Неблагоприятное влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пород пласта АС7 оказали следующие факторы: размер обломочного материала, содержание и состав глинистого цемента, развитие процессов вторичного минералообразования. В рамках классификации А.А.Ханина продуктивные отложения пласта относятся к коллекторам IV класса.

Пласты БС71 и БС81

Пласты БС71 и БС81 в пределах Мурьяунского месторождения литолого-петрофизическими исследованиями не охарактеризованы. Для характеристики пластов БС71 и БС81 были привлечены данные по пласту БС8 Средне-Сыхтымского месторождения, в пределах которого данный пласт имеет аналогичную генетическую природу.

Отложения пласта БС8 представлены светло-серыми мелкокосослоистыми мелкозернистыми песчаниками. В разрезе песчаные пачки ассоциируют с алевролитами и аргиллитами, отвечающим разнообразным мелководно-морским обстановкам осадконакопления. Строение верхних частей пласта БС8 характеризуется появлением песчаников и алевролитов с флазерной и волнистой типами слоистости. Для песчаников и алевролитов характерно присутствие биотурбационных текстур. В аргиллитах и алевролитах биотурбационные текстуры представлены главным образом наклонно и горизонтально ориентированными мелкими ходами илоедов. Продуктивная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми и алевролитами песчанистыми. Преобладающий размер обломков в песчаниках 0.10-0.16мм, в алевролитах 0,06-0,10мм. Примесь зерен алевритовой фракции в песчаниках составляет 15%-35%, примесь песчаной фракции в алевролитах 15%-30%. Обломочный материал хорошо отсортирован, зерна полуугловатые и полуокатанные. Обломочная часть составляет 90-85%, цементирующий материал - 5-15%.

Состав породообразующих минералов аркозовый (по классификации Шутова В.Д.). Содержание кварца - 30-35%, полевых шпатов - 40-45%, при количестве обломков пород 20-25% и слюды 3-5%. Аутигенный минеральный комплекс представлен кальцитом, пиритом, пелитоморфным сидеритом и лейкоксеном. Пирит встречается в виде мелких кристаллов, пелитоморфный сидерит частично замещает гидрослюду, лейкоксен в виде пленок и мелких комочков неравномерно распространен в массе породы. Кальцит выполняет отдельные поры и замещает единичные зерна полевых шпатов.

Количество цементирующего материала колеблется от 5% до 15%. По типу цемент порово-пленочный и конформно-регенерационный, обусловленный значительной регенерацией кварца. По составу - глинистый с незначительной примесью карбонатного кальцитового (1-2%). В песчаниках, в составе глинистого цемента преобладает мелкоагрегатный каолинит. В алевролитах отмечается повышение в составе глинистого цемента доли гидрослюдисто-хлоритового материала, уменьшение каолинитовой составляющей. Доля регенерационного кварцевого цемента составляет 1-3% на породу. Пленки широкие сплошные и прерывистые, выполнены хлоритовым, редко гидрослюдистым материалом.

Коллекторские свойства продуктивных отложений обусловлены гранулометрическими характеристиками пород, незначительным аутигенезом, количеством и составом глинистого цемента, хорошей сортировкой обломочного материала. Продуктивные отложения относятся к коллекторам IV и V классов по классификации А.А.Ханина.

