м, а в скв.150 кровля водоносного пласта находится на а.о. –2794 м. ВНК залежи принят на а.о. -2780 м. На расположенном к востоку Северо-Покачёвском месторождении ВНК принят на а.о. -2781м, что соответствует принятому на Мишаевском месторождении. Бурение скважины в районе изогипсы –2790 м между скв.178 и 125 покажет является ли Мишаевское месторождение продолжением Северо-Покачёвского или это два самостоятельных месторождения.

Запасы нефти категории С1 выделены в районе скв.178 на площади, ограниченной двойным шагом эксплуатационной сетки. На остальной площади запасы оценены по категории С2. На 01.1999 г. запасы нефти категории С1 составляют 853 тыс.т и по категории С2 – 3281 тыс.т.

 

 Люкпайское нефтяное месторождение

Люкпайское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 44 км к юго-востоку от пос. Ваховск. Месторождение открыто в 1998 году.

В 1998 г. на Южно-Люкпайской структуре была пробурена скв.4, при испытании которой на гл. 2304-2312,5 м из пласта Ю1 получен фонтанный приток нефти дебитом 79.2 м3/сут на 8-мм штуцере. Скв.4 — первооткрывательница Люкпайского нефтяного месторождения.

Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Вахское, Кошильское, Пермяковское расположены в непосредственной близости с запада и севера.

Площадь месторождения покрыта сейсморазведочными работами различных лет (сп 5/63-64, 1/86-87). На структурной карте по отражающему горизонту “Б” Южно-Люкпайская структура приурочена к южной части Люкпайского вала субмеридионального простирания. В пределах замыкающей сейсмоизогипсы -2260 м она имеет размеры 11х3.5 км и амплитуду более 20 м.

На структурной карте по отражающему горизонту “Б”, перестроенной в ЦРН ХМАО по материалам всех сейсмопартий и результатам бурения скв.4, 20, на Люкпайском валу выделяется три структуры — Люкпайская-1, Люкпайская-2 и Люкпайская-3. Кроме них к северу в район Кирско-Коттынского лицензионного участка выделяется ещё одно безымянное локальное поднятие. Все четыре поднятия замыкаются сейсмоизогипсой –2240 м, в пределах которой имеют размеры 20×4,5 км и амплитуду более 40 м.

В скв.3 и 20, расположенных в северной части месторождения, происходит выклинивание песчаников пласта Ю1 , на основании чего в этой части залежи проведена линия глинизации пласта. В скв.2 в кровле пласта по данным интерпретации материалов ГИС выделяется два пропластка песчаников общей толщиной 0,8 м с неясным характером насыщения. Анализ геологического строения залежи позволил провести ВНК через кровлю песчаников пласта на а.о. — 2290 м.

Запасы нефти категории С1 выделены в районе скв.4 в пределах изогипсы — 2240 м, соответствующей подошве пласта и нижней дыре перфорации. На остальной площади запасы оценены по категории С2.

 

Люкпайское нефтяное месторождение

Люкпайское нефтяное месторождение

 

На 1.01.1999 г. запасы нефти категории С1 составляют 368 тыс.т и по категории С2 – 6224 тыс.т.

Кроме этого в пределах Кирско-Коттынского участка подсчитаны запасы категории С2 в пределах безымянного поднятия, которые составляют на 1.01.1999 г. -1378 тыс.т.

По результатам рас-смотрения на ЦКЗ размер залежи был значительно уменьшен. ВНК залежи принят условно на а.о.–2260 м в районе скв.4, за счет чего площадь залежи уменьшилась с 76,5 до 13,7 тыс.м2. На 1.01.1999 г. запасы нефти категории С1 составили 419 тыс.т и по категории С2 - 833 тыс.т. Увеличение запасов нефти категории С1 произошло за счёт перестроения карты толщины.

 

Северо-Ингольское нефтяное месторождение

Северо-Ингольское месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 70 км к юго-западу от г. Нижневартовска. Месторождение открыто в 1998 году.

