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 С₂  не 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)

 

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)

 

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.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

 

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.)

 

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 С₁+С₂ уменьшились на 84% в ввиду существенного изменения объема нефтесодержащих пород.

 

 

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.