Отчет по производственной промысловой практике (вид практики) на ооо рнкраснодарнефтегаз

• Название: Отчет по производственной промысловой практике (вид практики) на ооо рнкраснодарнефтегаз
• Дата: 17.10.2021
• Размер: 1 Mb.
• Имя файла: Primer_Otcheta_Po_Promyslovoi_774_Praktike.doc
• Тип: Отчет; #249552
• страница: 3 из 5

2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Геологический разрез месторождения (рис.1.2) представлен доюрскими (палеозойскими) образованиями фундамента и мощной (более 3000 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла, на всю глубину на рассматриваемой площади вскрытого в разведочных скважинах №№ 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.



Рисунок 2 – Геологический профиль Самотлорского месторождения – точку в конце НЕ ставим

Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В основу стратиграфического расчленения осадочного чехла положено выделение ряда свит, имеющих местное название, т.к. границы таких свит, выделяемых по комплексу литологических и палеонтологических признаков, не всегда совпадают с хронологическими границами обычных подразделений стратиграфической шкалы (отделов, ярусов). Номенклатура стратиграфических подразделений в отчете принята по «Региональным стратиграфическим схемам мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденных МСК СССР 30.01.1991 г.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого прядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия (к.п.), которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др., а также большое количество малоамплитудных локальных структур IV порядка. Помимо Тарховского поднятия, в пределах Самотлорского лицензионного участка частично расположены другие структуры второго порядка –Черногорская моноклиналь, Мыхпайская седловина, Южно-Аганская ложбина, Соснинский прогиб.

Наиболее контрастно современный структурный план присущ поверхности фундамента, по которому в центральной части исследуемого участка по изогипсе -2700 м выделяется три группы локальных поднятий (г.п.) общей северо-западной ориентировки – Cамотлорская, Белозерная и Мыхпайская. В совокупности эти группа образуют Тарховское куполовидное поднятие, именуемое также (в соответствии с тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана) Cамотлорской вершиной. По изогипсе -2800 м ширина Тарховского к.п. достигает 30 км, амплитуда 350 м. Северо-восточная часть к.п. находится за пределами рассматриваемого участка.

В северо-западном направлении фиксируется моноклинальное погружение поверхности фундамента до отметок – 2960 м, здесь в пределах Южно-Аганской ложбины выделяется четвертая (Вильентовская) г.п. Более дифференцировано строение лицензионного участка к юго-востоку от Самотлорской г.п., где на фоне в целом прогнутого участка (глубже -2800 м) отмечаются многочисленные мелкие (сотни метров – первые километры в поперечнике) поднятия сложно построенной формы амплитудой в десятки метров, объединённые в Северо-Советскую г.п.

В пределах Самотлорской вершины выделяются многочисленные локальные структурные осложнения. Центральную часть Самотлорской вершины занимает Самотлорское локальное поднятие (л.п.). По замкнутой изогипсе минус 2680 м оно имеет неправильную (слегка вытянутую в широтном направлении) форму, осложненную на севере узким (около 1,5 км) Северо-Самотлорским структурным мысом северо-западного простирания длиной 4 км. Его амплитуда – 240 м. В контуре поднятия по изогипсе – 2600 м структурно обособляется контрастный хребтообразный свод, вытянутый в северо-западном направлении – вкрест простирания основной оси Самотлорской вершины.

Непосредственно к юго-западу от Самотлорской г.п. прослеживается узкая грабенообразная (менее 1 км) ложбина, которая отделяет террасовидную юго-западную периклиналь описываемого поднятия от Мыхпайской группы поднятий, входящих в состав Мыхпайской седловины. Грабенная природа ложбины подтверждается повышенной крутизной ее бортов, аномальными трещиноватостью пород неокома) и положением ВНК.

К северо-западу от Самотлорского л.п. располагаются Мартовское и Южно-Мартовское поднятия с размерами по изогипсе – 2680 м соответственно 3х11 и 3,5х6 км и амплитудами – 170 м и 110 м. Четкая удлиненность и высокие градиенты наклонов крыльев Мартовской структуры, свидетельствуют о ее возможно разломной природе.

К северо-востоку от Самотлорского л.п. выделяется группа Белозёрных поднятий, которые по изогипсе –2700м имеют размеры 20х13км и амплитуду 190 м. Характерной чертой этих структур является присутствие линейных элементов северо-западной ориентировки - узких ложбин и террасовидных ступеней. Эти структурные элементы имеют явно выраженную дизъюнктивную природу.

