Анализ разработки Локосовского месторождения

Локосовское месторождение расположено в Нижневартовском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Нефтеносность установлена в продуктивных пластах АВ2, БВ5 и БВ6, ЮВ11; в разработке находятся пласты АВ2, БВ5 и БВ6.

Первый промышленный приток нефти получен в 1963 году из скважины 37Р при испытании пласта БВ5 в интервале абсолютных отметок -2132.2-2141.2 м. Дебит нефти на 8 мм штуцере составил 119.3 м3/сут.

В период после подсчета запасов по состоянию на 01.01.1997 г. продолжались геологоразведочные работы в южной части месторождения. На участке работ пробурено 3 поисково-разведочные скважины (28П, 30П и 110П) и 13 эксплуатационных скважин, в том числе 3 горизонтально-направленные (821Г, 826Г, 827Г). Все вновь пробуренные поисково-разведочные скважины являются наклонно-направленными: удлинение на кровлю пласта БВ5 составляет по скважине 30П около 590.7 м, по скважине 110П около 91.4 м, по скважине 28П около 690.7 м. Скважина 110П пробурена за границей Локосовского лицензионного участка, на расстоянии 1.5 км от его южной границы. Все пробуренные поисково-разведочные скважины были испытаны. Пласт БВ5 опробован в скважинах 30П и 110П, пласт БВ6 - в скважинах 110П и 28П.

В северо-восточной части месторождения в 2001 году пробурена разведочная скважина 47Р, подтвердившая нефтеносность пласта ЮВ11.

Всего на 1.01.2005г. в пределах месторождения пробурено 719 скважин (с учетом поисково-разведочных скважин).

Характеристика нефтеносности

Пласт АВ2 приурочен к верхней части ванденской свиты и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтеносность пласта была установлена в 1977 году в процессе эксплуатационного разбуривания залежей пластов БВ5 и БВ6. На разведочном этапе эта залежь была пропущена в связи с тем, что большинство разведочных скважин вскрыли водонасыщенную зону пласта, а в продуктивных по материалам ГИС скважинах 32Р, 35Р, 37Р пласт не был испытан.

По результатам эксплуатационного бурения установлено, что нефтенасыщенность коллекторов пласта АВ2 контролируется структурным планом Локосовского поднятия и границами замещения. Резкая литологическая изменчивость и линзовидный характер залегания коллекторов обусловили сложный характер нефтеносности, в связи с чем в пределах месторождения выделяются три залежи, изолированные друг от друга зонами водонасыщенных коллекторов. Наибольшей по площади и запасам является основная залежь пласта АВ2. К югу от нее выделены небольшие залежи в районе скважины 647 и в районе скважины 138.

Основная залежь пласта АВ2 расположена в пределах центральной и северо-восточной частей Локосовского поднятия. Контуры залежи в основном контролируются структурным положением пласта. В пределах залежи выделено два участка, почти разделенных между собой заливообразной погруженной зоной.

На большей части залежи нефтенасыщенные коллектора подстилаются водонасыщенной зоной пласта. Чистонефтяная зона залежи вскрыта скважинами на 4-х небольших участках, связанных с отдельными локальными осложнениями структурного плана.

Гипсометрическое положение ВНК по данным ГИС прослеживается в интервале отметок -1720-1730 м. В плане контур ВНК характеризуется извилистыми очертаниями, что обусловлено, главным образом, глинизацией верхней части пласта до уровня водоносных коллекторов.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 20 м и составляют в среднем 4.5 м. В чистонефтяной зоне залежи среднее значение нефтенасыщенной толщины пласта равно 10.7 м.

Размеры залежи в пределах установленного контура нефтеносности составляют 7.5*12.5 км, высота около 15 м. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая.

Залежь в районе скважины 647 расположена к югу от основной залежи и вскрыта 6 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м до 7.5 м, при средней 4.6 м. Поверхность ВНК в скважинах устанавливается на отметках -1719-1722 м.

Размеры залежи составляют 1.1*1.0 км, высота около 10 м. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая.

Залежь в районе скважины 138, расположенная к западу от залежи района скважины 647, выделена по трем скважинам. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.7 м до 2.7 м, средняя толщина составляет 1.6 м.

