Нефтегазоносность района работ

Согласно схеме районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, площадь работ Южно-Кечимовской с.п.12/07−08 расположена в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, который является одним из основных по запасам нефти Среднеобской нефтегазоносной области. В непосредственной близости от исследуемого участка расположены Нивагальское, Ключевое и Нонг-Еганское месторождения.

В пределах проектной площади работ нефтеносность связана с Кечимовским месторождением (рис.2), нефтесодержащими объектами на котором являются песчаные пласты, входящие в состав горизонтов АВ1−2, БВ6, ачимовской толщи, ЮВ0 и ЮВ2.

В пределах Кечимовского месторождения в разрезе горизонта ЮВ2 выделяются два пласта ЮВ21 и ЮВ22, разделенные плотными темно-серыми аргиллитами. Общая толщина верхнего пласта ЮВ21 составляет 10−15м, нижнего (ЮВ22) — 10−15м.

Залежь нефти в пласте ЮВ22 относится к литологическому типу. Его нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 м (скв.1) до 7.8 м (скв.31). Дебиты нефти при опробовании пласта составили 0.6 м3/сут (скв.41) — 4.6 м3/сут (скв.16). При подсчете запасов нефти Кечимовского месторождения в пределах проектной площади работ были выделены две залежи нефти. Одна протягивается полосой с севера площади на юго-запад, другая — расположена в районе скв 27, 134. Испытание в сважинах проводилось совместно с пластом ЮВ21. В скв 27 из интервала абс. глубин -2835.2−2853.2 м получена безводная нефть дебитом 3.5 м3/сут. В скв. 134 (инт. абс. глубин -2818.4−2842.4) была получена нефть дебитом 6.0 м3/сут.

Залежи нефти в пласте ЮВ21. Располагаются в северной и центральной частях района работ. Ее границы контролируются зонами замещения пласта-коллектора глинистыми разностями. Нефтенасыщенная толщина 0.6−10.2 м. Дебит нефти изменяется от 1.5 м3/сут до 10.5 м3/сут (скв.14). В настоящее время эксплуатационное бурение проводится в районе поисковой скв.17 и скв. 27, 134, 146, 135.

Эти залежи тоже относятся к литологическому типу, а значит уточнить границы их распространения крайне сложно.

Залежь нефти в пласте ЮВ11. Расположена на Кечимовском месторождении, в крайней северной части проектной площади работ. Эффективная толщина пласта в пределах залежи изменяется от 0.8 м до 22.9 м, нефтенасыщенная толщина — от 2.3 м до 14.6 м в пределах ВНЗ и 1.7 — 14.8 м — в ЧНЗ. Дебиты нефти различные: от 3.8 м3/сут (скв. 19) до 70 м3/сут (скв.41). В скв. 57 ВНК отмечается на абс. отметке -2786.7 м; в скв. 147 подошва нефтенасыщеного коллектора наблюдается на абс.отм. -2784.9 м. Кровля водонасыщенного коллектора вскрыта на абс. отметке -2785.7 м. Далее, в скв. 53 ВНК выделяется на абс.отм. -2780.6 м. В районе скважины 41 внешний контур нефтеносности проведен по изогипсе -2778 м, что соответствует подошве нефтенасыщенного коллектора в ней и в скв. 44. Таким образом, на расстоянии 10 км подъем уровня ВНК происходит на 10 м в северном направлении. Это подтверждается и скв. 52, в которой кровля водонасыщенного коллектора вскрыта на абс. отметке -2773.4 м.

Залежи нефти в группе пластов ЮВ0 развиты в зоне аномального разреза баженовской свиты, залегают между аргиллитами георгиевской и баженовской свит и располагаются в северной части рассматриваемого участка работ. Залежи нефти, выявленные в пласте ЮВо, относятся к литологическому типу. Общая толщина горизонта ЮВо изменяется от первых метров до 70−80 м, а в скв.26 она составляет 93 м. В скв.13, 46 получен небольшой приток нефти (1.2 — 1.35 м3/сут) с водой (0.5 — 1.35 м3/сут). В скв. 2 при испытании пласта получен приток безводной нефти дебитом 7.5 м3/сут. В скв 14 и 15 дебиты нефти составили 4.2 м3/сут и 4.2 — 6.0 м3/сут. В скв. 57 был опробован пласт ЮВ01 — получен высокодебитный приток нефти 22 м3/сут.

Залежь нефти в пластах БВ18−22. Нефтенасыщение отложений нижней части ачимовской толщи отмечено по данным геофизических исследований в скв. 134 и 135. Опробование этой части разреза не проводилось.