Пласты Ач3 и Ач4

По данным керна и геофизических исследований ачимовские отложения в пределах Тянской группы месторождений представлены чередованием песчано-алевритовых, карбонатных и глинистых прослоев, разделяющих отложения на серию продуктивных пластов Ач1-Ач4. Корреляция разрезов показала, что выделенные пласты зачастую выклиниваются, замещаются глинистыми породами или, напротив, объединяются друг с другом, создавая довольно сложную картину распределения песчаных тел, как в разрезе, так и в плане. Наиболее выдержанными являются два нижних пласта. Чаще всего они индексируются как пласты Ач3 и Ач4. Их суммарная толщина составляет 30-45 метров. Глинистая перемычка, разделяющая их между собой, редко превышает 3-5 метров и, как правило, участками утончается или исчезает вовсе, что можно наблюдать в отдельных скважинах на всех трех площадях (скв.3143, 4301, 4302 и др.). Наиболее выдержанный глинистый прослой в разрезе перекрывает тело пласта Ач3 и отделяет два нижних пласта от серии верхних песчаных линзовидных тел, слабо выдержанных по площади, индексируемых чаще всего как пласты Ач2 и Ач1. Иногда над пластом Ач1 появляются одиночные песчаные линзы, индексируемые как пласт Ач0. Не исключено, что этот индекс может присваиваться абсолютно разным, не связанным друг с другом линзовидным песчаным телам.

Глинистый прослой, разделяющий разрез на два комплекса песчаных тел (Ач3-4, и Ач1-2), может достигать толщины 30 метров (скв.4301, 4307). В отдельных скважинах (скв.103, 106) песчаные тела полностью исчезают из разреза и вся ачимовской толща представлена глинистыми отложениями.

Продуктивные образования ачимовской толщи в пределах изученной площади представлены массивными и горизонтальнослойчатыми песчаниками, градационными горизонтально- и мелкокосослоистыми песчаниками, слагающими песчаные пачки мощностью от 0.3 до 4.65 м. Строение песчаных пачек осложняется присутствием массивных алевролитов, градационных алевролитов и аргиллитов.

Массивные песчаники слагают нижние и средние части песчаных пачек и образуют маломощные прослои, залегающие среди мелкокосослоистых песчаников и алевролитов. Для массивных песчаников характерно присутствие в средней и верхней части песчаных пачек горизонтов интракластов аргиллита и глинистого алевролита. Также в массивных песчаниках встречаются градационные интервалы, связанные с постепенным обогащением песчаника углефицированным растительным детритом. Градационные горизонтально- и мелкокосослоистые песчаники характеризуются резкой эрозионной подошвой и градационным строением кровли, обусловленным постепенным изменением их строения снизу вверх, выраженным в последовательной смене осадочных текстур и постепенным переходом песчаников в алевролиты. В разрезе градационные горизонтально- и мелкокосослоистые песчаники переслаиваются с прослоями градационных алевролитов и аргиллитов. Пачки градационных горизонтально- и мелкокосослойчатых песчаников интерпретируются как отложения низкоплотных песчаных турбидитовых течений. Формирование перекрывающих песчаные пачки глинисто-алевритовых отложений связано с низкоплотными турбидитовыми течениями и тонкозернистыми дебрисными или разжиженными потоками, развивающимися в пределах межрусловых площадей подводного склона и его подножия. Чередование в разрезе маломощных песчаных и массивных алеврито-глинистых пачек свидетельствует о неустойчивой динамике развития подводных русел, транспортирующих помимо песчаного материала также значительное количество глинисто-алевритовых осадков.

Преимущественно тонкозернистый состав отложений, вскрытых в зонах глинизации, свидетельствует о формировании их в условиях с очень незначительной гидродинамической активностью среды. Такие условия седиментации отвечают дистальным частям подводных конусов выноса, для которых характерно затухание зерновых потоков и гемипелагические обстановки осадконакопления.

Генезис ачимовских отложений обусловил сложное строение пластов и значительную невыдержанность их в различных частях площади, а также сложную морфологию коллекторов внутри песчано-алевритовых тел.

Пласты Ач3-Ач4 имеют общую генетическую природу, которая выражается в сходстве литологических и структурно-текстурных характеристик. В связи с этим литолого-петрофизическая характеристика пластов Ач3 и Ач4 дается совместно. Продуктивные отложения представлены песчаниками серыми, светло-серыми мелкозернистыми алевритовыми и алевролитами крупнозернистыми песчанистыми с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Преобладающий размер обломков в песчаниках 0.10-0.12 мм, примесь алевритовой фракции составляет 30-40%, в алевролитах 0.06-0.10 мм, примесь песчаной фракции 30-35%. Обломочный материал в породах в основном слабо отсортирован. Обломки угловатой и полуугловатой формы, слабо окатанные. Содержание обломочного материала составляет 85-90%, прослоями 80-85%.