Подошва нефти в скважине 138 отмечается на отметке -1719.8 м, водонасыщенный коллектор в ближайшей скважине 138б залегает на отметке -1720.2 м. В южной части залежи ВНК погружается до 1722 м. Залежь водоплавающая, с размерами 1.0*0.5 км и высотой 7 м.

Пласт БВ5

В пределах Локосовского месторождения нефтенасыщенные коллектора пласта имеют площадное распространение и представлены единой залежью.

В пределах залежи находятся 592 скважины (с учетом 110Р), их них в ЧНЗ - 395 скважин, в ВНЗ - 197 скважин. Водоносную зону пласта вскрыли скважины 31Р, 33Р и 11 эксплуатационных скважин.

По данным бурения и испытания разведочных скважин положение контура ВНК по пласту БВ5 при подсчете запасов было утверждено на отметках от -2156 м в северной и северо-западной частях (район скважин 36Р и 42Р) до -2161 м в южной и восточной частях залежи, что подтверждается большинством эксплуатационных скважин.

Нефтенасыщенные толщины пласта в зонах внутреннего контура (ЧНЗ) изменяются от 2.4 м (скв. 252, 1116) до 16.6 м (скв. 868), в скважине 110П - 17.6 м; в водонефтяной зоне (ВНЗ) - от 0.6 м до 14.4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составила 8.5 м.

В результате детальных сейсморазведочных работ по методике 2D Чумпасской СП 1/2002-2 в зоне сочленения Локосовского и Чумпасского лицензионных участков уточнилось геологическое строение северо-восточной части залежи.

По результатам работ c/п 19/96 АО «Татнефтегеофизика» на южной части месторождения за границами Локосовского лицензионного участка закартирована Мысовая структура (район поисково-разведочной скважины 110П), раскрывающаяся в северном направлении. Обобщение данных сейсморазведочных работ и бурения показало, что залежь пласта БВ5 Локосовского месторождения не ограничивается рамками только Локосовского поднятия, а распространяется за границу лицензионного участка на Мысовую и Восточно-Локосовскую структуры. Изменение геометрии залежи в южной ее части подтверждено бурением скважин 30П и 110П, вскрывших нефтенасыщенные коллекторы на абсолютных отметках -2156.5 и -2138.2 м, соответственно.

Скважина 30П вскрыла водонефтяную зону пласта. При испытании пласта в интервале перфорации 2796.5-2798.5 м (абс.отм. 2154.3-2156.0 м) получен смешанный приток с дебитами по нефти - 3.3 м3/сут, по воде - 96.7 м3/сут, обводненность составила 97%. Однако, по результатам интерпретации ГИС нефтеносность пласта в скважине отмечается до отметки -2161.8 м, а кровля водонасыщенных коллекторов установлена на отметке -2162.6 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 6.7 м.

По данным ГИС пробуренных в районе 30П эксплуатационных скважин положение ВНК отбивается на отметках -2160-2165 м.

В скважине 110П, пробуренной в своде Мысовой структуры, при испытании пласта в интервале 2281.0-2300.0 м (абс.отм. 2139.7-2158.5 м) получен промышленный приток нефти дебитом 75.0 м3/сут на 6 мм штуцере. По данным ГИС скважина вскрыла зону внутреннего контура нефтеносности с подошвой нефтенасыщенного коллектора на отметке -2157.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине составляет 17.6 м.

По результатам бурения и ввода в эксплуатацию скважины 28П уточнилось строение залежи в юго-восточной части месторождения. Нефтеносность пласта в скважине по ГИС установлена до отметки -2160.9 м, нефтенасыщенная толщина составила 11.8 м.

В пробуренных на этом участке в 2005 году эксплуатационных скважинах пласт нефтенасыщен до подошвы, за исключением скважины 688, где вскрыт ВНК на отметке -2159.9 м.

Среднее положение водонефтяного контакта залежи принято на отметках от -2161 м на севере до -2159-2164 м в южной части.

По уточненным структурным построениям размеры залежи пласта БВ5 составили 12*16.5 км, высота около 40 м. По типу залежь относится к пластовым сводовым.

