Пласт БС163
в песчаной фации выделяется на западном
погружении Тевлинско-Русскинского вала.
Коллекторы пласта вскрыты на абсолютных
отметках от 2583,0 м (скв. 7096) до 2756,2 м (скв.262
Р-Р). В пределах пласта БС163
выделяется крупная зона глинизации, которая
подтверждена скважинами 6430, 7829, 7880, 6483
и 6503, и служит экраном для залежи 2 в районе
скважины 244Р-Р.
По пласту БС163
выделено две залежи нефти, в районе скважины
246 Р-Р и скважины 244 Р-Р.
Пласт БС162
Коллекторы пласта
БС162
распространены в западной части Тевлинско-Русскинского
лицензионного участка и вскрыты на абсолютных
глубинах от 2611,7 м (скв.105Р-ТР) до 2716,0 (скв.
11Р-ЗТ).
В пределах пласта
БС162
выделяется несколько зон глинизации,
которые ограничивают коллекторы пласта
с юго-востока, разделяя его на отдельные
линзы с различным насыщением. Зоны глинизации
расположены в районах скважин 9731, 7228,
7286, 6247, 7291, 8683, 8399, 8416, 7756, 7776, 6434, 7990, 6503, 8028,
30Р-ЗС, 8134 и 243Р-Р и ограничиваются половиной
расстояния между скважинами с разным
насыщением.
Общая толщина пласта
изменяется от 9,4 м (скв. 30 Р-ЗС) до 46,0 м (скв.
6127).
Максимальная эффективная
толщина пласта вскрыта в скважине 246Р-Р
и составляет 16,2 м, минимальная эффективная
толщина составляет 1,0 м (скв. 244 Р-Р).
Нефтенасыщенная
толщина в пределах пласта БС162
изменяется в пределах от 1,0 м (скв. 244 Р-Р)
до 16,2 м (скв. 246 Р-Р).
Пласт БС162
испытан в пяти скважинах 10Р-ЗТ, 53 Р-К, 104
Р-Т, 246 Р-Р и 7014.
При испытании данного
пласта получено два непереливающих притока
нефти дебитами 6 м3/сут
и 11 м3/сут,
при Нср.дин=1157
– 1289 м (скв. 246 Р-Р, 10 Р-ЗТ) и два непереливающих
притока воды. В скважине 7014 пласт БС162
испытан совместно с пластом БС163,
в результате получен приток воды.
Общая толщина пласта
БС162
по залежи 3 изменяется в пределах от 16,3
м (скв. 244 Р-Р) до 36,2 м (246 Р-Р). Эффективная
толщина пласта составляет 1,0 м (скв.244
Р-Р) – 16,2 м (246 Р-Р) и равна нефтенасыщенной.
В скважинах 244 Р-Р
и 246 Р-Р пласт БС162
по интерпретации ГИС нефтенасыщен до
подошвы, абсолютная глубина которой,
соответственно, составляет -2693,5 м и -2712,7
м.
Наиболее высокая
абсолютная отметка воды вскрыта в разведочной
скважине 262 Р-Р и составляет 2732,8 м.
Средний уровень
водонефтяного контакта по данной залежи
принят по подошве последнего нефтяного
пропластка по скважине 246 Р-Р и составляет
-2712,7 м.
Залежь является
литологически ограниченной, ее размеры
составляют 8,1 км ´ 4,0 км, высота около
38 м.
Залежи нефти в неокомских отложениях
Горизонт БС12
Согласно
проведенным исследованиям ранее выделенные
объекты подсчета запасов 1986 года пласты
БС112 и БС12, а также пласт БС111 в районе скважины 28Р-ЗС являются
составными частями горизонта БС12 и соответствуют представляемым
пластам БС121 и БС122. В подсчете 1986 года представлено,
что пласты содержат отдельные не связанные
друг с другом залежи, имеют различную
площадь распространения и уровни ВНК.
Залежь
пласта БС12 выделена в результате бурения
3 скважин 15Р-ЗС, 26Р-ЗС, 35Р-ЗТ. Во всех других
разведочных скважинах пласт был вскрыт
заглинизированным, кроме скважины 14Р-ЗС,
вскрывшей водонасыщенные песчаники.
