Уточнение геологической модели строения залежей пластов Ю2 и базального Запападно-Вандмторского месторождения

 

В.А. Ансимова, М.С. Сахарова (ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана»)

По Западно-Вандмторскому месторождению необходимость в уточнении модели строения залежей по пластам Ю2 и Базальному возникла в связи с тем, что в наличии имеются только подсчетные планы, на которых площади нефтеносности по категориям С1  и Сне соответствуют данным Государственного баланса.

Западно-Вандмторское месторождение открыто поисковой скважиной 30, пробуренной и испытанной в 1997 г.

Последний оперативный подсчет запасов по Базальному пласту производился в 1997 году, по пласту Ю2 – в 1998 году и с тех пор запасы не корректировались.

Подсчет запасов залежи Базального пласта был выполнен по результатам бурения скважин 30 и 32, первая из которых вскрыла продуктивные отложения на а.о. –2211 м. При испытании пласта в интервале а.о.–2211-2213 м получен приток нефти дебитом 6,1 м3/сут при СДУ 1189.5 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 30 составляет 1 м.

При испытании пласта в скважине 32 в интервале а.о.–2235-2240 м получен приток воды дебитом 3.2 м3/сут. ВНК авторами принят на а.о. –2236 м по кровле водонасыщенного слоя в скважине 32. Запасы нефти категории С1 выделены в районе скважины 30, на остальной части залежи запасы оценены по категории С2 в пределах контура нефтеносности (рис. 1).

Запасы нефти по категории С2 не были утверждены ЦКЗ (протокол №41-98 от 24 марта 1998 г., г.Тюмень). На Государственный баланс поставлены только запасы категории С1 в пределах контура нефтеносности, принятогопо подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине 30 на а.о. –2212.4 м.

Подсчетного плана по Базальному пласту с исправлениями по результатам рассмотрения ЦКЗ, соответствующего Государственному балансу, нет. Кроме того, в 1997–1998 гг. пробурена скважина 31, не учтенная при последнем подсчете запасов.

Подсчет запасов залежи пласта Ю2 впервые был выполнен в 1997 г. по результатам бурения скважин 30 и 32. Скважина 30 вскрыла продуктивные отложения на а.о. –2123 м. При испытании пласта в интервале а.о.–2122-2128 м получен приток нефти дебитом 3.8 м3/сут при среднединамическом уровне 1314 м. При испытании пласта в скважине 32 в интервале а.о.–2132-2138 м и 2145-2153 м получен приток воды. ВНК наклонный: на западе, севере и востоке взят на а.о.–2139 м., что соответствует подошве нефтенасыщенных коллекторов в скважине 30, на юге – на а.о.–2135 м – по кровле водонасыщенных коллекторов в скважине 32 (рис. 2).

Запасы нефти по категории С1 переведены в категорию С2 и утверждены ЦКЗ (протокол №41-98 от 24 марта 1998 г., г.Тюмень).

Подсчетного плана по пласту Ю2 исправленного в соответствии с замечаниями ЦКЗ и согласующегося с цифрами запасов на Государственном балансе, нет.

В 1997–1998 гг. на месторождении пробурена скважина 31, охарактеризованная по ГИС как водонасыщенная. Был выполнен оперативный подсчет запасов, с учетом скважины 31 и представлен на рассмотрение ЦКЗ в 1998 г. По решению ЦКЗ запасы нефти по категории С2 приняты частично (протокол №1-99, от 25 марта 1999 г, г.Тюмень).

 

  Рис.1. План подсчета запасов нефти по залежи Базального пласта (подсчет запасов 1997 г., представленный на рассмотрение ЦКЗ)

Рис.1. План подсчета запасов нефти по залежи Базального пласта (подсчет запасов 1997 г., представленный на рассмотрение ЦКЗ)

 

Подсчетный план 1998 г. по пласту Ю2, представленный на рассмотрение ЦКЗ и с исправлениями по результатам рассмотрения ЦКЗ, отсутствует.