На структурной карте по основному маркирующему горизонту в регионе - отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) структурный план в значительной мере сохраняет унаследованность строения поверхности фундамента. Близкие контуры в верхнеюрском структурном плане имеют все описанные выше локальные поднятия доюрского комплекса, однако их амплитуды в юрский период уменьшились более чем в два раза. Например, Самотлорское поднятие по описываемому горизонту имеет амплитуду 110 м, Белозерное – 70 м, Мартовское – 60 м. На участке Мыхпайской группы поднятий остались только узкие хребтообразные мысы и поднятия, разделенные четко выраженными линейными ложбинами.

Вверх по разрезу происходит общее выполаживание структурных планов с исчезновением мелких структурных элементов, так что структурные планы верхних горизонтов имеют достаточно «сглаженные» формы подземного рельефа. Углы падения на крыльях по нижним горизонтам не превышают 2,5^о, по верхним – 1,5^о.

Структурный план верхней части нижнего мела, изучаемый по отражающему горизонту М, отличается от подстилающих толщ заметно меньшей дислоцированностью. Он становится существенно более выположенным, вместо ряда локальных структур фиксируется одна Самотлорская вершина слегка удлиненной на северо-запад формы с незначительными осложнениями в виде структурных носов на месте Мартовского и Белозерного поднятий. Размеры Тарховского к.п. по замкнутой изогипсе –1630 м составляют 47х28 км, амплитуда 100 м. К северо-западу и юго-востоку от Самотлорской вершины расположены соответственно Вильентовская г.п. и Северо-Советская г.п. К юго-западу от Самотлорской вершины структурный план еще более выположен. В пределах этой группы поднятий унаследованно сохраняются только Центрально-Мыхпайское, Западно-Мыхпайское, Леванское л.п. и Южно-Мыхпайский структурный мыс (с.м.). Таким образом, сохраняется намеченная ранее тенденция выполаживания структурных планов вверх по разрезу и подчеркивается унаследованность их северо-западного простирания.

В результате уточненных структурных построений установлено, что залежь пласта АВ₁^1-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ₁³ залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ_2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Продуктивная часть разреза на месторождении представлена отложениями поздней юры и мела. В процессе поисково-разведочного бурения залежи нефти и газа выявлены в пластах (сверху вниз) ПK1, AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₈⁰, БB₈^1-2, БВ₈³, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БB₁₆, БB_17-18, БB₁₉, БB₂₀, БB_21-22, ЮВ₁. Индексация пластов соответствует общепринятой, но положение их границ, выделенных и прослеженных в результате детальной корреляции, утверждено Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов в интервале от AB₁^1-2 до ЮВ₁ от 25.07.2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Продуктивные пласты группы АВ характеризуются весьма сложной фациальной обстановкой их формирования, происходившей преимущественно в прибрежно-морских условиях, в зонах полузамкнутых морских заливов и лагун, дельтовых выносах палеорек. Это отразилось как на характере распределения отложений различных типов, так и на их строении и обусловило существенную неоднородность коллекторских свойств пород-коллекторов продуктивных пластов.

Пласт АВ₁^1-2

Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Н_эф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 812 м – 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 820 м (55% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев.

В разрезе горизонта АВ₁^1-2 выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ₁^1-2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 8085%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер.

Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке. Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12х6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 - 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северо-запад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10-14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 – 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации.

Пласты АВ₁³ и АВ_2-3

Данные пласты принадлежат к мощной толще палеодельтовых отложениях и во многом имеют схожий характер строения. Эффективные толщины по пласту АВ₁³ достигают 20 м, по пласту АВ_2-3 - 42 м. По пласту АВ₁³ 45% эффективных толщин попадают в диапазон 48 м, толщины менее 2 м не превышают 10% случаев. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в также диапазоне 48 м (42% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 46%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 35% случаев, в т.ч. менее 2 м – 10%.

По пласту АВ_2-3 на диапазон Н_эф от 12 до 20 м приходится около 58% случаев, на диапазон 812 м – 23%. Эффективные толщины менее 4 м зафиксированы примерно в 3% случаев, в т.ч. менее 2 м – 0,8%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения также в диапазоне 820 м (53% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 62%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 4% случаев, в т.ч. менее 2 м – 0,9%. Пласт характеризуется самым низким среди пластов АВ_1-5 средним коэффициентом песчанистости, равным 0,45 при довольно высокой расчлененности 7,23.

Для обоих пластов характерна общая тенденция уменьшения эффективных толщин с юго-востока на северо-запад.