Залежь представлялась, как литологически
ограниченная и приурочена к узкой полосовидной
зоне развития коллекторов вдоль западного
склона Иминского поднятия. Положение
ВНК было определено на отметке – 2447 м.
Залежь
вышезалегающего пласта БС112 выявлена в этом же районе и также
связана с полосовидной зоной развития
коллекторов северо-восточного простирания,
но значительно большей протяженности.
Нефтеносность пласта была установлена
в 8 скважинах, пробуренных от западного
склона Сорымской структуры (25Р-ЗС) в направлении
свода Тевлинского поднятия (3Р-Т, 5Р-Т).
Граница залежи на всем ее протяжении
обусловлена литологическим замещением
коллекторов пласта и только в юго-западной
погруженной части определялась ВНК, который
был установлен на отметке -2460 м.
Залежь
пласта БС111 в районе скважины 28Р-ЗС была представлена
литологически ограниченной с трех сторон
и только с запада ее границей принят ВНК
с отметкой -2742 м.
В настоящее
время залежи этих пластов, представляющие
один объект разработки, практически полностью
разбурены эксплуатационными скважинами.
Принципиально модель нефтегазоносности
этого объекта не изменилась. В результате
работ установлено наличие гидродинамической
связи пластов, детализированы особенности
развития коллекторов по площади и уточнено
положение ВНК.
Гидродинамическая
связь пластов горизонта обусловлена
наличием зон слияния коллекторов и прерывистым
развитием глинистых разделов между пластами.
Другим геологическим признаком является
последовательное изменение характера
насыщения по разрезу горизонта в каждой
скважине, отсутствие чередования нефтенасыщенных
и водонасыщенных слоев.
Принципиально
не изменились и границы развития коллекторов
пластов, входящих в состав горизонта.
В северной части существенное уточнение
площади нефтеносности связано в основном
с вскрытием скважинами 103Р-ТР и 63Р-ЗТ зоны
глинизации коллекторов горизонта. На
юге в результате проведенной корреляции
установлено, что песчаники в районе скважины
28Р-ЗС, ранее относимые к пласту БС111, фактически составляют верхнюю
часть горизонта БС12 в современных границах.
Положение
поверхности ВНК определено в настоящее
время по большому количеству скважин,
прежде всего расположенных в пределах
водонефтяной зоны. В целом подтверждает
ее положение, установленное в работе
по подсчету запасов 1986 года. В южной части
залежи ВНК имеет наиболее низкое гипсометрическое
положение, на отметке -2462 м в районе скважины
28Р-ЗС, расположенной на северо-западном
погружении Сорымского поднятия. В северо-восточном
направлении, по простиранию песчаной
зоны пластов БС12, происходит последовательный подъем
поверхности ВНК до уровня -2447 м в районе
скважины 35Р-ЗТ, расположенной на площади
Аикской структуры.
В целом
по горизонту БС12 поле нефтеносности прослеживается
на расстоянии 36 км, ширина изменяется
от 1 км до 4 км, общая высота залежи достигает
100 м.
В связи
с различием распределения по площади
песчаников нижней и верхней частей горизонта,
соответственно выделяемых как пласты
БС122 и БС121, различаются и границы их нефтеносности.
Залежь
в пласте БС122 с востока по восстанию пласта ограничена
зоной выклинивания, на западе ее границей
является в основном внешний контур нефтеносности.
Общая протяженность залежи составляет
23 км, ширина 2,5-4 км и уменьшается до 1-0,5
км на севере. Эффективные нефтенасыщенные
толщины изменяются в очень широких пределах,
от 0,6 м до 30,4 м и в среднем по залежи составляют
6 м, при этом зона наибольших толщин
приурочена к осевой части песчаного поля.
По величине притоков, которые составили
в разведочных скважинах от 2,6 м3/сут до 20 м3/сут, и эксплуатационным данным
в пределах залежи имеют место как низкодебитные,
так и среднедебитные участки.
Залежь
пласта БС121 имеет протяженность 36 км, которая
увеличилась по отношению к БС122 за счет развития пласта в северной
части, в направлении Тевлинского поднятия.
