разрезы. 2 4 Сведения о нефтегазоносности
 Скачать 0.66 Mb.
|
|
2.1.4 Сведения о нефтегазоносности Мортымья-Тетеревское месторождение открыто в 1961 г. разведочной скважиной № 28Р, в которой из отложений абалакской свиты был получен фонтан нефти дебитом 112 м3/сут. Месторождение расположено в юго-восточной части Шаимского района Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях абалакской (пласт П) и тюменской (пласт Т1) свит, а также в образованиях коры выветривания (КВ). Этаж нефтеносности на месторождении составляет 300 м. На Мортымья-Тетеревском месторождении числятся запасы по 8 залежам: Мортымья-Тетеревская (пласты П+КВ, Т1) – в разработке пласты П, Т1 и КВ; Западно-Мортымьинская Блоки I+II+III (П+КВ) – в разработке; Северо-Мортымьинская (пласт П) – в разработке; Южно-Мортымьинская (П+КВ) – в разработке; Южно-Тетеревская (П+КВ) – в разработке; Восточно-Тетеревская Блоки I+II (П+КВ) – в разработке; Северо-Средне-Тетеревская (пласт П) – в разработке; Мало-Мортымьинская (пласт П) – в разработке. По величине извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ РФ (протокол № 1950 от 26 июня 2009 г.) - 93925 тыс. т месторождение относится к категории крупных. Формирование коллекторов продуктивной части разреза проходило в континентальных (пласт Т1 и КВ) и прибрежно-морских (пласт П) условиях. Нефтеносность залежей контролируется в основном структурно-тектоническими и литологическими факторами. На рисунке 2.1.10 приведена карта совмещенных контуров залежей пластов П, Т1 и КВ. Из карты видно, что контуры залежей продуктивных пластов в плане практически совпадают. Ниже приводится описание залежей месторождения по пластам. Залежи пласта П Отложения пласта П на месторождении имеют широкое распространение, выклиниваясь к сводам структур и замещаясь в наиболее погруженных участках глинистыми разностями. Максимальные эффективные толщины пласта приурочены к склонам структур и присклоновым участкам. В коллекторах пласта П сосредоточено 98,2 % запасов нефти месторождения. Поисково-разведочным бурением в отложениях пласта было выявлено 12 залежей УВ. В результате уточнения геологического строения по данным ГРР и эксплуатационного разбуривания строение залежей было детализировано. Структурная карта, карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по пласту П представлены в графических приложениях 1, 4, 7. Характеристика продуктивных залежей Мортымья-Тетеревского месторождения представлена в таблице 2.1.15. Мортымья-Тетеревская залежь. Самая крупная по площади и объему запасов залежь месторождения, расположена в заливообразном прогибе между Мортымьинским и Тетеревским малыми валами. Залежь открыта в 1961 г. скважиной 28Р, в разработку введена в 1966 г.  Рисунок 2.1.10 - Схема совмещенных контуров пластов П, Т, КВ Мортымья-Тетеревского месторождения Таблица 2.1.15 - Общая характеристика залежей. Мортымья-Тетеревское месторождения
В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 303 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 260 скважинами, ВНЗ - 43 скважинами. ВНЗ занимает 25 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Мортымья-Тетеревской залежи получено: 65 фонтанных притоков нефти из 64 скважин дебитом от 0,3 м3/сут (скв. № 662, dшт=6 мм) до 288,0 м3/сут (скв.№ 56Р, dшт.=10,5мм); 10 фонтанных притоков нефти с водой из 8 скважин дебитом от пленки нефти (скв. № 673) до 172,0 м3/сут (нефти 16 м3/сут, dшт.=15 мм, скв. № 117Р); 6 непереливающих нефтяных притоков из 6 скважин дебитом от 2,0 м3/сут (скв. № 94Р, Ндин=1450 м) до 86,0 м3/сут (скв.№ 772); 5 притоков воды из 4 скважин дебитом от 6,7 м3/сут (скв. № 133Р, ΔР=0,1 МПа) до 7,0 м3/сут (скв. № 133Р, ΔР=0,2 МПа). Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками (далее абс. отм.) от -1433 м (скв. № 7007) до – 1552,1 м (скв. № 7036), перепад отметок кровли коллектора составляет 119,1 м. В целом наблюдается погружение кровли в направлении от выступов доюрского основания в сторону прогиба, разделяющего Мортымьинский и Тетеревский малые валы. На северо-западном участке залежи (район скв. № 830Р) перепад в отметках залегания кровли коллектора (графическое приложение 1 лист 1) составляет 156 м от -1400 м на линии выклинивания (район скв. № 7067) до -1556 м (скв. № 674), в южной части залежи – 103 м от -1463 м у линии выклинивания (скв. № 115Р) до -1566,2 м (скв. № 677). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 60,8 м (общая) и 52 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,0 м (скв. № 7020) до 52,0 м (скв. № 935), в среднем составляют 13,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,2 м (скв. № 7020) до 35,6 м (скв. № 1356), в среднем – 12,0 м. (графическое приложение 4 лист 1). ВНК вскрыт 9 скважинами на абс. отм. -1550,6 м – 1553,9 м, принят на абс. отм. – 1552 м. Залежь ограничена с северной стороны частично зоной замещения коллекторов пласта, северо-восточной - изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 680, 674, 672, 677, 440, 442, 267Р, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С востока – тектоническим нарушением и частично зоной выклинивания пласта, вскрытой скв. № 361Р. С юга – зоной выклинивания, вскрытой скв. № 770, с юго-запада и северо-запада – зоной выклинивания, вскрытой скв. №№ 27Р, 83Р, 705, 710, 724, 788, 1440, 1472, 1475, 7065, 7068, с запада – зоной замещения, вскрытой скважинами №№ 812 и 832, и частично тектоническими нарушениями, отделяющими залежь от Западно-Мортымьинских залежей I и II. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 10,5 км × 8,3 км, высота 119 м. Северо-Тетеревская залежь расположена на северо-западном крыле Восточно-Тетеревской структуры. Залежь открыта в 1966 г. скважиной 357Р, в разработку введена в 1970 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 18 скважинами, ВНЗ – 7 скважинами. ВНЗ занимает 53 % от площади залежи. Продуктивность отложении подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Северо-Тетеревской залежи получено: 3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 6,6 м3/сут. (скв. № 163Р, dшт.=3 мм) до 59,0 м3/сут (скв. № 377Р, dшт.=7 мм); 2 непереливающих нефтяных притока из скважин №№ 1080, 1086; 5 притоков воды из 4 скважин дебитом от 2,4 м3/сут. (скв. № 368Р) до 204,0 м3/сут. (скв. № 168Р). Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1552,4 м (скв. № 1074) до – 1574,2 м (скв. № 1084), перепад отметок кровли коллектора составляет 21,8 м. (графическое приложение 1 лист 3). В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северном направлении. Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 32,0 м (общая) и 23,0 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,8 м (скв. № 1096) до 23,0 м (скв. № 1089), в среднем составляют 11,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 м (скв. № 1096) до 18,8 м (скв. № 906Р), в среднем – 9,0 м (графическое приложение 4 лист 3). ВНК вскрыт 5 скважинами на абс. отм. -1579,3 м – 1580,8 м, принят на абс. отм. -1580 м. Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 161Р, 168Р, 386Р, 1085, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С востока и юга – линией выклинивания пласта, вскрытой скв. № 359Р, с запада - тектоническим нарушением, отделяющим залежь от Средне-Тетеревской залежи. Тип залежи структурный, тектонически экранированный. Размеры залежи 3,8 км × 2,9 км, высота 28 м. Средне-Тетеревская залежь расположена на северо-западном крыле Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1970 г. скважиной 1124Р, в разработку введена в 1972 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 22 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 14 скважинами, ВНЗ – 8 скважинами. ВНЗ занимает 54% от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Средне-Тетеревской залежи получено: 3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 8,0 м3/сут. (скв. № 1105, dшт=8 мм) до 58,0 м3/сут. (скв. № 1124Р, dшт.=7 мм); 3 притока воды из скважин №№ 362Р, 1078, 1122Р. Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1539,2 м (скв. № 1424) до – 1559,2 м (скв. № 1422), перепад отметок кровли коллектора составляет 20,0 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северном направлении (графическое приложение 1 лист 3). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 37,0 м (общая) и 22,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,2 м (скв. № 1463) до 22,6 м (скв. № 1423), в среднем составляют 10,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,2 м (скв. № 1463) до 20,4 м (скв. № 1077), в среднем – 7,9 м (графическое приложение 4 лист 3). ВНК вскрыт 2 скважинами на абс. отм. -1563,0 м – 1566,4 м, принят на абс. отм. -1564 м. Залежь ограничена с севера изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 362Р, 1079, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С юга − линией выклинивания пласта, вскрытую скв. №№ 269Р, 1426, с запада и востока - тектоническими экранами, отделяющими от Мортымья-Тетеревской и Северо-Тетеревской залежей. Тип залежи структурный, тектонически экранированный. Размеры залежи 2,3 км × 2,0 км, высота 26 м. Восточно-Тетеревская залежь I расположена на восточном склоне Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1964 г. скважиной 148Р, в разработку введена в 1968 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 25 скважинами. Всеми скважинами вскрыта чисто-нефтяная зона пласта. ВНЗ занимает 16 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Восточно-Тетеревской I залежи получено: 3 фонтанных притока нефти из 3 скважин дебитом от 9,0 м3/сут (скв. № 148Р, dшт.