По вещественному составу песчаники и алевролиты относятся к аркозовому типу (по В.Д. Шутову) с содержанием кварца 30-35%, полевых шпатов 45-50%, обломков пород 15-20%. Слюды (биотит, мусковит, хлорит) развиты как в виде равномерной примеси (4-6%), так и концентрируются в отдельных прослоях (до10-12%).

Для песчано-алевритовых отложений пластов группы Ач характерно высокое содержание карбонатных и железисто-титанистых образований, а также значительное развитие вторичных процессов. Аутигенный минеральный комплекс представлен лейкоксеном, пелитоморфным сидеритом и кальцитом. Наблюдается замещение биотита пелитоморфным сидеритом, при этом происходит разрастание сидерита за пределы слюдистых пластинок с выполнением прилегающего порового пространства. Лейкоксен развивается вокруг зерен, образуя сплошные или прерывистые каемки, в местах контактов зерен, а также отмечается в виде пелитоморфных выделений в порах, примазок по обломочному материалу. Достаточно широкое развитие имеет процесс регенерации, который охватывает около половины кварцевых зерен и приводит к агрегатированию зерен и развитию конформно-регенерационной структуры. Регенерация кварца проявляется в виде наростов, тонких прерывистых кайм, которые развиваются преимущественно на гранях зерна, выходящих в поровое пространство.

В породах-коллекторах развит глинистый цемент пленочно-порового типа. В породах с пленочно-поровым типом цемента каолинит (70%) доминирует над хлоритом (24%), гидрослюдой (5%) и смешаннослойными образованиями гидрослюдисто-монтмориллонитового ряда (3%). Хлорит совместно с гидрослюдой формируются здесь в виде тонких пленок, участками вокруг обломочных зерен появляются щеточки Fe-Mg-хлорита, которые образуют крустификационный тип цемента. Щетковидные выделения хлорита, хотя и не образуют монолитных цементов, значительно усложняют структуру порового пространства, что вызывает снижение фильтрационных свойств и увеличение остаточной водонасыщенности. Каолинит образует мелкочешуйчатые агрегаты и выполняет некоторые поры.

Особый интерес представляет карбонатный цемент, который в существенной степени контролирует коллекторские свойства пород. Содержание карбонатного цемента в проницаемых прослоях колеблется от 2 до 8%. Новообразованные зерна кальцита имеют тонкозернистое или мелкозернистое строение. Карбонатизация в изученных терригенных отложениях проявляется в образовании различного по морфологии цемента (контактового, порового). Накопление кальцита происходило, главным образом, за счет растворов, циркулирующих в пласте после литификации, а также в результате перекристаллизации кальцита, образовавшегося из иловых растворов в раннем диагенезе. Кальцитизация в породах, изолируя различные по величине участки пор, создавала неоднородное строение песчаных пород. Наибольшая кальцитизация песчано-алевритовых пород приурочена к кровельной и подошвенной частям пластов, на контакте с аргиллитами.

В целом структура порового пространства изученных пород неоднородна по разрезу и сложна по строению. Поровое пространство изученных песчано-алевритовых пород характеризуется пониженной разветвленностью системы поровых каналов. Более плотная упаковка обломочного материала обусловила наличие изолированных пор. В породах преобладают трехзерновые сечения поровых каналов. На долю основных фильтрующихся пор (размером > 0.02 мм) приходится 1.5% от всего объема породы. Это обусловило низкие коллекторские свойства пород пластов группы Ач в пределах Мурьяунской площади.

Продуктивные отложения пластов Ач3 и Ач4 представлены коллекторами V класса по А.А.Ханину.