В разрезе пласта AB₁³ преобладают слабоглинистые коллекторы, составляющие 79% его нефтенасыщенного объема, при средней нефтенасыщенной толщине 4,4 м. Доля сильно глинистых коллекторов - 21 % при средней нефтенасыщенной толщине 1,3 м. Зоны повышенных эффективных толщин приурочены к отдельным каналам северо-западного простирания, в которых залегают слабоглинистые коллекторы. Протяженность каналов до 10 км при ширине от 1 до 2 км. Максимальные толщины таких каналов фиксируются на северо-западе Приобского участка. Области между отдельными каналами представлены разрезом с тонким чередованием коллекторов.

По пласту АВ_2-3 также четко прослеживается сеть протяженных тел, связанных с фациями русел и каналов. Основные три русла расходятся от восточной части Белозерного участка в юго-западном и западном направлениях и северо-западном направлении. Протяженность этих песчаных тел около 30 км при ширине 2-3 км. Основные песчаные тела соединены сетью более мелких каналов различного направления. Ширина этих каналов 0,2 – 1,0 км.

В разрезе пласта АВ_2-3 выделяется 4 основных цикла седиментации, каждый из которых характеризуется несколько смещенными в плане относительно друг друга сетью палеорусловых песчаных тел. В отдельных случаях при перекрытии их в плане по соседним циклам образуется единое мощное песчаное тело высокой степени вертикальной связанности. На Приобском участке в отдельных протяженных зонах толщины таких слившихся песчаных тел достигают 35-37 м.

Пласт АВ_4-5

В южной части Самотлорского л.у. этот пласт характеризуется практически монолитным строением, непроницаемые прослои в его разрезе представлены исключительно уплотненными карбонатизированными песчаниками. В северном и северо-западном направлениях происходит постепенная глинизация разреза, начинающаяся с кровли и подошвы пласта. В результате слаборасчлененной остается преимущественно средняя часть разреза пласта, выше которой разрез представлен частым переслаиванием прослоев коллекторов и непроницаемых разностей.

Эффективные толщины пласта в его южной части достигают 68 м. Толщины более 30 м составляют более 75% случаев, менее 4 м – 6,5%. Песчанистость довольно постоянная, равна 0,6 с небольшим коэффициентом вариации. Доля нефтенасыщенных толщин в диапазоне 20-40 м составляет чуть более 50% случаев. Вне чисто-нефтяной зоны пласта характер изменения нефтенасыщенных толщин определяется главным образом структурным фактором.

Пласт АВ_4-5 характеризуется весьма высокой степенью латеральной связанности коллекторов, литологические экраны фильтрации практически отсутствуют (за исключением прикровельной части пласта в северо-западной части площади). В то же время наличие нередко встречаемых прослоев уплотненных карбонатизированных песчаников в определенной степени затрудняет вертикальную миграцию флюидов, следствием чего в обширной водонефтяной зоне пласта выработка запасов довольно продолжительное время происходила без заметного конусообразования.

Пласты АВ_6-8

Пласты этой группы схожи по строению. Основные элементы строения – довольно мощные и слаборасчлененные песчаные тела шнурковой формы, переходящие по латерали в частое переслаивание сравнительно тонких песчаных и алевролито-глинистых прослоев. В пределах шнурковых песчаных тел латеральная связанность коллекторов достаточно высока, на участках развития тонкого чередования весьма часто наблюдается выклинивание проницаемых прослоев либо литологическое замещение их непроницаемыми породами.

Эффективные толщины пласта АВ₆ изменяются от 0,4 до 12,9 м, но почти половина (49%) находится в диапазоне 2-4 м. Аналогичная картина и для нефтенасыщенных толщин.

По пласту АВ₇ эффективные толщины колеблются от 1 до 18,8 м, на наиболее часто встречаются значения 412 м (67% случаев). Нефтенасыщенные толщины колеблются в широких пределах (от 0,4 до 17 м), но чаще всего встречаются значения до 4 м (70% случаев), как правило, это участки развития тонкого чередования прослоев.

По пласту АВ₈ картина аналогичная. При колебании эффективных толщин от 1,6 до 16,6 м почти половина случаев приходится на диапазон 4-10 м. Почти 60% нефтенасыщенных толщин имеют значения менее 4 м и это тоже, как правило, участки развития тонкого чередования прослоев. На таких участках весьма существенна вертикальная изолированность отдельных прослоев, а линзовидный характер залегания проницаемых прослоев обуславливает их высокую прерывистость по латерали.

Пласты БВо – БВ₇

Подобие условий осадкообразования этих пластов обусловили и схожесть их строения. Как правило, в их разрезах развито частое чередование проницемых песчаных пород с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми образованиями. Немногочисленные участки развития монолитных песчаных тел имеют лентообразную форму развития. Преобладают значения эффективных толщин до 46 м. Это обуславливает в целом и небольшие значения нефтенасыщенных толщин. Линзовидная форма залегания проницаемых прослоев определяет значительную вертикальную и латеральную их изолированность.