Пласт БВ6 отделяется от пласта БВ5 глинистой пачкой толщиной от 3 до 14 м. Нефтенасыщенные коллекторы пласта БВ6 распространены на большей части Локосовского месторождения. В направлении с востока на запад отмечается закономерное уменьшение суммарной эффективной толщины пласта БВ6 и увеличение его расчлененности. В северо-западной части лицензионного участка выделяется зона замещения коллекторов.

Большая часть скважин расположена в зоне внутреннего контура залежи, границы которой контролируются зоной замещения коллекторов и структурным положения пласта. За контуром нефтеносности залежи оказалось три разведочные (31Р, 33Р, 36Р) и 20 эксплуатационных скважин, расположенных в основном на северной и юго-западной границах залежи.

Гипсометрическое положение поверхности ВНК залежи изменяется в основном в интервале абс. отм. -2175-2185 м. По данным бурения и испытания разведочных скважин положение ВНК по пласту БВ6 в ГКЗ РФ было принято на отметке -2183 м, что подтверждено бурением эксплуатационных скважин, вскрывших водонефтяную зону пласта.

По материалам детальных сейсморазведочных работ и результатам испытания поисково-разведочных скважин 30П и 110П уточнена геометрия основной залежи пласта БВ6. Контур залежи, как и по пласту БВ5, сместился к югу за пределы лицензионного участка, охватив южную часть собственно Локосовской структуры и Мысовую структуру. Площадь залежи значительно увеличилась.

Размеры залежи пласта БВ6 по уточненным данным составили 11.5*16.5 км, высота 40 м. Залежь пластовая сводовая, осложненная на западе литологическим экраном.

В скважине 110П при испытании в интервале перфорации 2309.0-2320.0 м (абс. отм. 2167.5-2178.5 м) получен приток нефти дебитом 9.67 м3/сут. Скважина расположена в чистонефтяной зоне, ВНК установлен по подошве нижнего проницаемого пропластка на отметке -2176.4 м. Нефтенасыщенная толщина составила 8.5 м.

В скважине 30П нефтенасыщенной по ГИС является верхняя часть пласта толщиной 1.7 м. Раздел нефть-вода установлен в интервале отметок -2182.0-2185.1 м.

В скважине 28П при испытании интервала пласта 2913.6-2919.2 м (абс.отм. 2170.0-2174.3 м) получен приток безводной нефти дебитом 148 м3/сут. По материалам ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы, определенной на отметке -2181.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 9.3 м.

По результатам испытания разведочных скважин и интерпретации ГИС новых эксплуатационных скважин положение уровня ВНК залежи на южном участке определено на отметках -2181-2185 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта БВ6 изменяются от 0.4 до 15 м при средней по залежи 5.6 м.

По скважине 42Р выделена небольшая литологически ограниченная залежь размерами 1.12*0.37 км, высотой до 3 м. По ГИС подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине установлена на отметке -2182.5 м, в законтурной скважине 835 кровля водоносного коллектора отмечается на отметке -2178.4 м.

Пласт ЮВ1

Залежь пласта выделена по материалам ГИС 8 углубленных эксплуатационных скважин, вскрывших коллекторы в ЮВ11, и бурения в 2001 году разведочной скважины 47Р.

При детальной корреляции пласт ЮВ11 был разделен на два самостоятельных пласта ЮВ11а и ЮВ11б с различными уровнями ВНК.

Залежь пласта ЮВ11а выделена по материалам испытания и ГИС скважин 47Р, 421, 852, 866, 1009, 1133. Водоносную зону пласта вскрыли скважины 603 и 525. С учетом результатов бурения на западе, в центральной части поднятия и на востоке выделены границы зоны глинизации коллекторов пласта ЮВ11 и ЮВ11а.

В скважине 47Р подошва нефтенасыщенного коллектора определена на отметке -2582.4 м, при испытании в интервалах 2620.0-2622.0 м (абс.отм. 2573.4-2575.4 м) и 2627.0-2629.0 м (абс.отм. 2580.4-2582.4 м) получен приток жидкости дебитом 21.49 м3/сут, дебит нефти при этом составил 15.11 м3/сут, обводненность - 29.8%. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине - 2.8 м.

В скважине 852 нефтеносность установлена до отметки -2581.2 м.