При создании новых моделей строения залежей пласта Ю2 и Базального пласта проведена детальная корреляция разрезов скважин, пересмотрены геолого-геофизические материалы, уточнены подсчетные параметры, перестроена структурная карта по отражающемугоризонту «Б» и структурные карты по кровле продуктивных пластов, с учетом данных по новой скважине 31 (рис 3).

Базальный пласт

По уточненной модели залежь продуктивного Базального пласта вскрыта единственной скважиной 30 на а.о. –2211.4-2212.4 м. По результатам интерпретации материалов ГИС базальный пласт в скважине 30 нефтенасыщен до подошвы. При испытании в колонне интервала а.о. – 2211-2213 м получен приток нефти дебитом 6.1 м3/сут при средне динамическом уровне 1189.5 м. Базальный пласт в скважинах 31 и 32 по результатам интерпретации материалов ГИС относится к водоносным.

 

  Рис.2. План подсчета запасов нефти по залежи пласта Ю2 (подсчет запасов 1997 г., представленный на рассмотрение ЦКЗ)

Рис.2. План подсчета запасов нефти по залежи пласта Ю2 (подсчет запасов 1997 г., представленный на рассмотрение ЦКЗ)

 

Залежь пластово-сводовая. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 30 составляет 1.0 м.

Водонефтяной контакт в залежи не установлен и условно принят на а.о. –2220 м, ниже подошвы пласта на 7.6 м, что вполне допустимо исходя из графика прогноза положенияВНК. Однако, по методике Петерсилье В.И., при принятом Кп = 17% и Кн = 66% (водонасыщенность = 34%), высота залежи может достигать более 40 м, но для этого необходимы дополнительные исследования, бурение и испытание новых разведочных скважин (рис. 4). Размеры залежи 3.3 × 1.2 км (рис. 5, 6) . По результатам скв. 32 ВНК не может быть ниже а.о.–2235 м.

Базальный пласт охарактеризован керном только в непродуктивной части в скважине 32 и представлен песчаниками серыми, темносерыми, зеленоватыми, мелкозернистыми, плотными с прослоями углистых алевролитов и углей.

 

Рис 3. Схема корреляции по линии скважин 31-30-32
Рис 3. Схема корреляции по линии скважин 31-30-32

 

  Рис.4. График прогноза положения ВНК (по методике Петерсилье В.И.)
Рис.4. График прогноза положения ВНК (по методике Петерсилье В.И.)

 

Запасы нефти категории С1 выделены в районе скважины 30 на юге на расстоянии 1 км от скважины, на севере, западе и востоке до ВНК, а на остальной части залежи запасы в пределах принятого контура нефтеносности оценены по категории С2.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по результатам обработки материалов ГИС по скважине 30 и составили Кп =17%, Кн = 66%.

Плотность нефти – 829 кг/м3, пересчетный коэффициент – 0.750, газовый фактор – 150 м3/т, коэффициент извлечения нефти – 0.20 приняты ЦКЗ МПР РФ в 1998 году, (протокол №41-98) и оставлены без изменения.

Запасы нефти по Базальному пласту незначительно увеличились (на 14%), в результате изменения объема нефтесодержащих пород.

Пласт Ю2

По уточненной модели залежь продуктивного пласта Ю2 вскрыта единственной скважиной 30 на а.о.–2122.8-2139 м. По результатам интерпретации материалов ГИС пласт в скважине 30 нефтенасыщен до а.о. –2130 м, а ниже водонасыщен. При испытании пласта в открытом стволе в интервале а.о.–2119-2168 м. получен фильтрат бурового раствора, при испытании в колонне интервала а.о. –2122-2128 м. получен приток нефти дебитом 3,8 м3/сут при СДУ 1314,5 м. В скважинах 31 и 32 по результатам интерпретации материалов ГИС пласт относится к водоносным.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Эффективная толщина пласта в скважине 30 составляет 8.4 м, нефтенасыщенная – 3.0 м. Водонефтяной контакт в залежи по заключению ГИС принят по на а.о. –2130 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 30. Размеры залежи 3.5 × 1.5 км (рис. 7).