Пласт БВ₈⁰

В целом для пласта характерны эффективные толщины порядка 28 м (2/3 случаев), нефтенасыщенные – 24 м (60% случаев).

В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников довольно закономерно убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной, общая толщина пласта к западу также уменьшается. Отдельные литологические залежи сложной конфигурации расположены на Мыхпайском участке. Здесь эффективные нефтенасыщенные толщины не более 3 метров при средней толщине порядка 1,8 метра.

Области малых толщин представлены тонким чередованием отдельных прослоев коллектора с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами, области с эффективными толщинами более 5 метров представлены более монолитными песчаными телами, имеющими покровную форму залегания. Для последних характерна достаточно высокая степень латеральной выдержанности коллекторов, наличие же в разрезе локальных линзовидных прослоев непроницаемых пород обуславливает разлиную степень вертикальной связанности на различных участках. Зоны тонкого чередования песчаников с глинисто-алевролитовыми породами обладают ухудшенной латеральной выдержанностью, участки слияния отдельных прослоев между собой по вертикали носят локальный характер.

Пласт БВ₈^1-3

Пласт БВ₈^1-3 характеризуется довольно выдержанными значениями эффективных толщин. 62% скважин, вскрывших этот объект, имеют эффективные толщины от 20 до 30 м, еще 35% - от 12 до 20 м (в большей мере это характерно для северной половины участка). Скважины с толщинами менее 4 м составляют всего 0,1%. 50% нефтенасыщенных толщин относятся также к диапазону 2030м, 33% - 1220 м. такая выдержанность толщин сопровождается и довольно устойчивым типом строения пласта на обширных участках, в пределах которых разрезы скважин достаточно подобны друг другу.

Для пласта БВ₈^1-3 характерным являются три типа строения. Первый тип охватывает порядка 20% площади в южной части Самотлорского л.у. и характеризуется наличием между пластами БВ₈^1-2 и БВ₈³ мощной и выдержанной (без литологических «окон») глинистой перемычки толщиной 410 м. Второй тип строения широкой полосой развит в центральной части участка. Разделяющая пласты БВ₈^1-2 и БВ₈³ глинистая перемычка в значительной степени опесчанивается, глинистые породы залегают в виде отдельных локально развитых линз небольшой толщины (редко превышающей 1 м). Одновременно начинается глинизация нижней части пласта БВ₈³, песчаные породы здесь приобретают отчетливую линзовидную форму и нередко по ГИС характеризуются как водонасыщенные даже на гипсометрически приподнятых (выше плоскости ВНК) участках. Третий тип строения занимает всю северную часть участка. Пласт БВ₈³ здесь практически полностью заглинизирован, пласт БВ₈^1-2 глинистыми прослоями разбит на ряд отдельных интервалов, сливающихся между собой только на локальных участках. Здесь же начинается опесчанивание глинистой перемычки между пластом БВ₈^1-2 и вышезалегающим пластом БВ₈⁰, так что она, строго говоря, уже не может рассматриваться как надежная изолирующая преграда между этими пластами.

Для всех типов строения общим является высокая степень латеральной выдержанности коллекторов

Пласт БВ₁₀⁰

Пласт БВ₁₀⁰ в песчаных фациях залегает в виде обширной полулинзы, ограниченной непроницаемыми породами с юго-востока, юга и запада. Эффективные толщины в пределах этого песчаного тела достигают 13,8 м, но преобладающими являются значения 24 м (34% случаев) и 48 м (31% случаев). Толщины менее 2 м составляют 23,5%. Практически такие же распределения характерны и для нефтенасыщенных толщин. По строению примерно на 95% площади пласт представляет собой переслаивание песчаников с непроницаемыми породами, при этом чаще всего коллектора тяготеют к верхней части разреза пласта. На локальных участках отдельные прослои сливаются между собой, создавая разрезы с высокой степенью песчанистости. Проницаемые прослои в верхней части пласта являются сравнительно выдержанными, ниже они приобретают отчетливую линзовидную форму залегания.

Пласт БВ₁₀^1-2

Пласт БВ₁₀^1-2 в песчаных фациях залегает в центральной и южной частях Самотлорского л.у. и практически полностью заглинизирован в его северной части. В южной части участка значения эффективных толщин достигает 36 м, в северном направлении они довольно закономерно сокращаются к зоне полной глинизации пласта. В целом в распределении величин эффективных толщин нет отчетливо доминирующих диапазонов.