Водонасыщенный коллектор в скважине 603 залегает в кровле пласта, с абс. отметки -2596.6 м. Что подтверждено испытанием: при опробовании интервала с отметками -2596.2-2598.7 м получен непереливающий приток воды дебитом 5.4 м3/сут.

При испытании пласта в скважине 1009 в интервалах перфорации 2653.2-2655.2 м (абс.отм. 2586.4-2588.8 м) и 2658.5-2663.5 м (абс.отм. 2592.1-2596.7 м) получен незначительный приток нефти дебитом 0.5 м3/сут.

В скважине 525 пересмотрен характер насыщения: пласт охарактеризован как водонасыщенный с отметки -2596.9 м.

При испытании пласта ЮВ11а в скважине 866 получен непромышленный приток нефти дебитом 1.46 т/сут из интервала 2602-2605 м (абс.отм. 2540.9-2543.9 м).

С учетом результатов интерпретации и испытаний положение водонефтяного контакта принято для залежи пласта ЮВ11а на отметке -2596 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам залежи пласта ЮВ11а изменяются от 1.8 м до 4.2 м, в среднем составляя 2.8 м (рис. 1.3.4).

Залежь пласта ЮВ11б выделена по скважине 875 и представляет собой линзу, ограниченную на западе линией отсутствия коллекторов пласта ЮВ11, а на востоке - линией глинизации пласта ЮВ11б. При испытании пласта в интервале 2662.0-2665.0 м (абс.отм. 2602.3-2605.3 м) получен приток нефти дебитом 6.5 м3/сут. Подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине уточнена и находится на глубине 2664.8 м (абс.отм. 2605.1 м), на этой отметке принят и ВНК залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.8 м.

Результаты опробования поисковых и разведочных скважин приведены в таблице 1.3.1. Данные опробования по пласту Ю11 по разведочным и эксплуатационным скважинам приведены в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.1 Результаты испытания поисково-разведочных скважин

Особенности геологического строения, толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Геологическое строение пластов АВ2, БВ5, БВ6, как основных нефтесодержащих объектов в разрезе неокома, и пласта ЮВ11 на Локосовском месторождении представлено по данным комплекса геофизических исследований скважин, изучения кернового материала и результатов опробования скважин (таблица 1.3.3).

Опорными для корреляции геофизических характеристик разрезов скважин являются маркирующие горизонты - реперы, преимущественно, глинистые пласты и пачки. Устойчивым репером для пластов группы АВ являются глины кошайской пачки алымской свиты.

Пласт АВ2 стратиграфически приурочен к верхней подсвите ванденской свиты и характеризуется существенной литологической неоднородностью по площади и по разрезу.

В принятых границах пласт имеет общую толщину от 14.0 до 37.6 м при средней - 26.5 м. Характеризуется невысокой песчанистостью, коэффициент песчанистости - 0.32. При этом эффективные толщины изменяются от 0.6 до 21.4 м, средняя по пласту составляет - 8.5 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 4.5 м, при интервале изменения от 0.6 до 20 м. Коэффициент расчлененности по пласту составляет 4.4 (таблица 1.3.4).

Коллекторы пласта АВ2 представлены песчаниками серыми и буровато-серыми, мелко-, среднезернистыми, слабоалевритистыми, с включением аргиллитов. Структура алевро-псаммитовая, текстура ориентированная, местами линзовидная. Обломочный материал средней отсортированности, составляет 70-90%. Преобладающий размер зерен 0.15-0.22 мм, вниз по разрезу увеличивается до 0.2-0.3 мм. Породообразующие минералы кварц, полевые шпаты, обломки пород и слюда. Состав обломков пород серицит - кварцевый и эффузивный.

Продуктивная часть пласта керновым материалом изучена недостаточно, поэтому средние значения по керну непредставительны.

По геофизическим данным фильтрационно-емкостные свойства исследованы по 3185 определениям из 626 скважин. Пористость изменяется в диапазоне от 18.8 до 25.6%, при среднем значении коэффициента пористости - 22.6%. Проницаемость варьирует в интервале от 1 до 1950*10-3мкм2, при среднем значении - 354*10-3мкм2. Нефтенасыщенность исследована по 872 определениям из 477 скважин. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 51%, интервал изменения от 35 до 77.5% (таблица 1.3.5).