 

  Рис.5. Геологический разрез по линии скважин 31-30-32. Условные обозначения: 1 – глины; 2 – песчаник; 3 – битуминозные аргиллиты; 4 – тонкие аргиллиты; 5 – залежи нефти промышленные; 6 – интервал испытания ИП в процессе бурения; 7 – интервал перфорации при испытании в эксплуатационной скважине

Рис.5. Геологический разрез по линии скважин 31-30-32. Условные обозначения: 1 – глины; 2 – песчаник; 3 – битуминозные аргиллиты; 4 – тонкие аргиллиты; 5 – залежи нефти промышленные; 6 – интервал испытания ИП в процессе бурения; 7 – интервал перфорации при испытании в эксплуатационной скважине
 

Продуктивная часть пласта Ю2 охарактеризована 6 образцами керна (скважина 30). Среднее значение пористости составило 16.9% (11 определений), проницаемости – 11.44 мД (5 определений), остаточной водонасыщенности – 45.9% (5 определений). Из общей толщины пласта вынесено 31.7 м керна, из нефтенасыщенной части – 3.0 м.

По керну пласт Ю2 представлен песчаниками серыми, желтовато-серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, массивными с большим содержанием углистого детрита.

Запасы нефти по категории С1 выделены в районе скважины 30. Границы запасов категории С1 проведены на юге на расстоянии 1 км от скважины, на севере, западе и востоке – до ВНК. На остальной части залежи запасы оценены по категории С2 в пределах принятого контура нефтеносности (подсчет запасов 2010 г.).

Пористость и нефтенасыщенность приняты по результатам обработки материалов ГИС по скважине 30 и составили Кп = 17%, Кн = 61%. Плотность нефти – 845 кг/м3, пересчетный коэффициент – 0.877, газовый фактор – 65.9 м3/т приняты по аналогии с соседним Песчаным месторождением, находящимся в разработке.

Коэффициент извлечения нефти составляет 0.25 (утвержден ЦКЗ МПР РФ в 1998 году, протокол №1-99).

Запасы нефти по пласту Ю2 уменьшились на 93% в результате существенного изменения объема нефтесодержащих пород в меньшую сторону.

 

  Рис.6. План подсчета запасов нефти по залежи Базального пласта (подсчет запасов 2010 г.)

Рис.6. План подсчета запасов нефти по залежи Базального пласта (подсчет запасов 2010 г.)

 

В ходе выполнения работы проанализировано состояние изученности по Западно-Вандмторскому месторождению и в связи с тем, что геолого-геофизическая информация не пересматривалась в течение 12 лет и отсутствуют подсчетные планы, соответствующие Государственному балансу, возникла необходимость пересмотреть весь имеющийся фактический материал. В результате пересмотра выполнена детальная корреляция разрезов скважин, уточнены модели строения залежей пласта Ю2 и Базального пласта с учетом скважины 31, неучтенной при последнем оперативном подсчете запасов, перестроены структурные карты по кровле коллектора, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, обоснованы подсчетные параметры, ВНК, выполнен пересчет и переоценка категорий геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа.

В результате этих работ запасы нефти в целом по месторождению по сумме категорий С12 уменьшились на 84% в ввиду существенного изменения объема нефтесодержащих пород.

 

  Рис.7. План подсчета запасов нефти по залежи пласта Ю2 (подсчет запасов 2010 г.)

Рис.7. План подсчета запасов нефти по залежи пласта Ю2 (подсчет запасов 2010 г.)

 

Уточненный оперативный подсчет запасов по Западно-Вандмторскому месторождению может быть представлен на рассмотрение ФГУ «ГКЗ» Федерального Агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов и экологии РФ.