В.А. Ансимова, А.С. Осипенко (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им В.И. Шпильмана»)

По Заозерному месторождению необходимость в уточнении модели строения залежи пласта АС_9-10 возникла в связи с тем, что геолого-геофизическая информация представлена разрозненными и противоречивыми материалами. После последнего оперативного подсчета запасов, выполненного в 1996 году, пробурена скв.16 в контуре категории С₂, а при испытании пласта АС_9-10 получен приток воды.

Заозерное нефтяное месторождение расположено на территории Кондинского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в 122 км к юго-западу от г. Ханты -Мансийск, в пределах Красноленинского нефтегазоносного района, Красноленинской нефтегазоносной области.

В тектоническом отношении месторождение находится на Заозерном выступе, расположенном в пределах Фроловской мегавпадины.

В результате выполненных ОАО «Хантымансийскгеофизика» сейсмических работ МОВ Кондинской сп 9/68-69 выявлено Заозерное поднятие, а Заозерной сп 13/83-84 оно подготовлено к поисково-разведочному бурению.

Поисковое бурение на Заозерной площади начато в 1985 году. Первая поисковая скв.6 Заозерная была заложена в присводовой части Заозерного поднятия с целью поиска залежей нефти в меловых и юрских отложениях и изучения геологического строения района. К сожалению, не было проведено опробование перспективных объектов в меловых отложениях (пласт АС_9-10), а при опробовании среднеюрских и доюрских образований притоков нефти не получено.

Месторождение открыто поисковой скв.2, пробуренной и испытанной в 1986 г. В 1986- 1989 гг. на Заозерной площади пробурено еще три поисково-разведочных скважины 4, 5 и 7.

Скважины 4 и 5 вскрыли зону замещения пласта АС_9-10 глинистыми породами. При испытании пласта в этих скважинах притока не получено. В скв.7 пласт не испытан, по результатам интерпретации материалов ГИС характеризуется как водонасыщенный.

Последний оперативный подсчет запасов по пласту АС_9-10 производился в 1996 году, запасы утверждены ЦК Роскомнедра, протокол № 40-96 от 21.03.1996, г. Тюмень, учтены Государственным балансом и с тех пор не корректировались. При подсчете запасов в 1996 году залежь пласта АС_9-10 была вскрыта двумя скважинами 2 и 6 на а.о. -2503.4-2576.8 м. При опробовании пласта в скважине 2 получен приток нефти дебитом 5.3 м³/сут при динамическом уровне 1557.5 м. Нефтенасыщенная толщина в скважине 2 составляет 5.0 м. В скважине 6 пласт не испытан, по результатам интерпретации материалов ГИС в разрезе пласта АС_9-10 выделено 5 м эффективных нефтенасыщенных толщин (подсчет запасов 1996 г.).

ВНК залежи проведенными геологоразведочными работами не выявлен, границы залежи не установлены, с севера, востока и юга залежь ограничена условными линиями подсчета, с запада – условной линией глинизации (рис.1).

Рис.1. Подсчетный план пласта АС_9-10 Заозерного месторождения (1996 г.)

 

После 1996 года на месторождении проб урены две скважины 16 и 17. Результаты испытания скв.16 существенно изменили представления о геологическом строении литологической ловушки и приуроченной к ней залежи. Скважина 16 пробурена в контуре категории С₂, а при испытании интервала а.о.-2455.0-2467.0 м получен приток воды дебитом 1.34 м³/сут. Скважина 17 находится в зоне глинизации пласта.

Пласт АС_9-10 на Заозерном месторождении, как и повсеместно в пределах Красноленинской нефтегазоносной области, характеризуется весьма сложным строением, высокой степенью неоднородности строения как по площади, так и по разрезу.

При корреляции разрезов скважин использовался хорошо выделяющийся репер – аргиллиты баженовской свиты (рис.2).

Рис.2. Схема корреляции пласта АС_9-10 Заозерного месторождения

 

При создании новой модели залежи пласта АС_9-10 были использованы материалы пяти сейсмопартий, работавших на территории Зазерного месторождения. Территория месторождения изучена сейсморазведочными работами МОВ ОГТ сейсмопартий: 56/1966-1967, Кондинские сп 9/68-69 и 12/84-85, Заозерная сп 13/1983-1984, Восточно-Заозерная сп 13/87-88 ОАО «Хантымансийскгеофизика». На основании сейсмических материалов построена структурная карта по отражающему горизонту Б (верхняя юра) и затем построена структурная карта по кровле пласта АС_9-10 (рис. 3, 5).

