Методика корреляции. 
Мамонтовское нефтяное месторождение

Рациональный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) Мамонтовского месторождения включает стандартный каротаж, БКЗ, БК, ИК, радиоактивные методы, кавернометрию, резистивиметрию и инклинометрию. Проанализирован материал с результатами сейсмологических исследований в пределах Среднего Приобья. Использованный комплекс методов ГИС позволяет решить основные вопросы применительно к задаче построения геологической модели месторождения:

• — литологическое расчленение и корреляция разрезов скважин;
• — выделение общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин;
• — количественная оценка коллекторских свойств пластов.

По результатам интерпретации материалов ГИС на ЭВМ сформирована база данных ГИС (БД ГИС) по 5015 скважинам, где для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) использовались алгоритмы, разработанные в Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

База данных ГИС является основой для решения задачи геологического моделирования месторождения.

В основу идентификации пород-коллекторов заложен метод восстановления условий осадконакопления посредством построения палеолитологических профилей.

Верхняя часть пласта АС5−6 неоднородна и представлена в основном чередованием песчаников, алевролитов и глин в различной степени. Прослои песчаников имеют линзовидную и полулинзовидную форму. Нижняя часть горизонта более однородна, имеет на значительной площади «монолитное» строение.

В пределах месторождения зон полного отсутствия прослоев-коллекторов пласта АС5−6 не выявлено. Значительные эффективные толщины коллекторов пласта АС5−6 (в среднем 27.6 м) и отсутствие зон замещения связаны с условиями более устойчивого режима осадконакопления по сравнению с резко меняющимися условиями накопления осадков при формировании пласта АС4 в шельфовой зоне морского бассейна.

По разрезу нижняя водонасыщенная часть пласта отличается более высокими коллекторскими свойствами, чем верхняя нефтенасыщенная, что связано с более «монолитным» строением нижней части пласта.

Залежи нефти пласта АС5−6 расположены в основном в центральной сводовой части структуры, в куполовидных поднятиях, отделенных небольшими прогибами. При автоматизированной площадной корреляции разрезов скважин граница между пластами АС4 и АС5−6 пересматривалась, в связи с чем некоторые нефтенасыщенные пропластки верхней кровельной части пласта АС5−6 перешли в АС4.

Всего в пределах пласта АС5−6 выявлено семь залежей нефти. Размеры залежей определены согласно положению ВНК, принятого в результате статистической обработки данных интерпретации ГИС, испытания и опробования разведочных и эксплуатационных скважин, с минимальным удлинением и с учетом структурного плана. Карта распространенности бесконтактных зон по пласту АС5−6 приведена на рисунке 2.

Залежь 1 расположена к северу от основной второй залежи и отделяется от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 249 скважинами. Общая толщина пласта достигает 68.2 м. По данным осреднения ВПК в 187 скважинах залежь оконтуривается на абс. отм. -1905 м.

Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.8 м на юго-западе до 19.4 м в купольной части, в среднем составляя 7.1 м.

Расчлененность нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1 в скв.6067 на юго-западе залежи до 6 прослоев в скв.7627 в центре при среднем значении 2.3. Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части составляет 0.51, что значительно выше чем по основной второй залежи.

Бесконтактные зоны занимают 47,8% площади залежи в основном в северной части.

Пласты группы АС.

Залежи пластов группы АС (баррем) приурочены к черкашинской свите. Глубина залегания пластов группы АС от 1885 до 2000 м. Пласты сформированы песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Строение пластов группы АС связано с накоплением терригенного материала в шельфовой зоне морского бассейна, характеризующейся неустойчивыми условиями седиментации осадков, резко меняющимися при формировании верхнего пласта АС4 и более спокойными в период формирования пласта АС5−6.

Кровля верхнего пласта АС4 выделяется по подошве уплотненных глинистых пород алымской свиты толщиной до 120 м. Наличие четко выраженного непроницаемого раздела между пластами АС4 и АС5−6 послужило основанием для выделения пласта АС 5−6 в отдельный объект разработки. Подошва пласта АС5−6 не всегда четко отбивается из-за чередования маломощных песчаников и глин между горизонтом AC5−6 и нижезалегающим горизонтом АС7.

