Нефтегазоносность. 
Анализ разработки пласта, объекта Б2 Шумолгинского месторождения

Нефтеносность разреза Шумолгинского месторождения в процессе разбуривания изучалась по керну и промыслово-геофизическим материалам.

Промышленная нефтеносность установлена в продуктивных отложениях верейского горизонта (пласт А₃) среднего карбона, бобриковского горизонта (пласт Б₂) и турнейского яруса (пласт В₁) нижнего карбона.

Результаты испытания продуктивных пластов приведены в таблице П (ОТ).1.

Ниже приводится краткая характеристика залежей, приуроченных к указанным выше отложениям.

Залежь нефти пласта А₃ верейского горизонта выявлена на северо-западном куполе поднятия. В контуре залежи пробурены 22 скважины из 28, вскрывших пласт.

Продуктивный карбонатный пласт А₃ залегает на глубинах около 1100 м и приурочен к центральной и нижней частям разреза верейского горизонта. Пласт неоднороден, и представлен карбонатными породами — известняками и доломитами с прослоями глины, редко песчаника. По данным промысловой геофизики коллектор представлен, в основном, двумя-шестью проницаемыми прослоями, a в скважине № 50 восемью, толщиной от 0,4 (скв. 50, 59) до 8,3 м (скв. 51, 60), разделенными плотными послоями толщиной от 0,4 (скв. 50, 59, 69) до17,5 м (скв. 3). Эффективная толщина пласта А₃ в пределах залежи изменяется по скважинам от 10,2 (скв. 2) до 19,8 м (скв. 1).

Нефтенасыщение пласта А₃ по керну было отмечено в скважинах 1, 2.

При испытании перфорированных интервалов пласта в скважинах №№ 2, 40, 41 и опробовании пласта в открытом стволе в скважинах №№ 1, 5 получены безводные притоки нефти. Водоносная часть пласта не испытана.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта отмечается в скважинах №№ 2, 50, 51, 52, 56, 58, 66, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 907,6 — 909,3 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части — в скважинах №№ 1, 41, 50, 52, 63, 66, 69, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 910,6 — 907,6 м.

По совокупности данных испытания и ГИС начальный ВНК принят на отметке _909 м.

В пределах северо_восточного и южного куполов пласт А₃ не испытывался. По данным ГИС коллекторы водоносные.

Залежь пласта А₃ приурочена к куполообразному поднятию; по кровле проницаемой части продуктивного пласта, в рамках принятой границы, имеет размеры 1,1Ч1,5 км, высота залежи — 45 м. Залежь пластово — сводовая со сравнительно обширной водонефтяной зоной, занимающей 85% ее площади.

Максимальная суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 18,8 м в центральной части площади (скв. 60). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина — 8,0 м. В целом по площади залежи коэффициент эффективности («песчанистости») пласта составляет — 0,53, расчлененности — 6,1. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -15,7%, проницаемости — 0,445 мкм², нефтенасыщенности — 0,798 д.е.

Покрышкой для нефтяной залежи служит пачка глин и плотных пород, залегающая над проницаемой толщей известняков пласта А₃.

Залежи нефти пласта Б₂ бобриковского горизонта приурочены к двум куполам поднятия — северо-западному и северо-восточному и разделены неглубокой седловиной.

Всего пласт Б₂ вскрыт 32 скважинами, из них 24 на западном кополе и 7 на восточном, в том числе в контуре нефтеносности залежей 22 и 5 скважинами соответственно.

Продуктивный пласт Б₂ залегает на глубинах около 1510 м, приурочен к верхней и центральной частям разреза бобриковского горизонта и сложен терригенными породами — переслаиванием песчаника, алевролита, глины и углисто-глинистого сланца. Покрышкой пласта Б₂ служит известняк нижней части отложений тульского горизонта. Пласт представлен одним — четырьмя проницаемыми прослоями в пределах северо-западного поднятия и двумя — тремя прослоями в пределах северо-восточного, толщиной 0,5−16 и 0,5−11,2 м соответственно, разделенными плотными прослоями толщиной 0,6−8,6 и 0,7−10 м.

По результатам испытаний на наиболее низких отметках безводная нефть получена в скв. №№ 2р (а.о. — 1269 м), 57 (а.о. _1268.6 м), 70 (а.о. _1268,5 м), 56 (а.о. _1270,2 м), 65 (а.о. _1268,9 м) на северо-западном куполе, в скв. №№ 4 (а.о. — 1263,3 м), № 55 (а.о. _1264,1 м), № 64 (а.о. _1264 м) на северо-восточном куполе.

Двухфазный приток жидкости (нефть + вода) был получен в скв. № 6 в интервале а.о. _1270,3_1273,1 м (северо-западный купол) и в скв. № 32 в интервале а.о. _1263,6_1266,7 м (северо-восточный купол); объясняется это тем, что скважины расположены в приконтурных зонах и перфорированы вблизи ВНК.

