АНАЛИЗ ПЛАСТОВ СЛАГАЮЩИХ НЕФТЕГАЗАНОСНЫЕ ГОРИЗОНТЫ РОДНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Родниковое нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным. На месторождении установлена продуктивность пластов нижнемеловых (пласты БС10/0, БС10/1, БС11/3, БС12/1-3) и юрских отложений (пласты ЮС1, ЮС2/1, ЮС2/2) – 15 залежей нефти в семи пластах.

Максимальные проектные уровни (запасы категорий B+Ci):

• добычи нефти, тыс. т 769.6 (2017 год),
• добычи жидкости, тыс. т 10274 (2028 год),
• добычи растворенного газа, млн. м³ 44.8 (2017 год) закачки воды, тыс. м³ 10454 (2028год);

Общий фонд скважин всего (запасы категорий B+Ci) - 1898, в том числе: добывающих - 1131 (из них 6 ГС), нагнетательных - 713, наблюдательных -19, водозаборных - 35. Способ эксплуатации скважин механизированный (ЭЦН, ШГН). Давление на устье нагнетательных скважин 15-18 МПа.

Технологические показатели на полное развитие месторождения (запасы нефти категорий ВС1С2):

• добыча нефти, тыс. т. 1255 (2031год),
• добычи жидкости, тыс.т. 13412 )2035 год),
• добыча растворенного газа, млн.м³ 71.1 (2031год),
• закачка воды, тыс.т 14389 (2035 год),

Общий фонд скважин всего (запасы категорий В+С1+С2) - 2417, в том числе: добывающих - 1477 (из них 6 ГС), нагнетательных - 886, наблюдательных -19, водозаборных - 35.

Пласт БС10/0

В отложениях пласта выявлено две залежи нефти, продуктивность которых подтверждена результатами испытаний разведочных и работой эксплуатационных скважин. При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 2.8 до 51 м³/сут. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0.4 м до 7.1 м, в среднем по пласту составляя 2.0 м. Пласт обладает значительной изменчивостью своих геологических свойств и параметров, как в плане, так и по разрезу. Глинистый раздел в среднем по пласту составляет 2.1 м, достигая максимальной толщины по скважинам – 7.8 м.

В нефтенасыщенной части пласт представлен в среднем одним пропластком со средними фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): коэффициент пористости и нефтенасыщенности – 0.24 и 0.54 соответственно, проницаемость – 93.5·10^-3 мкм².

По типу залежь 1 – пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры составляют 8.5*6.2 км, высота – около 15 м. ВНК неравномерно-наклонный – отметки колеблются от 2207.5 м на севере залежи до 2217.7 м на юге.

К юго-востоку от залежи 1 выявлена небольшая залежь 2 высотой порядка 7 м и размерами – 0.7*0.5 км. По типу залежь – литологически экранированная, полностью подстилается водой. ВНК принят на отметке 2220.9 м.

Пласт БС10/1

Пласт БС10/1 имеет сложное строение, заключающееся в значительной литологической неоднородности и фациальной изменчивости по разрезу и площади. В отложениях пласта выявлено две залежи нефти, приуроченные к Северо-Еловому поднятию, которые по периметру оконтуриваются скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Общая толщина в среднем равняется 6.4 м, нефтенасыщенная – 2.8 м, расчленённость – 2, коэффициент песчанистости – 0.61. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС следующие: проницаемость – 57.3·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0.23, коэффициент нефтенасыщенности – 0.49. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 2.8 м, в среднем составляя 0.4 м.

Продуктивность подтверждена результатами испытаний разведочных и работой эксплуатационных скважин (получены притоки нефти дебитами от 8.9 до 51 м³/сут).

Пласт БС11/3

На большей части площади месторождения пласт заглинизирован, в отдельных скважинах представлен водоносными линзами. При испытании интервала пласта на абсолютных отметках 2373.2–2378.2 м получен приток безводной нефти дебитом 6.6 м³/сут при динамическом уровне 1072 м. По типу залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная; ВНК принят на отметке 2377.8. Размеры залежи составляют 2.8*0.8 км, высота – около 6 м.

Пласт БС12/1-3

Пласт БС12/1-3 в целом является регрессивно-трансгрессивной толщей прибрежно-морского генезиса и представлен чередованием песчаных, глинистых и плотных прослоев. Пласт имеет сложное линзовидное строение, характерное для всех шельфовых пластов: на площади формируются вытянутые песчаные тела, которые в разрезе наслаиваются друг на друга.