В 1998 г. на Северо-Ингольской структуре пробурена поисковая скв.302, при испытании которой на гл.2715-2726 м из пласта Ю1получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 5.7 м3/сут при депрессии 8.9 МПа. Скв.302 явилась первооткрывательницей Северо-Ингольского нефтяного месторождения.

Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Южное, Орехово-Ермаковское расположены к северу от Северо-Ингольского месторождения.

Площадь месторождения покрыта сейсморазведочными работами различных лет (сп 83/88-89, 83/89-90, 1/95-96). По результатам этих работ на Северо-Ингольской структуре выявлена структурно-литологическая ловушка в пласте Ю1. Ловушка осложнена целым рядом небольших куполовидных поднятий. Наиболее крупное из них в районе скв.302 оконтуривается сейсмоизогипсой -2650 м, в пределах которой имеет размеры 4×1,5 км и амплитуду более 10 м. С востока ловушка ограничена линией литологического выклинивания пласта Ю1.

На структурной карте по отражающему горизонту “Б”, построенной в ЦРН ХМАО с использованием материалов всех сейсмопартий и результатов бурения скв.302, Северо-Ингольская структура представляет собой структурный нос, осложнённый небольшим поднятием к югу от скв.302. Залежь нефти пласта Ю1 Северо-Ингольского месторождения пластово-сводовая, литологически экранированная с востока и севера. Зона замещения пласта проведена по данным сейсморазведочных работ. В скв.302 пласт нефтенасыщен до подошвы, отбиваемой на а.о.–2662 м. ВНК залежи принят на а.о. –2700 м, что в пласте совпадает с контуром ловушки. По результатам рассмотрения на ЦКЗ ВНК залежи поднят и принят условно на а.о. -2680 м.

Запасы нефти категории С1 выделены в районе скв.302 на площади, ограниченной двойным шагом эксплуатационной сетки. На остальной площади запасы оценены по категории С2.

На 1.01.1999 г. прирост запасов нефти по категории С1 составил 696 тыс.т и категории С2 – 4863 тыс.т. По результатам рассмотрения на ЦКЗ запасы нефти категории С2 уменьшились на 2295 тыс.т и составили 2568 тыс.т.

 

  Северо-Ингольское нефтяное месторождение

Северо-Ингольское нефтяное месторождение

 

Окуневское нефтяное месторождение

Окуневское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 68 км к северу от пос. Ваховск. Месторождение открыто в 1998 году.

В 1998 г. на Окуневской II структуре была пробурена скв.9, при испытании которой на глубине 2532.5-2552 м из пласта Ю12 получен фонтанный приток нефти дебитом 18 м3/сут на 6-мм штуцере. Скв.9 явилась первооткрывательницей Окуневского месторождения.

Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Хохряковское и Пермяковское расположены в непосредственной близости к северу и югу.

Площадь месторождения покрыта сейсморазведочными работами различных лет (сп 2/67-68, 2/79-80, 4/87-88, 8/93-94). На структурной карте по отражающему горизонту “Б» (сп 4/87-88) в районе проектной скв.9 вырисовывается структурный нос, осложняющий северо-западную оконечность Сикторской структуры. На структурной карте по отражающему горизонту «Б», построенной в ЦРН ХМАО по материалам всех сейсмопартий и результатам бурения скв.7, 9, 19, Окуневская II структура имеет изометричные очертания и в пределах сейсмоизогипсы -2440 м ее размеры 3.3х3.5 км и амплитуда более 30 м. К северу выделяется небольшое куполовидное поднятие, также замыкаемое сейсмоизогипсой — 2440 м.

Залежь нефти пласта Ю12 пластово-сводовая. ВНК залежи принят на а.о. -2485 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв.9 составляет13.6 м. Пласт испытан до а.о. — 2470 м. Залежь в районе скв.9 оценена по категории С1 на площади, ограниченной подошвой нефтенасыщенного пласта. На остальной площади в пределах ВНК запасы оценены по категории С2.