На северо-восточном куполе на наиболее высоких отметках вода получена в скв. № 33 (а.о. — 1268,3 м).

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в пределах залежи Б₂ северо-западного купола отмечается в скважинах №№ 56, 57, 65 в интервале абс. отметок минус 1273,2 — 1275,2 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части — в скважинах №№ 6, 1001 в интервале абс. отметок минус 1274,8 — 1278,6 м.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в пределах залежи Б₂ северо-восточного купола отмечается в скважинах №№ 4 (а.о. — 1266,5 м), 64 (_1265,8м), 32 (_1267,1м), наиболее высокое положение водонасыщенной части — в скважинах №№ 32 (а.о. — 1267,1 м), 33 (_1268 м).

По совокупности данных испытания (таблица 1.3) и ГИС начальный ВНК для залежи Б₂ северо-западного купола принят на абс. отм. — 1275 м., а для залежи Б₂ северо-восточного купола на абс. отм. — 1267 м. Обе залежи пластового сводового типа. Размеры залежей северо-западного и северовосточного куполов — 2,0Ч1,8 км и 3,0Ч1,0 км соответственно. Площадь водонефтяных зон залежей составляет 65,6% и 41,6% от общих их площадей нефтеносности. Высоты соответственно равны 61 м и 13 м.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи Б₂ северо-западного купола изменяется от 2,4 (скв. № 1001) до 23,3 м (скв. № 58); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к северо_западной и западной частям залежи в чисто нефтяной зоне и в ВНЗ, минимальные — к восточной части НЗ и к периферии водонефтяной зоны залежи. Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи Б₂ северо-восточного купола изменяется от 1,4 (скв. № 32) до 11,2 м (скв. № 4); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к чисто нефтяной зоне, минимальные — к водонефтяной зоне залежи. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пластов для залежи Б₂ северо-западного купола равна 6,5 м, а для залежи Б₂ северо-восточного купола — 3,4 м. Коэффициент песчанистости для залежи Б₂ северо-западного купола определен равным 0,89, расчлененность — 1,83. Для залежи Б₂ северо-восточного купола эти значения составляют 0,61 и 2,2. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -21,1% и 21,6%, проницаемости — 2,520 и 3,408 мкм², нефтенасыщенности — 0,912 и 0,923 д.е., соответственно.

Залежь нефти пласта В₁ турнейского яруса выделяется на северо-западном куполе Шумолгинского поднятия. Всего пласт В₁ вскрыт 32 скважинами, в контуре нефтеносности залежи В₁ оказались 11 скважин. Пласт В₁, выделяемый в кровельной части турнейского яруса, залегает на средней глубине 1520 м и представлен пористыми известняками с прослоями уплотненных разностей. Органогенные остатки составляют 80−90%.

В большинстве скважин пласт В₁ состоит из серии чередующихся друг с другом проницаемых и непроницаемых карбонатных прослоев, число которых колеблется от 1 до 22. Их толщина колеблется от 0,3(скв. 62) до 22,7 м, а непроницаемых разностей — от 0,3(скв. 51, 70, 71) до 36,6(скв. 7) м. В некоторых скважинах вся толщина пласта представлена коллектором (скв. 66).

Нефтенасыщение пласта В₁ по керну было отмечено в скважине № 1. По результатам испытаний на наиболее низкой отметке безводная нефть получена в скв. № 1п на а.о. _1255.6 м.

По материалам ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта отмечается в скважинах №№ 61 (а.о. — 1276,6 м), 62 (а.о. — 1275,7 м), наиболее высокое положение водонасыщенной части — в скважинах №№ 57 (а.о. — 1278 м), 66 (а.о. — 1278 м), 61 (а.о. — 1278,5 м), 51 (а.о. — 1278,8 м), 71 (а.о. — 1277 м).

Таким образом, по совокупности данных испытания и ГИС начальный ВНК принят на отметке _1277 м.

Залежь В₁ приурочена к куполообразному поднятию, по кровле проницаемой части продуктивного пласта, в рамках принятого контура нефтеносности, имеет размеры 1,1Ч1,1 км, высота залежи — 51 м. Залежь пластово-сводовая со сравнительно небольшой водонефтяной зоной, занимающей 28% ее площади.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам в пределах залежи В₁ изменяется от 4,9 (скв. № 69) до 22,3 м (скв. № 53); максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к присводовым частям залежи, в чисто нефтяной зоне и в ВНЗ. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по площади залежи составляет 6,3 м. Коэффициент эффективности («песчанистости») равен 0,35, а расчлененность — 10,8. По данным керновых определений и ГИС средневзвешенные значения пористости -11,0%, проницаемости — 0,091мкм², нефтенасыщенности — 0,816 д.е.

Покрышкой пласта В₁ является небольшая (3₅ м) пачка плотных глин, залегающих в подошве бобриковского горизонта.