Тепляков Е.А. (НАЦ РН ХМАО)

Поисковые работы велись в пределах 33 мини-проектов.

Введено в опоискование 16 объектов с ресурсами нефти катeгории С₃ -114.5 млн.т. Открыто Ново-Нялинское нефтяное месторождение с запасами нефти по категориям С₁+С₂ - 6.6 млн.т. На пяти структурах: Мытаяхской (скв.561), Восточно-Чапровской (скв.165), Западно-Ватлорской (скв.47), Пурумской (скв.9), Пушкинской (скв.611) отмечены признаки нефтенасыщения. На четырех : Новомостовской (скв.29), Верхнесабунской (скв.9), Сурьяхской (скв.4), Сарманской (скв.1) — признаков нефтеносности не установлено.

Скважины: 542-Южно-Санлорская, 545-Шишкюганская, 105-Восточно-Юганская, 181-Больше-Нергинская, 561-Мытаяхинская, 460-Западно-Кульеганская, 2-Панлорская, 31-Северо-Фобосская находятся в бурении.

Открыто 8 нефтяных месторождений — из них 4 на объектах, введенных в 1998 году: Западно-Яганокуртское, Восточно-Никольское, Южно-Хангокуртское, Западно-Полуньяхское, Чанатойское, Яркое, Ново-Нялинское, Северо-Тутлимское. Средние запасы месторождений около 5.0 млн.т.

За 9 месяцев 1999 года проходка составила 67.3 тыс.м.

Закончено строительством 26 скважин: в девяти получены промышленные притоки нефти (35.0%), шесть из них стали первооткрывательницами месторождений; в девяти получены непромышленные притоки нефти или отмечены нефтепроявления в керне. Причина непромышленных притоков — ухудшенные коллекторские свойства пластов, требующие специальных работ по интенсификации притоков (скв.26-Нялинская, скв.535-Верхнеляминская, скв.46-Западно-Ватлорская, скв.170-Восточно-Сыхтымская, 541-Декабрьская). В восьми скважинах признаков нефти не установлено. Это объясняется :

• несовпадением данных бурения и сейсмики по отражающему горизонту Б (скв.500-Сыхтымская, 3-Лунгорская, 14-Люкпайская, 29-Новомостовская);
• ухудшенными коллекторскими свойствами пластов, требующих специальных работ по интенсификации притоков (171-Инжегорская, 521-Ново-Кульеганская, 4- Суръяхская).

ВСП проведено в 9 скважинах.

В скв.170 Западно-Яганокуртской из пласта Ю10 получен приток нефти дебитом 38.8 м³/сут при Ндин.=570 м и 8.1 м³/сут на 6-мм штуцере. Кроме этой залежи, по данным ГИС, керна и ИП предполагались нефтенасыщенными пласты Ю₈, Ю₇, Ю₆, Ю₅, Ю₄, Ю_2-3, ЮК₁. По нашим предположениям, залежь пласта Ю_2-3 может объединиться с залежью Песчаного месторождения. Из пласта Ю_2-3 (2300-2308 м) получен приток нефти дебитом 5.2 м³/сут при DР=1356 м.

Из пласта ЮК₁ (абалак) из интервала 2257-2277 м получен приток нефти дебитом 6.86 м³/сут, при Ндин.-1452.5м.

Открыто Западно-Яганокуртское месторождение.

В скв.719 Восточно-Никольской из пласта Ю₁¹, интервал 2704.5-2711.6 м получен приток нефти дебитом 15 м³/сут на 6-мм штуцере. Из пласта Ю₁² (2118-2722 м) получен приток нефти с водой дебитом 8.1 м³/сут, при Нд-1070 м (нефти –25%).

Открыто Восточно-Никольское месторождение.

В скв. 27- Южно-Хангокуртской из пласта Ю₁¹ (интервал 2283-2305 м) получен приток нефти дебитом 6.6 м³/сут при DР=110 атм.

Открыто Южно-Хангокуртское месторождение.

В скв.303 — Чанатойской из пласта Ю₂ (интервал 3167-3177 м) получен приток нефти дебитом 22.4 м³/сут при Ндин.= 867 м.

Из пласта Ю₀^К (3096-3102 м) получен приток нефти дебитом 9.6 м³/сут при Ндин.=726 м.

Испытан интервал 2790-2836 м (пласт АС₁₁² с очень низкими коллекторскими свойствами), получен приток нефти дебитом 0.3 м³/сут при Ндин.=1003 м, проведены работы по методике ГОС, но положительных результатов не получено.

