Продуктивные пласты. В разрезе продуктивных отложений Сугмутского месторождения вскрыты три нефтенасыщенных объекта: БС 9-2

В разрезе продуктивных отложений Сугмутского месторождения вскрыты три нефтенасыщенных объекта: БС 9-2, Ачимовская толща и Ю-2. Исходя из результатов опробования, скопление нефти в отложениях ачимовской толщи и юры промышленной значимости не имеют.

На Сугмутском месторождении керн отобран из 61 скважины, проведены общие исследования и описания керна. Количество лабораторных определений пористости - 1262, проницаемости (по коллекторам) – 811 и водоудерживающей способности - 1614.

Специальные исследования по определению значения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения проведены на 200 образцах. Среднее значение Кон принято 0, 26, =0, 527.

На Сугмутском месторождении исследованы глубинные пробы нефти, отобранные из 32 скважин, поверхностные пробы отобраны из 49 скважин. Нефти малосернистые, парафинистые, маловязкие, малосмолистые, легкие.

На месторождении на 1.01.2013 года проведено 4455 промыслово-геофизических исследований в 733 скважинах, охват исследованиями составил 79% фонда. За период 2008-2012 гг. (действие последнего проектного документа) исследования по определению профилей притока и приемистости выполнены в 494 скважинах, всего проведено 557 измерений. Кроме этого еще в 66 скважин обследовано техническое состояние. Нарушения тех. состояния скважин выявлены в 22% исследованных добывающих скважин и в 51% исследованных нагнетательных скважин. Кроме того, отмечается работа неперфорированных интервалов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах - по 24%.

За период эксплуатации в 521 скважине проведено 768 гидродинамических исследований, направленных на оценку ФЕС пластов. Согласно результатам исследований, проницаемость пласта в среднем составляет 4, 9 мД.

В период с 2008 по 2013 гг. средние значения скин-фактора составляют: для добывающих скважин пласта -3, для нагнетательных -4, 1.

Для построения геологической модели значения открытой пористости и проницаемости для всех пластов приняты по ГИС. При построении фильтрационной модели продуктивных пластов используются значения коэффициентов начальной нефтенасыщенности, полученные методами ГИС.

В пределах лицензионного участка в пласте БС₉² выделено четыре залежи нефти: Северная (в р-не скв.117), Основная, Южная (в р-не скв. 443–462) и залежь в районе скв.460.

Залежь Северная пластовая сводовая, литологически ограниченная.

Размеры залежи 4.0 км х 3.5 км, площадь 11.8 км². Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) занимает 5.6 км² (48%). Залежь оценена по категории запасов С₁.

Общие стратиграфические толщины пласта БС₉² в пределах залежи изменяются по скважинам в интервале 22.6 – 28 м со средним значением 25.3 м. Эффективная толщина в среднем оценивается в 6 м, диапазон составляет 5–7.6 м. Нефтенасыщенные толщины - от 2.5 м до 7 м, в среднем – 5.0 м. Водонефтяной контакт принят на а.о. – 2717.5 м.

Средневзвешенное значение пористости составило 0, 16, проницаемость по данным ГИС составляет 27, 7 мД, коэффициент начальной нефтенасыщенности 0, 47.

Основная залежь является самой крупной как по размерам, так и запасам нефти.

Общая толщина пласта БС₉² по скважинам Основной залежи в стратиграфическом объеме варьирует в диапазоне от 8 м до 65.6 м, составляя в среднем 29, 8 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинным данным находятся в интервале от 0, 6 м до 28.5 м., в среднем – 10, 9 м. Коэффициент песчанистости оценивается от 0.2 до 1.0, среднее значение – 0.73.

По своему типу Основная залежь является пластовой, литологически ограниченной. С востока она контролируется границей замещения коллекторов резервуара пласта БС₉², которая протягивается в субмеридианальном направлении с юга на север, по данным сейсморазведки 3Д и материалам разведочных скважин 115, 438, 454, где коллекторы пласта БС₉² отсутствуют.

При полого-моноклинальном падении кровли резервуара в западном направлении положение в плане внешнего контура нефтеносности определяется особенностями структурного плана и поверхностью ВНК. Положение ВНК определено на а.о. от -2725 м (р-н скв.429R) до -2736 м (р-н скв.478R).

На юге Основная залежь ограничивается линией замещения коллекторов. Здесь в полосе шириной от 0.3 км до 1 км, имеющей направление простирания с юго-востока на северо-запад, происходит перекрытие в плане Основной и Южной залежей пласта БС₉².

С учетом ярко выраженных морфологических особенностей, Основная залежь имеет размеры 48 км х 5-10 км и высоту 72 м. Площадь нефтяного поля – 381 км². Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) занимает из них почти 225 км² (около 60%).

Средневзвешенное значение пористости составило 0, 17, проницаемость по данным ГИС составляет 67, 6 мД, коэффициент начальной нефтенасыщенности 0, 57.

Южная залежь нефти в районе скв. 443R–462R по типу является пластовой, литологически ограниченной. Водонефтяной контакт по залежи принят на а.о. – 2715 м + 2.5 м. Высота залежи составляет 40 м. Размеры 15 км х 6.5 км. Площадь залежи – 87, 2 км². Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) занимает 62.5 км² (72%).

Общая толщина пласта БС₉² по скважинам Южной залежи в стратиграфическом объеме изменяется от 10.7 м до 32.8 м, составляя в среднем 19.9 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинным данным находятся в интервале от 1.5 м до 21 м., в среднем – 8.5 м. Коэффициент песчанистости меняется в интервале от 0.22 до 1, в среднем 0.73.

Средневзвешенное значение пористости составило 0, 16, проницаемость по данным ГИС составляет 54 мД, коэффициент начальной нефтенасыщенности 0, 52.

Залежь в районе скважины 460R может быть отнесена по типу к пластово-сводовой, литологически ограниченной. Высота залежи составляет 38 м. Размеры залежи - 6.0 км х 3.0 км, площадь залежи - 13.9 км². Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) занимает 7.2 км² (52%). ВНК принят по залежи на а.о. –2675.5 м.

Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 14, 7 м до 29.4 м, среднее значение 24.2 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинным данным варьируют от 2, 0 м до 10.4 м при средней величине 7, 4 м.

Средневзвешенное значение пористости составило 0, 16, проницаемость по данным ГИС составляет 16, 1 мД, коэффициент начальной нефтенасыщенности 0, 51.