На 1.01.1999 г. запасы нефти по категории С1 составляют 1895 тыс.т и по категории С2 – 604 тыс.т.

 

Окуневское нефтяное месторождение

 Окуневское нефтяное месторождение

 

Восточно-Тюменское нефтяное месторождение

Восточно-Тюменское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО в 70 км к югу от г. Радужный. Месторождение открыто в 1998 году.

В 1998 г. на Восточно-Тюменской структуре была пробурена скв.220, при испытании которой на гл. 2454-2494 м испытателем пластов из пласта БВ100 был получен приток нефти с водой дебитом 331.55 м3/сут (нефти 33.15 м3/сут). Скв.220 явилась первооткрывательницей Восточно-Тюменского месторождения.

Ближайшие разрабатываемые месторождения: Гун-Еганское, Тюменское расположены в непосредственной близости с запада.

Площадь месторождения покрыта сейсморазведочными работами разных лет (сп 37/65-66, 7/69-70, 4,6/89-90).

По опорному отражающему горизонту “Б” Восточно-Тюменская структура (сп 4,6/89-90) приурочена к небольшому поднятию, замыкаемому сейсмоизогипсой — 2660 м, в пределах которой ее размеры 4х1.5 км и амплитуда около 10 м.

На структурной карте по опорному отражающему горизонту “Б”, построенной в ЦРН ХМАО с использованием материалов всех сейсмопартий и результатов бурения скв.220, Восточно-Тюменская площадь представляет собой структурный нос северо-западного простирания, осложнённый небольшим куполом в районе скв.220. В пределах замкнутой изогипсы — 2650 м он имеет размеры 1.5×1.1 км и амплитуду менее 10 м.

Анализ имеющегося фактического материала по Эй-Еганской, Восточно-Тюменской, Новомолодёжной, Никольской площадям позволил выделить в данном районе в пласте БВ100 ловушку структурно-литологического типа.

По результатам интерпретации материалов ГИС в пласте БВ100 были выделены два пропластка.

 

Восточно-Тюменское нефтяное месторождение

Восточно-Тюменское нефтяное месторождение

 

Из нижнего пропластка пласта БВ100 на гл. 2473-2480 м получен приток нефти с водой дебитом 23.34 м3/сут (нефти 10%). Были проведены водоизоляционные работы.

При испытании на гл. 2473-2474.5 м, 2475.5-2476.5 м получен приток безводной нефти дебитом 5.24 м3/сут при СДУ=753 м.

При испытании на гл.2455-2456.5 м получен приток нефти с водой дебитом 64.8 м3/сут на 6-мм штуцере. Нефти в продукции скважины 45%. Поступление воды в продукцию скважины отмечается с гл.2480–2492 м из нижележащего пласта БВ10, имеющего по данным ГИС водонасыщенную характеристику.

Залежь нефти пласта БВ100 по типу пластовая, сводовая, литологически экранированная с востока.

ВНК залежи принят на а.о. -2368 м по подошве пласта. Запасы нефти категории С1 выделены в районе скв.220 на площади, ограниченной линией ВНК, на остальной площади оценены по категории С2.

На 1.01.1999 г. запасы нефти по пласту БВ100 составляют по категории С1 – 1634 тыс.т и С2 – 2794 тыс.т.

 

Узунское нефтяное месторождение

Узунское нефтяное месторождение открыто в 1996 году. На государственном балансе на 1.01.1998 г. числятся запасы нефти категории С1 и С2 по пласту БВ103.

За отчетный период в южной части залежи пробурена скв.1105. По результатам интерпретации материалов ГИС пласт БВ103 нефтенасыщен до подошвы и имеет эффективную нефтенасыщенную толщину в 4.8 м. При испытании пласта в интервале гл. 2381-2410 м получен приток безводной нефти дебитом 5.3 м3/сут при среднединамическом уровне в 1078.5 м.

По результатам интерпретации материалов ГИС по скв.1100, 1101 и 1105 несколько уменьшились коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по сравнению с предыдущим подсчетом. Также уменьшилась средняя нефтенасыщенная толщина в районе скв.1100. В результате этого произошло списание запасов нефти категории С1 в районе скв.1100 и прирост в районе скв.1105.