Рис.3. Структурная карта по отражающему горизонту «Б» Заозерного месторождения

 

Пласт АС_9-10. По уточненной модели залежь продуктивного пласта АС_9-10 вскрыта единственной скважиной 2 на а.о. – 2549.6-2576.8 м. При испытании в колонне интервала а.о.- 2542.0-2581.0 м получен приток нефти дебитом 5.3 м³/сут при среднем динамическом уровне 1557.5 м. По результатам обработки материалов ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. В скважине 2 общая толщина пласта составляет 27.2 м, эффективная и нефтенасыщенная – 5 м.

В скважине 6 пласт АС_9-10 не испытан, в предыдущем подсчете запасов по заключению ГИС характеризовался неясным характером насыщения и был отнесен к нефтеносным. В настоящем оперативном подсчете запасов отнесен к водоносным, хотя и характеризуется неясным характером насыщения из-за маломощных проницаемых пропластков (в основном 0,4-0,6 м). Кроме того, в близлежащей водоносной скважине 16, пробуренной в своде структуры, пласт АС_9-10 вскрыт на а.о. -2456.7 м, гипсометрически выше на 46.7 м, чем в скважине 6. В скважине 7 характеризуется как водонасыщенный.

Залежь литологически экранированная. В зоне отсутствия коллекторов расположены скважины 4, 5 и 17, в которых пласт заглинизирован. Эта зона отделяет продуктивную скважину 2 и водоносные скважины 6 и 16 (рис. 4).

Рис. 4. Геологический разрез продуктивного пласта АС_9-10 Заозерного месторождения

 

Водонефтяной контакт в залежи условно принят на а.о. -2576.8 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2 (испытанием подтверждено получение чистой нефти). Размеры залежи 10.7 × 5.9 км (рис. 5).

Рис. 5. Подсчетный план пласта АС_9-10 Заозерного месторождения (2011 г.)

 

Пласт АС_9-10 охарактеризован керном в одной скважине 2. Из продуктивной части вынесено 3.8 м песчаника нефтенасыщенного. Все отобранные образцы для исследования ФЕС характеризуют непроницаемую часть пласта, пористость в образцах не превышает 10%, проницаемость 0.01 мД.

По керну пласт представлен песчаниками светло-серыми мелкозернистыми с включениями органики, с выпотами нефти.

Запасы нефти категории С₁ выделены в районе скважины 2 на расстоянии 1 км от скважины, на остальной части залежи запасы оценены по категории С₂ в пределах контура нефтеносности и условной линии глинизации пласта.

Пористость и нефтенасыщенность приняты по результатам обработки материалов ГИС по скважине 2 и составили: Кп=15%, Кн=47%.

Плотность нефти – 868 кг/м³, пересчетный коэффициент – 0.869, газовый фактор – 90 м³/т взяты, как и ранее на Государственном балансе, по аналогии с Приобским месторождением.

Коэффициент извлечения нефти составляет 0.20 (утвержден ЦК Роскомнедра в 1996 году, протокол № 40-96).

В ходе выполнения работы проанализировано состояние изученности по Заозерному месторождению и в связи с тем, что геолого-геофизическая информация не пересматривалась 14 лет, возникла необходимость обобщить и проанализировать весь имеющийся фактический материал. В результате пересмотра выполнена детальная корреляция разрезов скважин, уточнена модель строения залежи пласта АС_9-10 с использованием данных сейсмических работ и пробуренных скважин на площади после 1996 года, 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 по категории С₁ увеличились на 12% в связи с увеличением нефтенасыщенной толщины, по категории С₂ запасы уменьшились на 42%, ввиду существенного изменения площади нефтеносности.

Уточненный оперативный подсчёт запасов продуктивного пласта АС_9-10 Заозерного месторождения может быть представлен на рассмотрение ФГУ «ГКЗ» Федерального Агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов и экологии РФ.