Пласты группы АС залегают на пимской пачке глинистых пород ахской свиты, служащей разделом между пластами группы АС и БС.

Пласт AC5−6.

Глубина залегания пласта 1905 — 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5−6 развит по всей площади месторождения так же, как и вышележащий пласт АС4, в пределах всей структуры, простирающейся с северо-запада на юго-восток.

Общая толщина пласта АС5−6 выдержана по площади месторождения и меняется в пределах от 34.8 м в юго-восточной части до 68.2 м в северо-западной части месторождения, составляя в среднем 50.4 м.

Пласт сложен песчаниками с неравномерно развитыми по площади месторождения прослоями алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые с включением растительного детрита. Породообразующие минералы — полевой шпат и кварц. В цементе содержится каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования в приблизительно равных соотношениях.

Пласт AC5−6 отделен от АС4 непроницаемым разделом, толщина которого изменяется от 0.8 м в северо-западной части структуры до 50.2 м на юге структуры.

Рис. 2 Карта бесконтактных зон пласта АС5−6 Мамонтовского месторождения

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 8.0×5.5 км, высота 23 м.

Запасы нефти отнесены к категории В.

Залежь 2 — основная залежь пласта АС5−6, приурочена к центральной сводовой части структуры. Залежь вскрыта 1345 скважинами. Общая толщина пласта по залежи достигает 63.2 м. Уровень ВНК на востоке залежи выше, чем на других участках. Средняя отметка ВНК, полученная по данным осреднения ВНК в 1055 скважинах, составила -1904.3 м.

Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи увеличиваются от 0.6 м в приконтурной зоне до 30 м в центральной сводовой части, что в среднем составляет 9,1 м, Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части залежи в среднем составляет 0.33.

Расчлененность увеличивается с увеличением нефтенасыщенной толщины от одного прослоя в скв.722 на юге залежи до 14 в скв. 956 в центре залежи, составляя в среднем 3.9.

Бесконтактные зоны прослеживаются в основном вдоль границ залежи, в приконтурной зоне. Площадь их составила 53,9%.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 12,5×19,5 км, высота 38 м. Запасы нефти отнесены к категориям В и C1.

Залежь 3 расположена западнее основной залежи, отделена от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 91 скважиной. По данным геофизических исследований в 75 скважинах осредненное значение ВНК составляет -1905,8 м при средней отметке по подошве нефти -1905,2 м и кровле воды -1906,4 м.

Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0.8 м в центральной части залежи до 20,8 м в приподнятой южной части, среднее значение составляет 7,5 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи изменяется от одного прослоя в средней части, где Нефтенасыщенные толщины уменьшены, до 6 прослоев в южной приподнятой части, составляя в среднем 2.2.

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части пласта достигает 0,95 при среднем значении 0,57.

Бесконтактные зоны представлены небольшими участками вдоль западной и восточной границ залежи, что составило 21,9%.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 5,5×2,5 км, высота 21 м.

Запасы нефти отнесены к категориям В, C1 и С2.

Между основной, второй, и третьей залежами в приподнятых участках находятся три небольшие залежи: 4, 5 и 7.

Залежь 4 приурочена к локальному поднятию восточнее 3 залежи, вскрыта 2 скважинами — 6159 и 6160. Среднее значение нефтенасыщенной толщины по залежи составляет 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,24. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 5 расположена к востоку от залежи 4 и также приурочена к небольшому локальному поднятию в районе скв.534. Залежь вскрыта 4 скважинами. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 4.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи меняется от одного (скв 30 217) до четырех прослоев (скв.534), коэффициент песчанистости в среднем составляет 0.35. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 6 находится в южной части основной залежи, вскрыта 2 скважинами — 792 и 7567. Нефтенасыщенная толщина равна в обеих скважинах 1.6 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.52. Залежь относится к бесконтактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 7 располагается севернее залежи 5, вскрыта 3 скважинами: 1732, 6112 и 7250, Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.35.

Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Все залежи горизонта AC5−6 пластово-сводовые, водоплавающие. Тип коллекторов поровый.