Пласт ЮС2

Пласт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхам тюменской свиты и сложен породами преимущественно континентального генезиса. Отложения пласта не выдержаны по площади и представлены сложно построенными песчаными и алеврито-глинистыми пачками, обогащенными мелким углистым детритом, прослоями углей и углистыми аргиллитами. В соответствии с текстурно-структурными особенностями строения пласта в нем интерпретируются фации русла меандрирующей реки, временных потоков, алеврито-глинистой поймы.

Продуктивные отложения пласта ЮС2 представлены серыми среднемелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками, а также крупнозернистыми алевролитами с поровым, порово-пленочным, глинистым и карбонатно-глинистым цементом. В песчаниках, терригенные породообразующие зерна составляют 85-95%. Преобладающий размер обломков представлен двумя фракциями 0.10-0.13 мм и 0.18-0.22 мм. Содержание алевритовой фракции изменяется от 15 до 25%, примесь среднепесчаной фракции - 5-25%. Преобладающий размер породообразующих зерен в алевролитах составляет 0.06-0.10 мм, примесь псаммитовой фракции - 30-35%. Породы характеризуются высокой степенью отсортированности и окатанности обломочного материала, особенно наиболее грубозернистые разности.

По составу породообразующих минералов породы можно отнести к группе полевошпатовых граувакк (по классификации В.Д. Шутова) с содержанием полевых шпатов 35-45%, кварца 25-30%, обломков пород 20-30%, слюды 1-3%, в прослоях, обогащенных слюдистым материалом - до 7%.

Кварц наблюдается в виде светлых зерен с равномерным или волнистым погасанием, довольно часто с проявлениями регенерации. Регенерационные каймы отчетливые и широкие. На некоторых участках зерен новообразования кварца имеют правильную кристаллографическую форму в направлении оптических осей кварца. Обычно внешний контур регенерационных кайм характеризуется неправильными очертаниями, обусловленными конфигурацией выполняемого порового пространства. Иногда регенерационные каемки имеют грани, представленные несколькими генерациями, разделенные четкими или слабо заметными пленками глинистого материала. Встречаются зерна с корродированной одной и регенерационной другой сторонами. На отдельных участках регенерационный кварц сращивает обломки в единый агрегат и цементирует их. Полевые шпаты представлены плагиоклазами и калишпатами, в средней и сильной степени измененными процессами пелитизации, серицитизации, каолинизации, выщелачивания. Для полевых шпатов характерны микропертитовые прорастания, аутигенные обрастания отмечаются редко. Измененным пластинкам плагиоклазов свойственна деформация, изгибы, сопровождающиеся микросдвигами со смещением двойниковых швов.

Характерно присутствие плагиоклазов с расплывчатыми двойниками. Вторичному преобразованию (пелитизации, хлоритизации) также подвергались обломки пород, среди которых преобладают эффузивные, кремнистые, осадочные разности и сланцы.

Слюдистые минералы в стадии катагенеза были подвергнуты гидратации, сопровождающейся деформацией. Мусковит присутствует в виде характерных, вытянутых по спайности чешуек, которые огибают обломочные зерна, приспосабливаясь к их форме. Чешуйки биотита большей частью сильно изогнуты или пережаты более твердыми обломочными зернами. При более существенном изменении, биотит, теряя свою форму и спайность, заполняет имеющееся свободное пространство между другими зернами. Интенсивно измененный биотит представляет собой бесформенный агрегат без четких ограничений.

Из аутигенных минералов в породах 1-го литотипа развиты пелитоморфный и рассеянный микрозернистый сидерит (образует псевдоморфозы по биотитовым пластинкам, глинистому материалу цемента), кальцит (выполняет межзерновые пространства), лейкоксен. Пирит присутствует в виде мелкой рассеянной вкрапленности по обломочному материалу и цементу, или развирается избирательно по углефицированному растительному детриту.

