Характеристика продуктивных пластов

    На Быстринском месторождении продуктивные пласты приурочены к готериф – барремским песчано – глинистым отложениям нижнего мела. По принятой типологии они подразделяются на нижнюю пачку Б и нижнюю пачку А.

    В пачке Б содержится более 10 песчаных пластов, из которых на Быстринско – Вынгинском месторождении промышленно нефтеносны 2 верхних: Б – 1 и Б – 2, относящихся к Усть – Балыкской толще.

    Ниже залегающий пласт Б – 3 был опробован совместно с пластом Б – 2 в скважине №124, в свободной части структуры, из пласта Б – 3 получен приток пластовой воды. Водоносным на Быстринском месторождении оказался и пласт Б – 10 валанжинского возраста, промышленно нефтеносный на соседних площадях.

    Пласты объекта Б характеризуются в основном песчаниками и в меньшей степени алевролитами.

    Пачка пластов А относится к Вартовской толще готериф – барремского возраста.

    В пределах Быстринского месторождения промышленная нефтеносность установлена в средней части этой пачки в пластах с А – 10 по А – 7. Нижезалегающие пласты с А – 11 по А – 14 и вышезалегающие пласты с А – 4 по А – 6 – водоносны. По БКЗ в пласте А – 7 в сводной части структуры отмечены высокие сопротивления, но пласт А – 7 опробован не был.

    В пласте А – 10 установлена чисто нефтяная залежь без газовой шапки. Все вышезалегающие пласты: А – 9, А – 8, А – 7 представляют собой нефтяные залежи с газовыми шапками, или газоконденсатные месторождения с довольно обширными нефтяными оторочками.

    Давление на забоях нагнетательных скважин для пластов Б1 и Б2 =12 МПа, Б16–17, Б18 – 20 18 Па.

    Для нагнетательных скважин пластов группы А давление на устье: для

нагнетательных скважин, расположенных в высокопродуктивных зонах и подключенных к низконапорной системе закачки, а также для скважин в высокопродуктивных зонах и находящихся в настоящее время в отработке на нефть – 18 МПа. Для объекта Б рекомендовано проведение опытных работ по периодической закачке воды в летнее время.

    Характеристика залежи нефти в пласте Б – 1.

    Занимает верхнее положение в разрезе, средняя глубина залегания 2050 м. Этот горизонт разделен на два пласта Б–11 и Б –12. Такое разделение обусловлено большой неоднородностью нижней части горизонта (пласт Б – 12), где прослои – коллекторы часто замещаются плотными породами. При разбуривании горизонта по эксплуатационной сетке, были выявлены новые зоны неколлекторов, а обнаруженные ранее уточнились по конфигурации и площади.

Размеры залежи пласта Б – 11 25х10 км, высота 110 м, тип структурно – литологический.

    Нефтенасыщенная толщина пласта, при средней 4.2 м, достигает в отдельных районах 15 м.

    Расчлененность пласта 1.5, проницаемость 0.742 мкм2. Благодаря высокой степени однородности пласт обеспечивает высокую продуктивность скважин.

В подошве горизонта Б–1 выделяется неоднородный маломощный пласт Б – 12, средняя нефтенасыщенная толщина которого составляет всего 1,3 м. Коллектора пласта характеризуются высокой степенью прерывистости, на геолого – статистическом разрезе пласт отмечается небольшим повышением значений кривой песчанистости, не превышающей 0.4.

    Коэффициент проницаемости пласта в 7 раз ниже, чем по пласту Б – 11 и составляет 0.101 мкм2.

    Значительно ниже и другие коллекторские свойства. Пласт выделен в самостоятельный объект подсчета запасов, однако разрабатывается совместно с вышележащим пластом Б – 11.

Так как пласты Б–11 и Б–12 существенно отличаются по своим коллекторским

свойствам и площади распространения, для более эффективной выработки запасов при их совместной разработке, горизонт Б–1 разделен на типы строения по разрезу. Пласт Б–12 рассмотрен в пределах нефтенасыщенной части. Представлен прерывистым, маломощным и низкопроницаемым коллектором, имеет многочисленные зоны замещения, поэтому при выделении типов отмечается наличие или отсутствие в разрезе пласта Б–12.