На 1.01.1999 г. запасы нефти по пласту БВ103 составляют по категории С1 – 711 тыс.т, и по категории С2 – 3516 тыс.т.

 

Узунское нефтяное месторождение

Узунское нефтяное месторождение

 

Южно-Киняминское нефтяное месторождение

Южно-Киняминское нефтяное месторождение открыто в 1990 г. На государственном балансе на 1.01.1998 г. числятся запасы нефти по пласту БВ10 по категории С2 и по пласту Ю11 категории С1 и С2.

На площади месторождения пробурены скв.253, 254 и 256. По результатам детальной корреляции, интерпретации материалов ГИС и испытания скважин пласт Ю11 разделился на два пласта Ю1 и Ю1 ,по которым раздельно подсчитаны запасы. Также открыты новые залежи в пластах Ач2-2 и Ач2-1.

 

Южно-Киняминское нефтяное месторождение , пласт  Ю11А

Южно-Киняминское нефтяное месторождение , пласт  Ю1

 

Пласт Ю1

Залежь нефти пласта Ю1 распространена на большей части месторождения. По результатам интерпретации материалов ГИС и комплексной корреляции прослеживается глинизация пласта Ю1 в восточном направлении в районе скв.250 и 253. Линия глинизации проведена на середине расстояния между скв.254 и 250. В скв.254 пласт Ю1 имеет 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, из которой при испытании получено 12 м3/сут безводной нефти. В скв.256 пласт Ю1 имеет 7.2 м эффективной нефтенасыщенной толщины, из которой при испытании получено 3.6 м3/сут безводной нефти.

Запасы нефти категории С1 выделены в районе скв.252, 254 и 256. В районе скв.252 категория  С1 ограничена изогипсой -2800 м, в районе скв.254 -2813 м, в районе скв.256 – двойным шагом эксплуатационной сетки. ВНК залежи принят на а.о. -2840 м.

На 1.01.1999 г. по пласту Ю1 начальные запасы категории С1 составляют 3124 тыс.т и С2 – 14168 тыс.т.

 

Пласт Ю11Б

 

Пласт Ю1

Залежь нефти пласта Ю1  приурочена к двум куполкам в районе скв.252 и 254. Обе залежи пластово-сводовые. ВНК залежи скв.252 принят на а.о. — 2805 м, а скв.254 — на а.о. — 2813 м.

На 1.01.1999 г. запасы нефти категории С составляют 1027 тыс.т.

 

Пласт Ач2-2

 

 Пласт Ач2-2

 Залежь нефти пласта Ач2-2  выявлена в районе скв.254. При испытании пласта на гл. 2804-2812 м. получен приток безводной нефти дебитом 5 м3/сут  при депрессии 8.2 МПа. Пласт нефтенасыщен до подошвы. ВНК залежи принят на а.о. — 2730 м.

На 1.01.1999 г. запасы нефти категории С составляют 262 тыс.т.

 

Пласт  Ач2-1

 

Пласт  Ач2-1

Залежь нефти пласта Ач2-1 выявлена в районе скв.254. При испытании пласта на гл. 2771-2779 м получен приток безводной нефти дебитом 3.4 м3/сут  при депрессии 11.8 МПа. Пласт нефтенасыщен до подошвы. ВНК залежи принят на а.о. — 2692 м.

На 1.01.1999 г. запасы нефти категории С1   составляют 350 тыс.т.

 

Иусское газонефтяное месторождение

Иусское месторождение расположено в 120 км к северо-западу от г. Урая и находится на территории Советского административного района Ханты-Мансийского автономного округа.

В структурном отношении месторождение приурочено к Южно-Иусскому и Верхнеиусскому поднятиям, расположенным в Шаимском нефтегазоносном районе Приуральской нефтегазоносной области.