В пласте БВ6 выявлено три залежи нефти. Залежь нефти в районе скв. 301, расположенная восточнее рассматриваемого участка, приурочена к небольшому поднятию, оконтуренному изогипсой -2340 м. Размеры его не более (2 км х 0.92 км). Амплитуда более 5 м. При опробовании пласта (инт. -2338.2−2340.2 м) в скв. 301, пробуренной в южной части этой структуры, получена нефть дебитом 11 м3/сут и вода дебитом 25.6 м3/сут. Залежь пластово-сводовая. По данным структурных построений площадь залежи составляет 2.7 кв.км.

При опробовании пласта БВ6 в скв. 158 получена нефть с водой. По данным структурных построений юго-восточнее от этой скважины закартирован южный купол Кечимовской структуры, не изученный бурением. Он оконтурен изогипсой -2380 м, амплитуда более 5 м.

В 1989 году в результате бурения скв. 57, которая находится севернее данного участка работ, из пласта БВ61 было получено 15.1 м3/сут нефти и 3.8 м3/сут воды (эффективная нефтенасыщенная мощность пласта — 0.7 м). В последующие годы пробурены скважины 59 (дебит нефти 14 м3/сут) и 147 (дебит нефти 0.9 м3/сут, воды 8.1 м3/сут). Данная залежь имеет небольшие размеры, на западе ее границей является внешний контур нефтеносности. В юго-западной части залежи (район скв. 57) ВНК был принят на абс. отметке -2415 м. Водонефтяной контакт в районе скв. 45 и 59 принят на отметке -2402 м. С востока контролируется зоной фациального литологического разобщения. Граница литологического барьера была проведена условно на половине расстояния между нефтеносными и водоносными скважинами, в которых пласт залегает гипсометрически выше. Тип залежи является пластовым стратиграфически экранированным.

Результаты разбуривания проектной площади работ Южно-Кечимов-ской с.п. 12/07−08 показали, что толща сближенных гидродинамически связанных пластов АВ13 и АВ2 содержит единую залежь нефти, самую крупную по размерам и запасам. По материалам ГИС, опробования, керна установлено, что залежь в этих пластах имеет единый ВНК. Но учитывая различия в геологическом строении пластов, физико-литологические параметры коллекторов, распределение объемов запасов нефти, условия эксплуатации, подсчет запасов проводился раздельно по пластам АВ13 и АВ2.

Залежь нефти в пласте АВ2 охватывает Ключевое и Кечимовское месторождения. По данным бурения и сейсморазведки Ключевая и Кечимовская залежи объединяются единым контуром нефтеносности, проведенным по изогипсе — 1822 м. Эффективная толщина пласта изменяется 0 до 21 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0.9 -1.0 до 8.8−9.2 м. Коэффициент пористости коллектора составляет 16.7% - 22.4%.

В пределах Кечимовского месторождения залежь нефти, охватывающая центральную и северную части исследуемой площади, долгое время была слабо изучена бурением. В настоящее время залежь разбуривается эксплуатационными скважинами. Бурение проводится в центральной части в районе разведочных скв. 133, 134, 136, 139. Нефтенасыщенная толщина пласта АВ2 по данным бурения изменяется от 0.9−1.0 м до 8.8−9.2 м. При опробовании пласта АВ2 (совместно с пластом АВ13) в скв. 133, 134, 136 была получена безводная нефть дебитом 40, 13.5, 8.1 м3/сут соответственно. В скв. 139 приток нефти составил 2.7 м3/сут, воды — 2.7 м3/сут.

Залежь нефти в пласте АВ13 является единой для Кечимовского и расположенных в непосредственной близости от проектного участка работ Ключевого и Нивагальского месторождений. Залежи этих месторождений объединяются единым контуром нефтеносности и относятся к структурно-литологическому типу.

В пределах Кечимовского месторождения залежь нефти хорошо изучена бурением. Общая толщина пласта в среднем равна 6−10 м. Нефтенасыщенная 3−5 м. Проницаемость пласта составляет 140 мД. Пористость пласта 18−20%. Для залежи пласта АВ13 характерны чаще всего низкие дебиты нефти, быстрое обводнение. Внешний контур нефтеносности был проведен в основном по изолинии -1820м. В скв.26 кровля водоносных пород залегает на абс. отметке -1818.5 м. Западнее от этой залежи при подсчете запасов выделялся антиклинальный объект площадью 12.5 кв. км, в пределах которого предполагалось нефтенасыщение пласта АВ13. К настоящему времени здесь пробурена скв.150, вскрывшая кровлю пласта на абс. отметке -1823.6м. Породы, слагающие пласт, водонасыщены. В результате структурных построений южнее от этого предполагаемого объекта закартировано три небольших локальных поднятия, оконтуренных изолинией -1820 м. Бурением они не изучены и могут оказаться нефтеперспективными.