    Таким образом, рассматривая в целом строение объекта разработки Б–1, было выделено 4 типа разреза:

1 тип – монолитный пласт Б – 11 и присутствует пласт Б – 12;

2 тип – присутствует только монолитный пласт Б – 11;

3 тип – расчлененный пласт Б – 11 и присутствует пласт Б – 12;

4 тип – присутствует только расчлененный (либо маломощный) пласт Б – 11

    По данным проведенных исследований составлена схема распространения типов разреза по площади горизонта Б – 1. Полученные результаты согласуются с текущим состоянием разработки и будут учитываться в дальнейшем для более полного вовлечения объекта в разработку.

    Параметры пласта имеют следующие средние величины: пористость 26,2%, проницаемость 101 мД, остаточная нефтенасыщенность 20,7%. остаточная водонасыщенность 28,2%, карбонатность 0,23%, удельное электрическое сопротивление 264 Ом*м, пластовая температура 59,6°.

    Характеристика залежи нефти в пласте Б – 2. Промышленно нефтеносный пласт Б – 2 занимает самое низкое по разрезу положение среди продуктивных пластов. Средняя глубина его залегания 2111 м. Стратиграфически пласт приурочен к готеривским отложениям Усть – Балыкской толщи. Нефтяная залежь в пласте Б – 2 типичная пластовая, сводовая. Размеры её по внешнему контуру нефтеносности: 15х5 км. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 500 м на западном крыле до 1 км на восточном. Высота залежи равна 26 м.

    В литологическом отношении пласт Б – 2 неоднороден по строению и не выдержан по простиранию. В 9 скважинах из 14 он расчленивается на ряд прослоев (до четырех) аргиллитовыми и алевролитовыми пропластками мощностью до 2 – 3 м. Иногда в пласте наблюдаются прослои известковистого песчаника мощностью до 0,8 м.

    Пласт Б – 2 сложен песчаниками коричневато – серыми, серыми и светло – серыми, преимущественно мелкозернистыми, аркозовыми, средне – и крепкосцемен – тированными, слабо известковистыми, глинистыми, иногда слюдистыми, с растительными остатками. Наблюдаются прослои алевролита серого, средне сцементированного, слюдистого и аргиллита серого, сильно алевритистого, слюдистого. Цемент песчаников различный: глинистый, гидрослюдистохлоритовый, от порово – пленочного до базального, участками кальцитовый, пойкилитовый. Наличие базально – глинистого и кальцитового несколько снижает коллекторские свойства пород. Поэтому проницаемость их сравнительно невысокая.

    В пласте Б – 2 можно выделить до 4 песчаных пропластков. Нижний, самый невыдержанный по площади пропласток на севере Вынгинской площади полностью замещен аргиллитами. Три верхних пропластка мощностью от 0,8 до 4,6 м расчленены тонкими прослоями мощностью до 1 м известкового песчаника, иногда замещающимися аргиллитами или песчаниками.

    Наибольшая неоднородность пласта отмечается в скважинах, пробуренных на севере, в пределах Вынгинской площади. На юге, в пределах Быстринской площади, пласт более однороден, количество отдельных пропластков уменьшается до двух, а скв. №14 и 123 пласт представлен как единый с более или менее однородными коллекторскими свойствами.

    От нижезалегающего пласта Б–3 пласт Б–2 отделен алеврито – аргиллитовой пачкой пород мощностью от 4 до 12 м, представленной аргиллитами серыми и темно – серыми, косослоистыми, сильно алевритистыми, слюдистыми, с частыми прослойками серого алевролита, с включением пирита. В скв. №168 пласты Б – 2 и Б – 3 сливаются в единый мощный песчаный пласт в результате резкого замещения аргиллитов песчаниками от скв. №169 к скв. №168. Причем собственно пласт Б – 2 в этой скважине представлен глинисто – известковистыми песчаниками с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Суммарная эффективная мощность пласта Б – 2 изменяется от 3,2 м до 12,4 м. Средняя общая эффективная мощность равна 6,5 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность равна 4,5 м.

    Параметры пласта имеют следующие средние величины: пористость 26,9%, проницаемость - 367 мД, остаточная нефтенасыщенность 17,4%, остаточная водонасыщенность 30%, карбонатность 1,22%, удельное электрическое сопротивление 3,06 Ом*м.

    Средняя температура пласта равна 59°. Среднее начальное пластовое давление на отметке ВНК равно 209 атм.