Геологический разрез пластов представлен на рис. 1.3.

Рис. 1.3 Геологический разрез пластов Локосовского месторождения

Таблица 1.3.3 Результаты испытания поисково-разведочных скважин

Таблица 1.3.4 Характеристика толщин и параметров неоднородности продуктивных пластов

Пласт АВ2 характеризуется неоднородностью по проницаемости (таблица 1.3.4). Пределы распределения проницаемости по данным геофизических исследований скважин следующие: пропластки с фильтрационными свойствами до 10*10-3мкм2 составляют 32%; с интервалом проницаемости от 10 до 50*10-3мкм2 - 23%; проницаемость от 50 до 200*10-3мкм2 имеют 18% пропластков и от 200 до 500*10-3мкм2 - 11%, более 500*10-3мкм2 - 16%.

Пласты БВ5 и БВ6 стратиграфически относятся к нижней подсвите ванденской свиты, которая сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями, представленными ритмичным чередованием песчано-алевролитовых пластов и глин.

В качестве реперов в разрезе неокома использовались пласты тонкоотмученных глин, отличающиеся по материалам ГИС наиболее низкими pп. Такие глины присутствуют, в основном, над пластами группы БВ, имеют широкое площадное распространение, практически без изменения облика по ГИС.

Пласт БВ5 литологически выдержан по площади. Характер изменения общей толщины пласта от 9.8 до 25.6 м, среднее значение - 17.9 м. Коэффициент песчанистости в среднем по пласту составляет 0.61. Эффективные толщины изменяются от 2.4 до 19.6 м и в среднем составляют 11 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 8.5 м при изменении по площади пласта от 0.6 до 16.6 м. Разрез пласта представлен пропластками в количестве от 1 до 14, коэффициент расчлененности составляет 3.6 (таблица 1.3.4).

Коллекторы пласта представлены мелко-среднезернистыми песчаниками серого и светло-серого цвета. Нефтенасыщенные разности имеют буроватый оттенок. Структура песчаника псаммитовая. Обломочный материал составляет 70-90% от объема породы, цемент - 3-5%. Размеры обломков от 0.05 до 0.5 мм, преобладают 0.1-0.3. Отсортированность материала средняя, обломки угловатой формы.

По составу обломочный материал представлен полимиктовыми и аркозовыми разностями. Полевых шпатов - 35-50%, кварца - 20-25%, обломков пород до 20%. Слюды составляют до 5%. Состав цемента глинистый.

Гранулометрический состав коллекторов изменчив по разрезу. Среднее содержание среднепесчаной фракции варьирует от 0 до 42.6%, мелкопесчаной от 9.1 до 81.9%, глинистой от 1.4 до 24.4%.

В разрезе отмечается преобладание коллекторов III и IV классов по проницаемости, значительный процент II и V классов по классификации А.А. Ханина.

По данным лабораторных анализов керна из 13 скважин породы-коллектора имеют диапазон изменения пористости - 12.2-25.4% (596 определений). Наиболее характерной является пористость 20-22% (44%), в среднем для пласта составляет 20.9%.

Таблица 1.3.6 Статистические ряды распределения проницаемости по пластам

Проницаемость по образцам изменяется от 0.32 до 1383*10-3мкм2 (340 определений), в среднем составляет 182.7*10-3мкм2.

По материалам геофизических исследований 567 скважин средний коэффициент пористости составляет 21% при изменении в диапазоне от 17.7 до 22.9% (2973 опр.). Величина коэффициента проницаемости изменяется от 1 до 1479*10-3мкм2 и в среднем по пласту равна 230.3*10-3мкм2. Начальная нефтенасыщенность, исследованная по 1553 определениям, составляет 55.3%.

По геофизическим данным распределение пропластков коллектора по проницаемости свидетельствует о том, что 45% составляют коллектора с проницаемостью до 50*10-3мкм2. Пропластков с интервалами проницаемости 50-200 и 200-500*10-3мкм2, соответственно, 29 и 15%. Проницаемость более 500*10-3мкм2 имеют 11% пропластков коллектора.

Пласт БВ6. литологически невыдержан по площади и имеет неоднородное строение.