Общая толщина в среднем составляет 27.2 м, нефтенасыщенная – 5.3 м, расчленённость – 3, коэффициент песчанистости – 0.36. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС средние: проницаемость – 62.6·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0.22, коэффициент нефтенасыщенности – 0.54.

Пласт ЮС1

Как правило, в пласте ЮС1 выделяются структурно-литологические ловушки, осложнённые тектоническими экранами; изменение эффективных нефтенасыщенных толщин в этих отложениях является очень сложным и слабо контролируется структурным фактором. На Родниковом месторождении в пределах пласта ЮС₁ выявлено три залежи нефти, продуктивность которых подтверждена результатами испытаний разведочных и эксплуатационных скважин – были получены притоки нефти дебитами 0.4–32 м³/сут. Лучшими коллекторскими свойствами, характеризуются коллектора юго-восточной части площади пласта. Песчаные пропластки с максимальными ФЕС залегают в верхней и нижней частях разреза.

Общая толщина пласта в среднем по скважинам залежи составляет 11.6 м, нефтенасыщенная – 5.5 м (с учётом Федоровского ЛУ), изменяясь по скважинам от 0.4 до 9.7 м. Пласт в продуктивной части представлен тремя пропластками, коэффициент песчанистости разреза – 0.53. ФЕС пласта средние: проницаемость – 30.3·10^-3 мкм², коэффициенты пористости и нефтенасыщенности – 0.18 и 0.51.

Пласт ЮС2/1

Пласт представлен одной залежью, которая занимает всю территорию лицензионного участка и имеет сложное строение с многочисленными литологическими экранами. Так как пласт относится к континентальным отложениям, такое строение объясняется особенностями фациального размещения. Все продуктивные скважины, пробуренные в пределах участка, вскрыли нефтенасыщенный до подошвы пласт. Продуктивность подтверждена результатами испытаний скважин – при опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 0.2 до 15.6 м³/сут. По типу залежь является стратиграфической с зонами литологического замещения и тектоническими разломами. Кровля нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2/1 вскрыта на абсолютных отметках от 2789.7 до 2913.2 м.

Отложения пласта представлены переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащённых углистым материалом, имеют сложный литологический состав, изменчивы, не выдержаны по площади, что наглядно подтверждается картами основных геологических параметров. Общая толщина пласта в среднем составляет 13.3 м, нефтенасыщенная – 4.7 м. В продуктивной части пласт представлен в среднем четырьмя пропластками, коэффициент песчанистости – 0.36. Средние ФЕС пласта (по ГИС) крайне низкие: проницаемость – 4·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0.16, коэффициент нефтенасыщенности – 0.72.

Пласт ЮС2/2

Нефтеносность пласта приурочена к незначительной по размерам, расположенной в восточной части лицензионного участка на границе с Кечимовским месторождением. Продуктивность пласта выявлена по результатам ГИС и испытанием не подтверждена. Насчитывается три проницаемых пропластка общей нефтенасыщенной толщиной 4.6 м, коэффициентом песчанистости – 0.24. Фильтрационно-емкостные характеристики пласта крайне низкие: проницаемость – 4.6·10^-3 мкм², коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, принятые при подсчёте запасов, 0.17 и 0.54 соответственно.

Список литературы:

1. Отчёт о научно-исследовательской работе "Проект разработки Родникового месторождения", Главтюменьнефтегаз, СибНИИНП, Тюмень 1985.
2. Авторский надзор за разработкой месторождений объединения СНГ, СибНИИНП, Тюмень 1988г.
3. Отчет о научно-исследовательской работе "Авторский надзор за разработкой Родникового месторождения", Тюмень 2004 год.
4. Годовой отчёт отдела разработки НГДУ "Комсомольскнефть" за 2009-2010 гг. Архивный материал.
5. Отчёт отдела разработки НГДУ " Комсомольскнефть ", "Эффективность ГТМ" (документ по группам ГТМ), 2007-2014гг.
6. Отчёт отдела разработки НГДУ " Комсомольскнефть ", "Результаты ГТМ отчётного, IV квартала прошлого года и прошлых лет", 2014г.