Проведенными региональными исследованиями были закартированы ловушки в верхнеюрских (пласт “Т”) отложениях на территории Пулытьинского мини-проекта. Отрисованы линии предполагаемого выклинивания пластов “П” и “Т”. Линия выклинивания пласта “Т” отрисована по материалам сп 3/85-86 с учетом пробуренных разведочных скважин. Линия выклинивания пласта “П” проведена условно, с учетом распространения отложений тюменской свиты и тенденции развития мощностей пласта “П” на исследуемой территории.

Площадь месторождения покрыта относительно редкой сетью (расстояние между сейсмопрофилями 3-5 км) площадных сейсморазведочных работ, выполненных сп 3/85-86 и 3/88-89. Проведенными сейсмическими исследованиями выявлены Южно-Иусское,  Верхнеиусское, Котыльинское, Базисное и другие локальные поднятия, к которым приурочены Иусское газонефтяное и Котыльинское нефтяное месторождения.

 

Иусское газонефтяное месторождение

Иусское газонефтяное месторождение

 

Сп 3/85-86 приводит структурные карты по отражающим горизонтам “А”, “Т” и “П”, на которых выделяются Южно-Иусское, Верхнеиусское, Котыльинское, Базисное и другие поднятия. Очертания и ориентировка структур снизу вверх сохраняются, наблюдается лишь закономерное выполаживание структурного плана вверх по разрезу. В Центре рационального недропользования ХМАО (ЦРН) на основе материалов сп 3/85-86 с учетом 10 пробуренных поисковых и разведочных скважин построены структурные карты по всем отражающим горизонтам. На прилагаемых картах видно, что форма и ориентация выделенных локальных поднятий в целом соответствуют отчетным материалам. Вместе с тем наблюдаются и некоторые различия, связанные, на наш взгляд, с учетом при переходе от изохрон к глубинам большего количества скважин. Так, на карте по отражающему горизонту “П”  значительно менее выражены, чем  в отчетных материалах,  прогибы между Верхнеиусским и Котыльинским, а также Верхнеиусским и Южно-Иусским поднятиями. Само Котыльинское поднятие разделилось на два. Свод Верхнеиусского поднятия несколько смещен к западу. На карте по отражающему горизонту “А” сп 3/85-86 нанесены предполагаемые разрывные нарушения, которые были учтены нами при построении модели месторождения.

Поисковые работы на площади Иусского месторождения начаты в 1997 г. заложением скв.8003 и 8005 в сводовых частях Верхнеиусского (скв.8003) и Южно-Иусского (скв. 8005) поднятий.

По результатам бурения этих скважин была выявлена газовая залежь в отложениях коры выветривания. Запасы газа по этой залежи были утверждены ТКЗ ХМАО и ЦКЗ РФ.

В настоящее время на Иусском месторождении пробурено еще 5 скважин: 8002, 8004, 8007, 8009 и 8010. В результате бурения выявлено 3 продуктивных пласта в верхнеюрских отложениях (нижнеданиловская подсвита — пласт “П”), в среднеюрских отложениях (тюменская свита — пласт “Т”) и породах коры выветривания.

В породах коры выветривания выявлены две залежи, связанные со сводовыми частями Южно-Иусского и Верхнеиусского поднятий.

Южно-Иусская залежь выявлена скв.8004 и 8005. При испытании скв.8005 в интервале а.о. -1117-1124 м получен приток газа дебитом  205.1 тыс. м3/сут.

При испытании в процессе бурения отложений коры выветривания совместно с пластом “П” в скв. 8004 был получен приток газа дебитом 344.8 тыс.м3/сут при  DР =7.4 МПа. В скв. 8007 из коры выветривания при испытании в колонне интервала 1361-1364 м был получен приток пластовой воды дебитом 1.1 м3/сут при СДУ=763 м. В скв. 8009 коллекторы коры выветривания по ГИС характеризуются как водонасыщенные. Эффективные  толщины  по скважинам изменяются от 2 до 2.2 м.