Общие толщины изменяются в диапазоне от 5 до 25.8 м при среднем значении - 17.2 м. Среднее значение коэффициента песчанистости по пласту составляет 0.48. При этом эффективные толщины изменяются от 1 до 15 м. Среднее значение эффективной толщины по пласту - 7.7 м. Нефтенасыщенная толщина характеризуется диапазоном значений от 0.4 до 15 м при средней величине 5.6 м. Расчлененность пласта от 1 до 9 прослоев, при среднем значении - 3.5.

Коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с микрослоистой и микролинзовидной текстурой.

По составу песчаники аркозовые и полимиктовые с преобладанием кварцита (20-60%) или полевых шпатов (30-40%). Обломки пород составляют до 20% и представлены эффузивными, кремнистыми или метаморфическими разностями. Содержание слюды 2-5%.

Коллекторы пласта сложены на 88-97% обломочным материалом плохой, реже средней отсортированности. Форма зерен угловатая, полуокатанная, их размеры изменяются от 0.03 до 0.5 мм с преобладанием зерен 0.01-0.1 мм. Цемент по составу глинистый, преобладает порово-контактный тип цементации.

В пласте преобладают породы IV, реже III классов коллекторов по классификации А.А. Ханина.

Коллектрские свойства пласта изучены по керну из 5 скважин. Пористость изменяется в диапазоне от 13.1-24.8% при среднем значении 20.8%. Проницаемость составляет 91.3*10-3мкм2 при изменении от 0.1 до 811*10-3мкм2.

По материалам геофизических исследований из 487 скважин средний коэффициент пористости составляет 20.5% при изменении в диапазоне от 16.1 до 22.5% (2163 опр.). Величина коэффициента проницаемости, исследованная по 2138 определениям, в среднем по пласту равна 157*10-3мкм2. Начальная нефтенасыщенность, исследованная по 1553 определениям, составляет 54.8%.

В целом пласт характеризуется несколько худшими коллекторскими свойствами, по сравнению с БВ5.

По статистическим данным распределения проницаемости по пласту преобладают пропластки с проницаемостью до 50*10-3мкм2 (54%). Пропластков с интервалами проницаемости 50-200 и 200-500*10-3мкм2, соответственно, 25 и 11%. Проницаемость более 500*10-3мкм2 имеют 10% пропластков коллектора.

Пласт ЮВ11 стратиграфически приурочен к верхней подсвите васюганской свиты, которая представлена морскими и прибрежно-морскими отложениями. С кровлей продуктивного пласта ЮВ11 отождествляется отражающий горизонт Ю1. В качестве реперов, для сопоставления разрезов скважин, использованы характерные глины георгиевской и баженовской свит, непосредственно перекрывающие горизонт.

По результатам корреляции в составе горизонта ЮВ1 выделяются до трех регрессивных ритмов. В связи с тем, что интенсивность регрессивных циклов увеличивается вверх по разрезу васюганской свиты, соответственно, возрастала и степень опесчанивания пластов. Отсюда, нижние регрессивные ритмы, выделяемые как пласты горизонта - ЮВ12 и ЮВ13 представлены, в основном, непроницаемыми глинистыми песчаниками и алевролитами. Крупные песчаные образования присущи кровельной части васюганской свиты - пласту ЮВ11. В связи с его залеганием непосредственно под реперными глинами, выделение и прослеживание кровли пласта затруднений не вызывает. Стратиграфическое положение подошвы пласта определялось также достаточно уверенно с учетом положения кровли нижезалегающего регрессивного ритма (ЮВ12). Тем не менее, пласт следует считать сложнопостроенным объектом. Сложность его строения обусловлена полифациальными условиями формирования. Это определило изменение общих и эффективных толщин, характера строения по разрезу, фильтрационно-емкостных свойств.

На площади Локосовского поднятия развиты отложения фаций морского мелководья. На диаграммах ГИС по ПС пласт характеризуется возрастанием отрицательных значений амплитуды в направлении кровли без образования вертикальной боковой линии.