Открыто Чанатойское месторождение.

В скв.178 — Яркой из пласта Ю₁¹ (2898-2902.5 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 76 м³/сут на 8-мм штуцере.

Открыто Яркое месторождение.

В скв.29 — Ново-Нялинской из пласта Ю_2-3 (2763-2779 м) получен приток нефти дебитом 7.6 м³/сут при Ндин.=1042 м. Из пласта ЮК₁ (2741-2755 м) получен приток нефти дебитом 2.75 м³/сут при Ндин.=1072 м. Из пласта Ю₀ (2710-2734 м) получен приток нефти дебитом 1.45 м³/сут при Ндин.=1049 м.

Открыто Новонялинское месторождение.

Скв.552 — Западно-Полуньяхской выявлено две залежи нефти. Из пласта Ю₃ (2879-2894 м) получен приток нефти дебитом 6.2 м³/сут при Ндин.=1035 м. Из пласта Ю₂ (2862-2868 м) получен приток нефти дебитом 5.4 м³/сут при Ндин.=1110 м. Кроме того, по данным ГИС и керна, пласт Ю₄ в интервале 2901-2904 м характеризовался как возможно нефтенасыщенный, но был получен приток пластовой воды.

Открыто Западно-Полуньяхское месторождение.

В скв.3036 — Северо-Тутлимской из пласта АС₉ (2107-2111 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 11.4 м³/сут на 4-мм штуцере.

Открыто Северо-Тутлимское месторождение

 

Рис. 1. Северо-Тутлимское нефтяное месторождение. Пласт АВ9.

Из новых геологических результатов по ряду скважин, находящихся в работе, за отчётный период следует отметить :

В скв.223 — Июльской нефтенасыщены по керну и ГИС пласты АС₁₀ (2380-2385), Ю₀, Ю₂, последний маломощный – до 0.8 м. Скважина в ожидании испытания.

Скв.8010 повысила потенциал Иусского месторождения. Из коры выветривания в интервале 1385-1391 м получен приток нефти дебитом 45.9 м³/сут при Ндин.=734 м. Из пласта Ю₂, интервал 1362-1371 м, получен фонтанирующий приток нефти дебитом 42.2 м³/сут на 6-мм штуцере. Из пласта П, интервал 1340-1349 м получен приток нефти дебитом 21.8 м³/сут при Ндин.=949 м. Месторождение расположено на сопредельной со Свердловской областью территории и представляет взаимный интерес.

В скв.482-Северо-Чистинная из пласта Ю₁² (2792-2796 м) получен приток нефти дебитом 5.4 м³/сут на 2-мм штуцере, из пласта Ю₁¹ (2780-2784 м) получен приток нефти дебитом 12.6 м³/сут при DР=88 атм.

В скв.541-Декабрьской в процессе бурения отмечены нефтепроявления при вскрытии кровли сеноманских отложений, а возможно и выше (ипатовская пачка), газопроявления отмечены и в баженовской свите (Ю₀). При испытании пласта Ю₂ (2905-2917 м) получен приток нефти дебитом 0.53 м³/сут при Ндин.=1193 м. После повторной перфорации ПГД приток не увеличился. Из пласта Ю₀ (2855-2880 м) получен приток нефти дебитом 0.29 м³/сут при Ндин.=926 м. Из пласта АС₁¹(2783-2802 м) получен приток нефти 0.7 м³/сут при Ндин.=1310 м.

Из кровли сеномана (1170-1173 м) получен приток пластовой воды. Из ипатовской пачки – фильтрат бурового раствора (ФБР) дебитом 2.4 м³/сут. Откуда были нефтепроявления, установить не удалось. Скважина закончена испытанием как малодебитная.

В скв.46-Западно-Ватлорской из пласта Ю² (3173-3177 м) получен приток нефти дебитом 0.9 м³/сут при Ндин.=1504 м. Из пласта Ю₀ (3036-3066 м) первоначально отмечалась нефть, в процессе освоения появилась пластовая вода. Приток пластовой воды был поставлен под сомнение и решено было дострелять интервал 3070-3075 м. При совместном опробовании интервала 3036-3075 м получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 6.5 м³/сут при Ндин.=1495 м (нефти до 20%).

Из интервала 3011-3034 м (пласт Ач) притока не получено. Из пласта АС₁₁¹ (2655-2662 м) получен приток пластовой воды с плёнкой нефти дебитом 1.8 м³/сут при Ндин.=1558 м. При опробовании пласта АС₉ (2613-2626 м) получен приток пластовой воды с плёнкой нефти дебитом 1.6 м³/сут при Ндин.=1392 м. Скважина закончена испытанием как малодебитная.