ГВК залежи условно принят на а.о. –1210 м, что соответствует середине интервала между подошвой газонасыщенного коллектора в скв.8004 и кровлей водонасыщенного коллектора в скв.8009. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Все запасы газа по залежи отнесены к категории С1 и составляют 415 млн.м3.

Верхнеиусская залежь выявлена скв. 8003, где получен приток газа, абсолютно свободный дебит которого составил 74.5 тыс.м3/сут.

Коллекторы коры выветривания в скв.8003 имеют небольшую эффективную толщину и составляют 1.4 м.

ГВК залежи условно (на 10-15 м ниже подошвы пласта) принимается на отметках -1240 м. Залежь пластовая сводовая. Все запасы газа по залежи отнесены к категории С1 и составляют 50 млн.м3.

Нефтяная залежь пласта “Т”  в пределах Иусского месторождения вскрыта двумя скв.8002 и 8010. В скв.8002, пробуренной в северо-западной части Верхнеиусского поднятия, при испытании нижней части пласта “Т”  на а.о. -1304-1314 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 102.1 м3/сут на 8-мм штуцере. С верхнего интервала, испытанного совместно с пластом “П” на а.о.-1284-1302 м, получен непереливающий приток нефти дебитом 5.18 м3/сут. Эффективные толщины по скважинам изменяются от 1.2  до 11 м.

 

Разрез Иусского месторождения

Разрез Иусского месторождения

 

Скв.8010 на время защиты в ЦКЗ РФ находилась в испытании. По ГИС коллекторы пласта Т в ней характеризуются как нефтенасыщенные.

Залежь пластовая, тектонически и стратиграфически экранированная. Положение ВНК залежи условно принимается по подошве пласта в скв. 8002 на отметке -1315 м. К категории С1 отнесены запасы на участке, ограниченном линиями, проходящими на расстоянии 1.5 км с юга, востока и севера от скв. 8002, давшей фонтанный приток нефти. С запада участок категории С1 ограничен контуром нефтеносности. На остальной части залежи запасы отнесены к категории С2. На 1.01.1999 г. извлекаемые запасы нефти категории С1 составили 1288 тыс.т, а категории С2 – 1985 тыс.т.

Залежь пласта “П” вскрыта пятью скважинами: 8002, 8004, 8005, 8007 и 8010.

В скв. 8004 при испытании пласта в интервале а.о. -1184-1198 м получен приток газоконденсата дебитом 555.1 т. м3/сут, а в скв. 8007 из интервала а.о. -1248-1255 м — приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 11.1 м3/сут. По данным ГИС в разрезе этой скважины выделяется 3.4 м эффективной нефтенасыщенной толщины.

По результатам АКЦ отмечается плохое сцепление цементного камня с колонной в интервале пласта. Ниже по разрезу испытано два  водоносных объекта.

В скв. 8002 пласт “П” испытан совместно с нижележащим пластом “Т” и в интервале 1379-1397 м получен приток нефти дебитом 5.18 м3/сут при СДУ=878.5 м. В скв. 8010 при испытании пласта “П” в процессе бурения в интервале 1330-1353 м получен приток нефти дебитом 6.0 м3/сут при DР=5.5 МПа. В скв. 8009 коллекторы пласта водонасыщены по ГИС. Эффективные толщины в скважинах изменяются от 0.8 до 7.4 м.

Таким образом, по результатам испытания скважин на Иусском месторождении в пласте “П” выявлена газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.

Положение ГНК условно принято на а.о. -1230 м, примерно на середине между подошвой газонасыщенного коллектора в скв. 8004 и кровлей нефтенасыщенного коллектора  в  скв. 8007, а  ВНК по данным ГИС и испытания принят условно на а.о. -1300 м (на 10 м ниже подошвы коллектора в скв. 8002).

