В.А. Ансимова, Т.Д. Федорова (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)

В результате выполнения работ по теме: «Переоценка категорий запасов углеводородного сырья месторождений нераспределенного фонда недр ХМАО в соответствии с новой классификацией запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» по договору с ФГУП «ВНИГРИ» на 2010 г. в лаборатории оперативного подсчета запасов Центра по 45 месторождениям пересчитаны запасы в соответствии с требованиями новой классификации.

В связи с тем, что информация по многим месторождениям нераспределенного фонда недр в течение длительного времени не пересматривалась, выполнен полный пересчет запасов с комплексной переобработкой всего объема информации по 7 месторождениям, в том числе Ставропольскому.

Cтавропольское месторождение нефти открыто поисковой скважиной 26, пробуренной и испытанной в 1990 году.

Территория Ставропольского месторождения изучалась как продолжение южной периклинали Айтульского вала и Новомолодежного поднятия. Сейсмическими работами МОВ ОГТ сп 7/83-84 изучено геологическое строение юго-западного склона Айтульского вала. В результате тематических работ была выявлена Ставропольская литологическая ловушка, которая располагается на юго- восточном периклинальном окончании Айтульского вала. Поисковое бурение в пределах литологической ловушки, начатое в 1990 году скважиной 26, ознаменовалось открытием залежи в пласте Ю₁^1б . С целью прослеживания залежи были пробурены скв. 48 и 51, в которых при испытании получены отрицательные результаты.

По Ставропольскому месторождению последний оперативный подсчет запасов нефти по пласту Ю₁^1б проводился в 1994 году, запасы утверждены ЦКЗ МПР РФ, учтены Государственным балансом и с тех пор не корректировались. При подсчете запасов в 1994 году залежь пласта Ю₁^1б была вскрыта тремя скважинами – 26, 48 и 51 на а.о.-2523-2595 м. При опробовании в скв.26 интервала а.о.-2520.9-2524.9 м получен приток нефти дебитом 8.9 м³ /сут при депрессии 7.88 МПа. Нефтенасыщенная толщина в скв.26 составляет 2.2 м.

В скважинах 48 и 51, продуктивных по заключению ГИС, при испытании в открытом стволе совместно с пластами Ю₁^1А и Ю₁² притока не получено. Скважины остались недоосвоенными. Нефтенасыщенная толщина коллектора в этих скважинах изменяется от 0.6 м до 1.2 м.

Залежь литологически и тектонически экранированная. ВНК в залежи принимается на а.о.–2596 м по подошве продуктивного пласта в скв.48 (модель 1994 г.).

Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 25×5 км, высота более 70 м (рис. 1).

Рис. 1. Подсчетный план по залежи пласта Ю₁^1Б Ставропольского месторождения (подсчет запасов 1994 г.)

После 1994 года на территории месторождения ОАО «Тюменнефтегеофизика» проведены сейсморазведочные работы Ставропольской сп 19/1997-98 и сп 19/1998-1999. По материалам этих работ пробурены четыре скважины: 750, 751, 754 и 755, результаты которых существенно изменили представления о геологическом строении литологической ловушки и приуроченной к ней залежи (рис. 2).

Рис. 2. Cхема корреляции по линии скважин 51-754-26-755

При изучении геолого-геофизических материалов, корреляции разрезов скважин, построении структурных карт и создании новой модели строения залежи пласта Ю₁^1б были использованы данные по скважинам, находящимся в непосредственной близости от Ставропольского месторождения: 1, 2, 11, 18, 25, 27, 33 Новомолодежного, 30, 31, 32 Юного и 20, 22 Тульеганского месторождений.

Пласт Ю₁^1б . По уточненной модели залежь продуктивного пласта Ю₁^1б вскрыта двумя скважинами 26 и 755. В скв.26 пласт вскрыт на а.о. -2522.7-2524.9 м, по результатам интерпретации материалов ГИС нефтенасыщен до подошвы. При испытании в колонне интервала а.о. – 2520.9-2524.9 м получен приток нефти дебитом 8.9 м³ /сут при депрессии 7.88 МПа. Нефтенасыщенная толщина пласта в скв.26 составляет 2.2 м.

В скв.755 пласт вскрыт на а.о.-2555.6-2557.8 м, по результатам интерпретации материалов ГИС нефтенасыщен до а.о.-2556.7 м, а ниже водонасыщен. При испытании в колонне интервала а.о.- 2555.5-2557.5 м получен приток нефти с водой: дебит нефти 0.24 м³ / сут, воды 4.6 м³ /сут при депрессии 7.88 МПа.

Эффективная толщина пласта в скв.755 составляет 2.2 м, нефтенасыщенная – 1.1 м.

Пласт Ю₁^1Б в скважинах 751 и 754, находящихся в непосредственной близости от залежи, по результатам интерпретации материалов ГИС заглинизирован. После переинтерпретации материалов ГИС в 2010 году пласт в скв.48 и 51 отнесен к водоносным.

Залежь литологически экранированная, линия отсутствия коллекторов проведена на середине расстояния между продуктивной скв.26 и скв.751 и 754, в которых пласт заглинизирован (рис. 3).

Рис. 3. Геологический разрез по линии скважин 51-754-26-755

Водонефтяной контакт в залежи установлен в скважине 755 на а.о. -2556.7 м по результатам интерпретации материалов ГИС. Размеры залежи 6.0 x 1.8 км (рис. 4).

Рис. 4. Подсчетный план по залежи пласта Ю₁^1Б Ставропольского месторождения (подсчет запасов 2010 г.)

Продуктивная часть пласта Ю₁^1б  охарактеризована 8 образцами керна. Среднее значение пористости составило 17.48% (16 определений), проницаемости – 6.81 мД (8 определений),остаточнойводонасыщенности – 40.36% (8 определений).

Из общей толщины пласта в скв.26 вынесено 12.7 м керна, из нефтенасыщенной части – 2.2 м.

По керну пласт Ю₁^1б представлен песчаниками серыми, крупнозернистыми, слабосцементированными, с тонкими прослойками углистого детрита.

В ходе выполнения работы проанализировано состояние изученности по Ставропольскому месторождению и в связи с тем, что геолого-геофизическая информация не пересматривалась много лет, возникла необходимость переобработки всего имеющегося фактического материала. В итоге выполнена детальная корреляция разрезов скважин, уточнена модель строения залежи пласта Ю₁^1б с использованием данных сейсмических работ и пробуренных скважин на площади после 1994 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 С 1 уменьшились на 47.7%, по категории С 2 на 95.4%, ввиду существенного уменьшения площади нефтеносности по категории С 1 на 24.9%, по категории С 2 на 95.9%.

Уточненный оперативный подсчёт запасов продуктивного пласта Ю₁^1б Ставропольского месторождения (подсчет запасов 2010 г.) можно представлять на рассмотрение ФГУ «ГКЗ» Федерального агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов и экологии РФ.