В скв.9 — Пурумской из пласта Ю₁² (2731-2735 м) поднято 10.3 м нефтенасыщенного песчаника. При опробовании интервала 2724-2746 м КИИ-146 получена пластовая вода дебитом 167 м³/сут при DР=120 атм. (в этот интервал был захвачен прослой водоносного песчаника толщиной до 1 м). При повторном опробовании КИИ-146 с двумя пакерами (2725-2740 м) притока не получено. Результат взят под сомнение.

Скважина находится в ожидании испытания.

В скв.41- Северо-Турьяхской в процессе бурения КИИ-146 из пласта Ю₁ (2524-2531 м) получен приток нефти с водой дебитом 2.8 м³/сут при DР – 120 атм.

Скважина находится в ожидании испытания.

В скв.12-Мултановской КИИ-146 опробованы отложения баженовской свиты (пласт Ю₀) по методике КИК. Из интервала 2760-2809 м получен приток нефти дебитом 26.4 м³/сут при DР=113.3 атм., из интервала 2809-2828 м приток нефти составил 17.5 м³/сут при DР=144.7 атм. Кроме того, по данным ГИС и керну нефтенасыщенными предполагаются пласты Ю₂, Ю₁², Ю₁¹, Ач₂. 6 октября 1999 г. открыто одноимённое месторождение. Из пласта Ю₂ из интервала 2896-2916 м получен приток нефти дебитом 10.4 м³/сут при Ндин.=1105 м.

Прогнозная оценка месторождения — 17 млн.т.

В скв.611-Пушкинской из пласта Ю₁ поднято 10.3 м нефтенасыщенного песчаника, но при работе ИП притока не получено. Возможно потребуется ГРП.

Скважина находится в ожидании испытания.

В скв.9-Верхне-Сабунской, по данным ГИС, ИП и керна, нефтеносность пока не установлена.

Скважина находится в ожидании испытания.

В скв.170 Восточно-Сыхтымской из интервала 2764-2789 м (ачимовская пачка) получен приток нефти дебитом 1.5 м³/сут при Ндин.=1150 м. Скважина закончена испытанием как малодебитная.

В скв.47-Западно-Ватлорской из пласта Ю0 (3033.8-3044.0 м) поднят аргиллит битуминозный с признаками УВ.

По данным ГИС и керна выделяются возможно нефтеносные пласты: АС₁² (2922.8-2947.4 м), Ю₀(3031.2-3071.6 м), Ю₂ (3107.2-3198.2 м).

Скважина находится в ожидании испытания.

В скв.1-Пыль-Караминской испытаны отложения палеозоя (2633-2682 м), Ю10 (2540-2560 м), Ю2 (2280-2287 м), Ю1 (2216-2224 м) — получена вода.

Скважина находится в испытании (перфорация пласта БВ16, интервал 2008-2012 м).

Скв.561-Мытаяхская в бурении (забой 3199 м). Из пластов АС₁₁ (2709-2731 м) и Ю_2-3 (2812-2847 м) подняты песчаники с признаками нефти. Заключительный ГИС и спуск 5“ колонны, будет ВСП.

Скв.1 — Сарманская, забой 3007 м (палеозой). Признаков нефти пока не установлено. Спуск 5” эксплуатационной колонны, будет ВСП. Скв.6 находится в ожидании испытания.

В скв.2 — Панлорской (в бурении — забой 3165 м) не был отобран керн из пласта ВК₁ (ошибка в привязке), нефтеносного в соседней скв.1. По данным ГИС пласт в скв.2 интерпретируется возможно нефтенасыщенным. Из пласта ВК₂ отобран керн – песчаник водоносный. КИИ-146 опробован интервал 1666-1694 м (совместно ВК₁+ВК₂) – получена пластовая вода дебитом 65.0 м³/сут при DР=80 ат.

В скв.542 — Южно-Санлорской, интервал 2745.5-2764.5 м (пласт АС₁²) поднят нефтенасыщенный песчаник.

На скв.86 — Западно-Эргинской возобновлены работы по испытанию. Первый объект (пласт Ю₂, интервал 2756-2770 м) закончен опробованием. Получена нефть дебитом 0.6 м³/сут, при Ндин.=1027 м. Прострелян пласт АС₁₀, интервал 2584-2602 м по стандартной методике исследований (до ГОС), получен приток нефти дебитом 0.28 м³/сут, Ндин. =1173 м, будет проведен ГОС (газоокислительная среда).