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)

 

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  (Q_н = 2,47 м³/сут, Q_в = 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

 

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)

 

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

 

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 (r_п=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

 

 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 НАС₁₁^2,3       (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

 

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

 

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 Ю₀^к (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 Ю₀^к(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

 

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. К_п 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 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

 

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 Ю₁^1А 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

 

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 Ю₁^1А 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 Ю₁^1Б 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 Ю₁^1Б , 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

 

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 Ю₁^1Бполучен непереливающий приток безводной нефти дебитом 5.7 м^3/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 Ю₁^1Б 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

 

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

 

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

 

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

 

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 Ю₁^1А и Ю₁^1Б ,по которым раздельно подсчитаны запасы. Также открыты новые залежи в пластах Ач_2-2 и Ач_2-1.

 

Южно-Киняминское нефтяное месторождение , пласт  Ю₁^1А

 

Пласт Ю₁^1А

Залежь нефти пласта Ю₁^1А распространена на большей части месторождения. По результатам интерпретации материалов ГИС и комплексной корреляции прослеживается глинизация пласта Ю₁^1А в восточном направлении в районе скв.250 и 253. Линия глинизации проведена на середине расстояния между скв.254 и 250. В скв.254 пласт Ю₁^1А имеет 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины, из которой при испытании получено 12 м³/сут безводной нефти. В скв.256 пласт Ю₁^1А 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 Ю₁^1А начальные запасы категории С1 составляют 3124 тыс.т и С₂ – 14168 тыс.т.

 

 

Пласт Ю₁^1Б

Залежь нефти пласта Ю₁^1Б  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 С₁  составляют 1027 тыс.т.

 

 

 Пласт Ач_2-2

 Залежь нефти пласта Ач_2-2  выявлена в районе скв.254. При испытании пласта на гл. 2804-2812 м. получен приток безводной нефти дебитом 5 м^3/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 С₁  составляют 262 тыс.т.

 

 

Пласт  Ач_2-1

Залежь нефти пласта Ач_2-1 выявлена в районе скв.254. При испытании пласта на гл. 2771-2779 м получен приток безводной нефти дебитом 3.4 м^3/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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

Нефтеносность Рогожниковского месторождения связана с триасовыми породами, отложениями тюменской (пласты ЮК_2-3 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

 

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.