    Характеристика залежи нефти в пласте А–9. Пласт А–9 – самый нижний из ачимской пачки и пластов, содержащих газовую шапку, средняя глубина его залегания 1972 м. Пласт имеет линзовидное залегание, полностью замещаясь аргиллитовыми и алевролитовыми породами, малопрони – цаемыми в южной, северо – восточной части месторождения. Средняя эффективная мощность пласта равна 3,1 м, изменяется по скважинам от 0 до 5,6 м.

    Наибольшая мощность вскрыта на юге Быстринской площади, в центральной и северной частях месторождения мощность пласта несколько сокращается и остается более или менее постоянной, в среднем около 3 м.

    Залежь в пласте А–9 пластовая, сводовая. Нефтяная залежь с газовой шапкой, сильно вытянута в мередиальном направлении, размеры по внешнему контуру нефтеносности составляют 15х4 км. Размеры газовой шапки 11х2 км. Ширина нефтяной оторочки изменяется от 0,8 до 2 км, высота залежи 15 м.

    По керновым данным можно ориентировочно предположить, что контакт «газ – нефть» находится на глубине 1894 м. Водонефтяной контакт по пласту находится на глубине 1905 м. Нефтенасыщенный керн поднят по пласту А – 9 с более низких отметок.Параметры пласта имеют следующие средние величины: пористость 27,8%,  проницаемость 591 мД, остаточная нефтенасыщенность 14%, остаточная водонасыщенность 35,3%, карбонатность 0,3%, плотность 1,94 г/см3, пластовая температура 56°С, пластовое давление на отметке ВНК 197 атм.

Удельный вес пластовой нефти 0,79 г/см3, поверхностной 0,878 г/см3, вязкость 2,47 сП, давление насыщения 180 атм, газосодержание 101 м3/т. Серы содержится 1,04%, азота 0,17%, асфальтенов 2,14%, парафинов 3,52%, попутный газ содержит: метан 87%, этан 1,54%, бутан 4,95%.

    Пласт А8 представлен песчаниками серыми, мелкозернистыми, слабосцементированными, с тонкими прослоями темно – серого алевролита, средне сцементированного, слюдистого, с обильными включениями обуглившегося детрита. В сводной части структуры пласт А8 хорошо выдержан по площади в виде мощного до 14,2 м песчаника. На крыльях структуры пласт разделяется на два пропластка: верхний, более мощный, от 6 до 11,2 м; нижний мощностью от 0,8 до 4,2 м. Верхний пропласток прослеживается в разрезах всех скважин, пробуренных на месторождении. Нижний полностью замещается в нескольких скважинах.

    По материалам каротажа пласт характеризуется как сильно глинистый песчаник, с плохими коллекторскими свойствами. Повышенная глинистость пластов пачки А не дает возможности определить характер и степень их насыщенности. Нефтенасыщенный керн поднят с глубин 1878, 1924 м. Водонасыщенный керн – 1915, 1940 м. Имеется несколько переходных зон между разнонасыщенными объектами залежи (переходная зона «газ – нефть» примерно равна 25 м, переходная зона «нефть – вода» 9 м).

    В результате опробования нескольких скважин получены чрезвычайно противоречивые результаты. Малое количество данных, а также их противоречивость не позволяют сделать определенные выводы о положении ГНК и ВНК. В самом первом приближении можно принять положение ГНК на отметке 1894 м, ВНК – 1905 м.

    Размеры нефтяной залежи в пласте А–8 по внешнему контуру нефтеносности 17х7 км. Ширина водонефтяной зоны меняется от 700 м до 1,5 км. Размеры газовой шапки 15х5 км.

    Общие эффективные мощности пласта А – 8 изменяются от 14,2 до 7 м.

Наибольшие мощности отмечены на востоке и северо – востоке месторождения.

На юге Быстринско – Вынгинской площади мощность сокращается до 7 м. Эффективные нефтенасыщенные мощности меняются от 0,6 до 8,2 м, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность 4,7 м. Эффективные газонасыщенные мощности меняются от 4 до 11,4 м, средняя – 8,4 м.

    Параметры пласта имеют следующие средние величины: пористость 26%, проницаемость 198 мД, остаточная нефтенасыщенность 14%, остаточная водонасыщенность 37,4%, удельное электрическое сопротивление 2,88 Ом*м, плотность 1,9 г/см3