=6 мм) до 46,7 м3/сут (скв. № 829Р, dшт.=6 мм); 1 приток воды дебитом 26,0 м3/сут (скв. № 352Р). Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1574,6 м (скв. № 148Р) до – 1619,8 м (скв. № 1040), перепад отметок кровли коллектора составляет 45,2 м. В целом наблюдается погружение кровли от выступов доюрского основания в северо-восточном направлении (графическое приложение 1 лист 3). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются от 0 на линии выклинивания до 18,6 м (общая) и 11,0 м (эффективная). Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4 м (скв. № 1407) до 11,0 м (скв. № 1050), в среднем – 4,9 м (графическое приложение 4 лист 3). ВНК скважинами не вскрыт и принят условно на абс. отм. -1631 м. Залежь ограничена с востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 913, 1072, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада - зоной выклинивания и замещения пласта, вскрытыми скв. №№ 147Р, 1024, с юга - зоной замещения, вскрытой скважинами №№ 353Р, 1007, 1044, с севера - тектоническим экраном. Тип залежи структурный, литологически и тектонически экранированный. Размеры залежи 4,5 км × 1,9 км, высота 57 м. Восточно-Тетеревская залежь II расположена на восточном склоне Восточно-Тетеревского поднятия. Залежь открыта в 1965 г. скважиной 281Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 57 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 47 скважинами, ВНЗ - 10 скважинами. ВНЗ занимает 28 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Восточно-Тетеревской II залежи получено: 11 фонтанных притоков нефти из 10 скважин дебитом от 0,3 м3/сут (скв. № 1037, dшт=6 мм) до 60,0 м3/сут (скв. № 64Р, dшт=7 мм); 1 фонтанный приток нефти с водой дебитом 1,6 м3/сут (нефти 0,5 м3/сут, dшт.=2 мм, скв. № 52Р); 2 непереливающих нефтяных притока из скважин №№ 1018, 1020. Кровля коллектора в районе залежи по данным РИГИС вскрыта скважинами на глубинах с абсолютными отметками от -1556,6 м (скв. № 1023) до – 1620,6 м (скв. № 1036), перепад отметок кровли коллектора составляет 64,0 м. В целом наблюдается погружение кровли с запада на восток (графическое приложение 1 лист 3). Общая и эффективная толщины пласта по залежи изменяются в широких пределах от 0 на линии выклинивания до 31,4 м (общая) и 22,6 м (эффективная). По скважинам эффективные толщины изменяются от 1,8 м (скв. № 1070) до 22,6 м (скв. № 1060), в среднем составляют 9,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 м (скв. № 1070) до 16,0 м (скв. № 1129Р), в среднем – 8,4 м (графическое приложение 4 лист 3). ВНК вскрыт 3 скважинами на абс. отм. -1621,3 м – 1623,9 м, принят на абс. отм -1623 м. Залежь ограничена с востока изогипсой ВНК и контролируется скважинами №№ 52Р, 1030, вскрывшими с кровли водонасыщенный коллектор. С запада - зоной выклинивания и частично зоной замещения пласта, вскрытой скв. № 1016, с юга - зоной замещения, вскрытой скважиной № 1071, и частично изогипсой ВНК, с севера – зоной замещения, вскрытой скв. №№ 905, 1017. Тип залежи структурный, литологически экранированный. Размеры залежи 5,3 км × 3,4 км, высота 67 м. Район скв. 281Р. Участок выявлен одной разведочной скважиной № 281Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону пласта. В эксплуатацию введен в 1978 г. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытания. При испытании интервала -1635,6 – 1646,2 м (абс. отм. -1576,0 – 1586,6 м) в скважине № 281Р был получен фонтанный приток нефти дебитом 5,1 м3/сут на штуцере 3 мм. По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметке – 1576,0 м. Общая толщина пласта в скважине составляет 14,2 м, эффективная нефтенасыщенная – 1,8 м. Участок ограничен с востока, запада и севера зоной выклинивания, с юга - зоной замещения. Тип ловушки структурный, литологически и стратиграфически экранированный. Размеры участка залежи 1,1 км × 1,4 км, высота 47 м. Западно-Мортымьинская залежь I расположена на западном склоне Мортымьинского поднятия, открыта в 1962 г. скважиной 26Р, в разработку введена в 1966 г. В настоящее время отложения пласта в границах залежи вскрыты 39 скважинами, из них ЧНЗ вскрыта 32 скважинами, ВНЗ – 7 скважинами. ВНЗ занимает 36 % от площади залежи. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных и работой эксплуатационных скважин. При испытании интервалов пласта в скважинах Западно-Мортымьинской I залежи получено: 7 фонтанных притоков нефти из 6 скважин дебитом от 0,2 м3/сут. (скв. № 26Р, dшт=2мм) до 213,0 м3/сут. (скв. № 91Р, dшт.=10,5 мм); 2 фонтанных притока нефти с водой из 2 скважин дебитом от 15,6 м3/сут (нефти 0,4 м3/сут., dшт.=3 мм, скв. № 91Р) до 96,0 м3/сут (нефти 2 м3/сут., dшт.=15 мм, скв.№ 86Р); 1 непереливающий нефтяной приток из скважины № 835; | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||