Выявленная залежь пласта “П” относится к типу пластовых, стратиграфически и тектонически экранированных. К категории С1 отнесены запасы газоконденсата в пределах изогипсы –1198, соответствующей нижней дыре перфорации в скв. 8004 и запасы нефти в пределах квадрата со стороной 1 км (двойной радиус дренирования скважины) в районе скв. 8010. На остальной части залежи запасы газоконденсата и нефти отнесены к категории С2. На 1.01.1999 г. запасы газа составили 787 и 726 млн.м3 по категориям С1 и С2 соответственно, извлекаемые запасы конденсата – 18 и 17 тыс.т, извлекаемые запасы нефти – 569 тыс.т по категории С1 и 3948 тыс.т по категории С2.

Котыльинское нефтяное месторождение

Котыльинское месторождение расположено в 150 км к северо-западу от г. Урая и находится на территории Советского административного района Ханты-Мансийского автономного округа.

В структурном отношении месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному в Шаимском нефтегазоносном районе Приуральской нефтегазоносной области.

Площадь месторождения покрыта относительно редкой сетью (расстояние между сейсмопрофилями 3-5 км) площадных сейсморазведочных работ, выполненных сп 3/85-86. Проведенными сейсмическими исследованиями выявлены Южно-Иусское,  Верхнеиусское, Котыльинское, Базисное и другие локальные поднятия, к которым приурочены Иусское газонефтяное и Котыльинское нефтяное месторождения. По кровле отражающего горизонта “Т” Котыльинское локальное поднятие имеет размеры в пределах замыкающей изогипсы –1360 м  2.5х4.5км и амплитуду около 25 м.

 

Котыльинское нефтяное месторождение

Котыльинское нефтяное месторождение

 

Поисковые работы на Котыльинском месторождении начаты в 1998 г. заложением скв.8016 на южной периклинали поднятия.

Залежь пласта “Т” вскрыта скв. 8016, в которой при испытании интервала 1432-1440 м (а.о. -1351-1359 м) получен приток нефти дебитом 5.02 м3/сут при СДУ=1374 м. Эффективная толщина в скв. 8016 составила 10.0 м.

Залежь пластовая сводовая, ВНК залежи принят по нижней дыре перфорации на а.о. -1359 м. К категории С1 отнесены запасы в пределах ВНК, ограниченные с севера линией, проходящей в 1 км от скв. 8016. На остальной части залежи запасы отнесены к категории С2.  На 1.01.1999 г. извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 390 тыс.т, а по категории С2 – 994 тыс.т.

 

Супринское газовое месторождение

Супринское газовое месторождение расположено в 10 км к юго-востоку от г. Советский и находится на территории Советского административного района Ханты-Мансийского автономного округа.

В структурном отношении месторождение связано с одноименным поднятием, расположенным в Шаимском нефтегазоносном районе Приуральской нефтегазоносной области. Супринское поднятие выявлено площадными сейсмическими исследованиями сп 7/81-82.

На структурной карте сп 7/81-82 по отражающему горизонту “Б” Супринское поднятие в пределах замыкающей изогипсы -1775 м имеет северо-восточное  простирание и амплитуду около 25 м.

 

Супринское газовое месторождение

Супринское газовое месторождение

 

На карте ЦРН, построенной с учетом пробуренных глубоких скважин, форма, направленность и амплитуда структуры в целом  сохраняются.

Поисковые работы на площади начаты в 1997 г. заложением скв. 10610 и 10611, которые закончены испытанием в 1998 г.

В скв. 10610 опробовано три объекта в разрезе тюменской свиты. При испытании пласта “Т2“в интервале глубин 1936-1941 м получен слабый приток пластовой воды дебитом 2 м3/сут, а из интервала 1924-1926 м притока не получено. При испытании интервала 1918-1920 м получен слабый приток газа, абсолютный свободный дебит котрого составил 0.477 тыс.м3/сут.

При испытании пласта “Т” в скв. 10611 на глубинах 1934-1937.5 м получен приток газа 51.5 тыс.м3/сут на 8 — мм шайбе.

В 1998 г. на Супринской площади пробурено еще одна скв. 10619, при опробовании которой из пласта “Т” получен приток пластовой воды дебитом 3.8 м3/сут при депрессии 7.6 МПа.