Пласт сложен в основном глинисто-алевролитовыми породами с подчиненным значением песчаников. В связи с тем, что песчаники залегают тонкими пропластками, имеют очень низкие фильтрационные свойства, гидродинамическая связь в пласте по площади затруднена. Вероятно и линзовидное строение коллекторов. На площади выделяются зоны отсутствия проницаемых пород в пласте ЮВ11, где он представлен в лучшем случае алевролитами или полностью замещен глинами.

Породы пласта характеризуются как алевритовые песчаники (участками с запахом нефти - коллекторы V и VI классов) и песчаные алевролиты (участками карбонатистые) - коллекторы VI класса. Неколлекторы представлены песчаниками и алевролитами карбонатистыми, карбонатными, доломитизированными. По соотношению породообразующих минералов в обломочной части песчаники и алевролиты характеризуются как граувакковые аркозы. Породы пиритизированы (2-10%), сидеритизированы (1-3%). Текстура микрослоистая, обусловленная ориентировкой удлиненных зерен, чешуек слюд, РД. Тип цемента кварцево-регенерационный, пленочно-поровый. Распределение неравномерное. Отмечается повышенное число конформных контактов. Поровый цемент преимущественно глинистого состава. Глинистая компонента представлена каолинитом, в меньшей степени гидрослюдистым материалом. Карбонатная составляющая - поровым кальцитом и сидеритом. Содержание порового цемента в породе колеблется от 17 до 36%. Пленочный цемент представлен лейкоксеновыми (0.01 мм) пленками.

При изучении разрезов скважин было установлено, что пласт ЮВ11 представлен песчаными резервуарами ЮВ11а и ЮВ11б имеющими зональное распространение.

Коллекторы пласта ЮВ11а развиты в разрезах скважин 603, 1009, 47, 421, 866, 1133, 852, 525.

Пласт имеет общую толщину в пределах 9-16 м и представлен 1-3 проницаемыми пропластками глинистых песчаников. Характеризуется низкой песчанистостью разреза. Эффективные толщины изменяются от 1 до 9.6 м и в среднем составляют 3.85 м по пласту. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 2.8 м при изменении от 1.8 до 4.2 м.

Керн представлен песчаниками серыми и темно-серыми, мелкозернистыми, глинистыми по разрезу скважины 47Р. По материалам ГИС среднее значение пористости равно 15% при интервале изменения - 14.1-17%. Нефтенасыщенность изменяется в диапазоне - 55.4-64.8%, среднее значение принято равным 60%.

Коллекторы пласта ЮВ11б выявлены в районе скважины 875 и слагают линзовидное тело, ограниченное на западе линией глинизации пласта ЮВ11, а на востоке линией глинизации пласта ЮВ11Б. Общая толщина составляет 14 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 875 равна 2.8 м. По геофизическим данным скважины 875 значение коэффициента пористости равно 15%, нефтенасыщенности - 68%.

1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов

1.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа в пластовых и стандартных условиях

Физические свойства пластовых нефтей Локосовского месторождения исследованы по результатам поверхностных и глубинных проб. Исследования выполнены специализированными службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии, ТПП Лангепаснефтегаз и института СибНИИНП.

Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации глубинных проб пластовой смеси, а также устьевых проб, отобранных при испытании скважин.

Отбор глубинных проб из скважин производился пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии, в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование нефти»

Отбор поверхностных проб разгазированной нефти осуществлялся с устья разведочных и эксплуатационных скважин в процессе испытании и эксплуатации. Анализ проб выполнен по действующим государственным стандартам и типовым методикам.

Изучение свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:

· методом однократного (стандартного) разгазирования;

· методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

В процессе выполнения стандартного разгазирования определялись основные параметры нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, сжимаемость, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание.

Дифференциальная дегазация глубинных проб реализуется в виде двух модификаций:

· при ступенчатом снижении давления и температуры по схеме, условно моделирующей движение пластовой смеси по стволу скважины (обычно 5-6 ступеней с начальным давлением около 6 МПа);

· при ступенчатой сепарации пластовой смеси по схеме, моделирующей типовые условия сбора, подготовки и транспорта продукции на промысле.

На дату утверждения запасов (1999 г.) свойства нефти были изучены по 64 глубинным пробам из 33 скважин и 85 поверхностным устьевым пробам из 60 скважин основных объектов разработки. Свойства пластовой нефти приведены в таблице 1.4.1.