Ширина залежи 1-4 км, высота до 100 м. Эффективные
нефтенасыщенные толщины изменяются в
от 0,6 м до 10,8 м и в среднем по залежи составляют
2,7 м. По результатам опробования залежь
может быть охарактеризована как низкодебитная,
притоки нефти в разведочных скважинах
составляли от 3,8 м3/сут до 15 м3/сут.
Горизонт БС11
Нефтеносность
горизонта БС11 установлена в восточной части
месторождения. В подсчете запасов 1986
года в этой части месторождения нефтеносность
связывалась с пластом БС111 в районе скважины 61Р-Т и пластом
БС103 по району скважин 5Р-Т, 3Р-Т, 2Р-Т,
61Р-Т, 62Р-Т и 83Р-ЗТ. Как установлено в процессе
корреляции скважин, песчаники, ранее
относимые к пласту БС103, фактически относятся к клиноформному
комплексу горизонта БС11. В результате определено, что горизонт
представляет самостоятельный нефтесодержащий
объект. В его составе выделено 2 пласта
- БС111 и БС112. Нефтенасыщенные песчаники пласта
БС112 вскрыты пока только в одной скважине
66Р-ЗТ и потому их геометризация не проводилась.
Основным нефтесодержащим объектом является
пласт БС111, в составе которого выделены 2 залежи
нефти.
Горизонт БС102-3
Горизонт
БС102-3 является основным нефтесодержащим
объектом на месторождении, как наиболее
крупный по площади, объемам нефтенасыщенных
пород и отличается более высокой продуктивностью
скважин.
В представляемой
работе горизонт определен как единый
нефтесодержащий объект, характеризующийся
гидродинамической связью содержащихся
в нем пластов по площади и по разрезу,
общей поверхностью водонефтяного контакта.
В связи с высокой неоднородностью строения
разреза было проведено его разделение
на отдельные пласты, что позволило установить
определенные закономерности в распределении
песчаного материала по площади в принадлежности
к отдельным пластам. Соответственно это
дает возможность более точной геометризации
объекта и расчета объемов нефтесодержащих
пород.
В сопоставлении
с подсчетом запасов 1986 года горизонту
соответствуют пласты БС111 (за исключением района 61Р-Т и 28Р-ЗС),
БС103 (за исключением площади в районе
5Р-Т - 83Р-ЗТ) и БС102. Положение ВНК, определенное по
результатам разведки, в целом подтвердилось
в процессе последовавшей доразведки
и эксплуатационного бурения.
На площади
месторождения выделены основная залежь
и две небольших залежи в районе скважин
104Р-Т и 59Р-ЗТ.
Пласт БС101
Нефтеносность
пласта установлена в процессе доразведки,
в результате бурения скважин 62Р-Т, 100Р-Т
и 119Р-Т, а также по материалам ГИС эксплуатационных
скважин, пробуренных на горизонт БС102-3.
В скважине 62Р-Т пласт представлен единичным
песчаным прослоем толщиной 1,2 м, при испытании
пласта в интервале -2323,6-2327,6 м получен
слабый приток нефти дебитом 1 м3/сут. В скважине 100Р-Т эффективная
нефтенасыщенная толщина составила
0,8м, при опробовании в интервале -23332-2333
м получен приток нефти –2,32 м3/сут. при снижении уровня до 1199м.
В скважине 119Р-Т в составе
пласта выделен один прослой
песчаника толщиной 1,2 м в интервале
-2447,1-2448,3 м. При опробовании в колонне
интервала -2347,6-2349,2 м получено 8,2 м3/сут нефти при движении уровня в
интервале 903-606 м.
В целом в пределах залежи пробурено
83 скважины, эффективная нефтенасыщенная
толщина по скважинам изменяется от 0,4
до 2,8 м, по большинству скважин она составляет
0,8-1,4 м.
Залежь нефти пластовая, литологически
экранированная с трех сторон. В северной
части границей залежи является водонефтяной
контакт, который принят на отметке -2360,2
м подошвы нефтенасыщенного прослоя в
скважине 119Р-Т. Размеры залежи составляют
15 км х 3,5 км, высота 50 м.