В пределах лицензионного участка 101 ГП “Белорусская НРЭГБ” по заказу ТПП “Урайнефтегаз” пробурила скв. 10612, в которой при испытании пласта “Т” в процессе бурения в интервале глубин 1880-2005 м получен приток газа с водой дебитом 206 м3/сут. Пласт “Т” в скважине по ГИС характеризуется как газонасыщенный.

Таким образом, по результатам бурения и испытания на Супринской площади четырех разведочных скважин в пласте “Т” выявлено низкодебитное газовое месторождение.

Пласт опробован до отметки -1828 м. По ГИС газонасыщенные коллекторы прослеживаются до а.о. -1835 м (подошва пласта “Т” в скв. 10612).

ГВК условно принят по подошве пласта “Т” в скв. 10612 на а.о. -1835 м.

Запасы газа в пределах принятого ГВК составляют: С1 = 380 млн.м3, а С2 = 232 млн.м3 по нераспределенному фонду недр и 26 / 21 млн.м3 в пределах лицензионного участка 101.

 

Рогожниковское нефтяное месторождение

Рогожниковское месторождение находится на территории Октябрьского административного района в 165 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска.

В структурном отношении Северо-Рогожниковская площадь связана с одноименным локальным поднятием, расположенным в Красноленинском нефтегазоносном районе Фроловской нефтегазоносной области, выявленным по результатам работ сп 18/81-82. На структурной карте по отражающему горизонту “Б” Северо-Рогожниковское поднятие в пределах замыкающей изогипсы –2360 м имеет размеры 8×6.5 км и амплитуду около 50 м.

 

Рогожниковское месторождение

Рогожниковское месторождение

 

Нефтеносность Рогожниковского месторождения связана с триасовыми породами, отложениями тюменской (пласты ЮК2-3 и ЮК4), тутлеймской (пласт ЮК0) и викуловской (пласты ВК1 и ВК2) свит. Незначительный приток нефти выявлен в пласте А3 (алымская свита).

В 1998 г. в сводовой части Северо-Рогожниковского поднятия пробурена скв. 763. При испытании плаcта Ю1 (абалакская свита) в интервале 2576-2621 м получен фонтанный приток нефти дебитом 1.3 м3/сут на 2-мм штуцере.

Залежь пласта Ю1 связана с трещиноватыми карбонатно-глинистыми породами. Общая толщина абалакской свиты составляет 24 м. Нефтенасыщенная толщина — 2.4 м.

Запасы нефти оценены только по категории С1 в пределах квадрата со стороной 2 км в районе скв.763 и составили: балансовые — 505 тыс.т, извлекаемые — 126 тыс.т.

 

Хопынгъюганское нефтяное месторождение

Хопынгъюганское месторождение находится в Октябрьском административном районе ХМАО в 40 км к северо-западу от г. Нягань.

Площадь месторождения покрыта детальными сейсморазведочными работами, проведенными сп 101/91-92. Научно-аналитическим центром рационального недропользования в 1995 г. по результатам анализа временных разрезов и структурных построений по радомской пачке закартирована по отражающему горизонту ТЮ10 Хопынгъюганская структурно-стратиграфическая ловушка (ССЛ), приуроченная к пласту Ю10.

 

Хопынгъюганское нефтяное месторождение

Хопынгъюганское нефтяное месторождение

 

Месторождение открыто в 1998 г. поисковой скв.16, пробуренной в пределах Хопынгъюганской ССЛ. При испытании отложений абалакской свиты (пласт Ю1) в интервале 2140-2155 м получен приток нефти дебитом 5.55 м3/сут при СДУ=1643м.

Залежь пласта Ю1 связана с трещиноватыми карбонатно-глинистыми породами. Общая толщина абалакской свиты составляет 31 м. Нефтенасыщенная толщина — 1 м.

Запасы нефти оценены только по категории С1 в пределах квадрата со стороной 2 км в районе скв.16 и составили: балансовые — 211 тыс.т, извлекаемые -53 тыс.т.

 

 

Le medecin m'a donne des instructions .