Также закономерно, как и у эффективных толщин, происходит изменение внутреннего строения пласта. Практически повсеместно пласт сложен переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых пород. В южной части участка наблюдается четкая тенденция возрастания песчанистости вверх по разрезу. В нижней части разреза песчаные прослои залегают в виде отдельных, довольно обособленных линз, выше по разрезу они начинают сливаться между собой, образуя вытянутые с юго-запада на северо-восток участки слаборасчлененных монолитных (толщиной более 4 м) песчаных тел. Черепицеобразная форма залегания таких тел определила высокую степень литологической связанности вдоль простирания, в то время как в перпендикулярном направлении возрастает литологическая экранированность фильтрации по латерали. Далее к северу строения пласта становится в общих чертах подобным строению пласта БВ₁₀⁰, хотя и обладает большими толщинами. Общей для всего пласта является увеличение прерывистости залегания проницаемых прослоев от кровли к подошве. При этом появляются водонасыщенные (по ГИС) линзы, гипсометрически залегающие выше ВНК. Это указывает на их полную изолированность от основной проницаемой части пласта.

Пласты БВ₁₆ – БВ_21-22

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, на характер развития которых существенное влияние оказали условия их образования у подножия ундоформы нижнемеловой клиноформы и представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации.

Пласт БВ_21-22 непосредственно залегает на отложениях баженовской свиты и состоит из двух пачек. Песчаные тела нижней пачки распространены в южной части Черногорского участка. Песчаные тела верхней пачки залегают на Белозерском участке, восточной половине Нижневартовского и Самотлорского участков, на восточном окончании Приобского участка. Наблюдается закономерное уменьшение толщин обеих пачек в субширотном направлении с востока на запад. Общие толщины отложений пачек меняются в значительных пределах (от единиц до десятков метров), что характерно для некомпенсированного осадконакопления в основании склона шельфа (ундаформы).

Для пласта БВ₂₀ в направлении с востока на запад характерно клинообразное изменение толщины. В его пределах выделено два седиментационных цикла. Оба цикла представлены отложениями конуса выноса. Песчаные тела цикла 2 (нижнего) имеют тенденцию локализации в областях отсутствия коллекторов пласта БВ_21-22.

Пласт БВ₁₉ условно делится на две части. Кровельная часть пласта размыта на востоке Самотлорского месторождения. Аналогичная закономерность просматривается в строении пласта БВ_17-18 и пласта БВ₁₆. В целом, песчаные тела в пласте БВ_17-18 локализуются в центральной части Самотлорского месторождения, в центральной части Черногорского участка и на востоке Нижневартовского участка. Песчаные тела пласта БВ₁₆ локализованы в северо-западной части месторождения.

В строении пластов ачимовской пачки участвуют три основных типа песчаных тел: довольно мощные вытянутые песчаные тела, идентифицируемые с устьевыми палеобарами, относительно узкие и маломощные лентообразные песчаные тела распределительных каналов (как правило, переслаивающиеся с глинисто-алевролитовыми породами) и покровные песчаные тела различной толщины. Первые и третий типы довольно выдержаны по простиранию, второй характеризуется существенной латеральной прерывистостью.

Эффективные толщины всех пластов ачимовской пачки изменяются в довольно широких пределах, около половины случаев приходится на диапазон 412 м. Для нефтенасыщенных толщин более характерным является диапазон значений от 2 до 8 м (48% случаев).

Пласт ЮВ₁

Юрские отложения разбурены редкой неравномерной сеткой скважин, что в определенной мере осложнило проведение детальной корреляции данных отложений по всей площади лицензионного участка. Наиболее полно строение пласта оказалось изученным в центральной части Самотлорского участка, на Сенчинской и Новогодней площадях и в юго-западной части Самотлорского л.у. В разрезе пласта были выделены три пачки коллекторов, получивших индексы (сверху вниз): ЮВ₁, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Нижняя пачка практически везде водоносна и не представляет промышленного интереса. Верхняя пачка на ряде поднятий была дополнительно разделена на пласты ЮВ₁^1а и ЮВ₁^1б.

В целом эффективные толщины пласта ЮВ₁ изменяются от 1,2 до 42 м, но преобладают значения в диапазоне 430 м (80% случаев). Зон полного отсутствия коллекторов не выявлено. Для нефтенасыщенных толщин наиболее характерны значения в диапазон 412 м (60% случаев).

В целом пласт ЮВ1 имеет сравнительно простое строение. Латеральная выдержанность коллекторов весьма высока.