Пласт БС100.
В подсчете
запасов 1986 года с пластом БС100 связывались две залежи нефти литологически
ограниченного типа.
Нефтеносность
пласта доказывалась испытанием в скважинах
6Р-Т и 20Р-ЗТ. При испытании скважины
6Р-Т в интервале 2384-2381 (абс. отм. -2302,6-2309,6
м) получен непереливающий приток нефти
с водой дебитами 16,7 м3/сут и 35,4 м3/сут, соответственно, при динамическом
уровне 1084 м. В скважине 20Р-ЗТ также
получен приток нефти с водой дебитами
6,7 м3/сут и 2,9 м3/сут при уровне 1250 м из интервала
пласта 2391-2394 м (абс. отм. -2310,5-2313,5 м).
В настоящее
время площади залежей пласта БС100 практически полностью разбурены
эксплуатационными скважинами. Дополнительно
его опробование выполнено в 5 разведочных
и 7 эксплуатационных скважинах.
По результатам
корреляции установлено, что пласт БС100 характеризуется покровным развитием
и повсеместно на площади месторождения
и за его пределами представлен песчаниками.
Зоны замещения коллекторов в нем отсутствуют.
Таким образом, не подтверждается модель
литологического ограничения представленных
в подсчете запасов залежей.
В результате
проведенных испытаний пласта дополнительной
информации по его нефтеносности не получено.
Во всех испытанных скважинах пласт оказался
водоносным.
Так, испытание
пласта было проведено в скважине 448 на
участке залежи с запасами категории С1. В результате в открытом стволе
из интервала -2297,9-2313,9 получен приток воды
110,4 т/сут при депрессии на пласт 7,8мПа.
В скважине 7756 в интервале -2321,6-2343,6 м получен
приток воды 120,24 м3/сут при депрессии на пласт 12 мПа.
Была пущена в эксплуатацию скв.6Р-Т. В
процессе эксплуатации скважина начала
подавать воду. Провели изоляционные работы.
Получен приток воды. По данным ПГИ приток
из перфорированного интервала БС102-3.
По материалам
ГИС эксплуатационных скважин, которыми
изучена практически полностью площадь
ранее выделявшихся залежей, пласт определяется
как водонасыщенный.
Таким образом,
в разрезе Тевлинско-Русскинского месторождения
всего выделено 68 залежей нефти, которые
связаны с среднеюрским, позднеюрским,
ачимовским и неокомским комплексами
17 продуктивных пластов.
7. БУРЕНИЕ НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА
В связи
с ухудшением качества запасов углеводородов
в России буровики ищут новые технологии
поддержания добычи на достигнутом уровне
или обеспечения ее определенного прироста.
Старые месторождения обводняются, запасы
переходят в разряд трудноизвлекаемых,
а новых крупных за последние годы открыто
немного. Значит, необходимо совершенствовать
методы повышения нефтеотдачи пластов
на старых месторождениях. В этой связи
в последнее время все больше внимания
уделяется бурению направленных скважин:
горизонтальных, боковых стволов из скважин
бездействующего фонда, причем на ряде
месторождений горизонтальные скважины
завершаются проведением многостадийного
гидроразрыва пласта. Эти операции позволяют
существенно повысить коэффициент извлечения
нефти.
Преимущества горизонтальных скважин
перед вертикальными очевидны, и, казалось
бы, следует бурить исключительно горизонтальные
скважины. Но если ГС так прибыльны, почему
все скважины не строятся с горизонтальным
окончанием?
Горизонтальные скважины (ГС)
могут использоваться как в качестве добывающих,
так и в качестве нагнетательных - на производительность
системы и достигаемый коэффициент заводнения
это влияния не окажет. На стенках скважин
поддерживаются постоянные потенциалы
скорости, равные фи и фд.
Горизонтальные скважины особенно
эффективны в месторождениях, содержащих
вертикальные трещины. В сильно неоднородных
по проницаемости пластах (таких, например,
как карстовые залежи) горизонтальные
скважины имеют большую вероятность встретить
продуктивную зону, чем вертикальные.
В плане борьбы с обводнением горизонтальная
скважина также имеет преимущества.