Содержание цемента в породах-коллекторах составляет 5-15%. Состав цемента глинистый и карбонатно-глинистый, по типу порово-пленочный, пленочно-поровый, кварцевый конформно-регенерационный. Поры выполнены каолинитом и хлорит-гидрослюдистым материалом. В отдельных порах развивается кальцит, в среднем его количество составляет 2-3%. Пленки узкие и широкие, прерывистые, по составу хлорит-гидрослюдистые. Свободные поры мелкие и распределены в породе неравномерно.

По данным рентгенофазового анализа в составе глинистого цемента в коллекторах преобладает каолинит - 58%, в меньшем количестве присутствуют хлорит - 16%, гидрослюда - 20% и смешаннослойные образования гидрослюда-монтмориллонитового ряда (ССО) - 6%.

При погружении отложения пласта ЮС2 претерпели значительные диагенетические и катагенетические преобразования, которые выразились в уплотнении пород, трансформации минералов, уменьшении пустотного пространства, интенсивном аутигенезе. Широкое развитие получили структуры взаимного приспособления и внедрения, в результате которых границы между зернами приобрели извилистые очертания. Все это способствовало уменьшению пустотного пространства и значительному ухудшению фильтрационных свойств пород. Для изученных пород-коллекторов характерно неоднородное распределение пор и каналов. В шлифах наблюдаются участки, где обломки плотно прилегают друг к другу, образуют структуру внедрения и взаимного приспособления зерен с полным отсутствием пор и каналов, либо при более свободной упаковке зерен они разобщены цементом, который частично или полностью ликвидировал пустотное пространство. В этих же породах локально отмечаются участки, где поры частично свободные от цементирующего вещества сообщаются друг с другом каналами различной ширины и извилистости. Вторичные зерновые поры имеют широкое распространение в этих породах. Чаще всего отмечается растворение внутренних частей зерен, наблюдающееся обычно у зерен полевых шпатов, эффузивов, обломков пород. Образующиеся отдельные полости или их системы (по двойникам плагиоклазов) наблюдаются у зерен, которые примыкают к порам. В зернах аналогичного состава, находящихся в плотных участках породы или окруженных цементом, внутризерновое растворение наблюдается реже.

В целом, песчано-алевритовые отложения, слагающие продуктивную часть пласта ЮС2 представлены коллекторами IV и V классов по классификации А.А.Ханина

3.3 Коллекторские свойства залежи

В пределах залежи выделены продуктивные пласты АС10, АС9 , АС7(черкашинская свита - готерив-баррем) БС7,БС8(верхняя ахская подсвита - валанжин-готерив), Ач4,Ач3(ачимовская свита - берриас-валанжин), ЮС2(тюменская свита - нижняя-средняя юра). Все коллекторы песчано-алевритового состава, которые составляют поровый тип коллектора, характеризующийся различными параметрами. Описание пластов представлено ниже.

Пласт АС10

Коллекторы представлены отложениями русел, отложениями промоин и конусов выноса промоин и отложениями поймы песчано-алевролитового состава.

Отложения русел представлены в основном песчанистыми отложениями (75%) с примесью алевролитовых отложений (23,2%). Коэффициент открытой пористости песчаников - 21,4%, коэффициент проницаемости - 181,8 *10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 29,9%; В алевролитовых породах: коэффициент открытой пористости - 19,6%, коэффициент проницаемости - 14,9*10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 50,5%

В составе отложений промоин и конусов выноса промоин песчаники и алевролиты находятся в практически равных пропорциях: песчаники(53,1%), алевролиты(43,0%). Что касается песчаников: коэффициент открытой пористости - 23,1%, коэффициент проницаемости - 186,2 *10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 31,4%; Алевролиты: коэффициент открытой пористости - 20,9%, коэффициент проницаемости - 13,7*10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 50,7%

В отложениях поймы преобладают исключительно алевролиты(58,6%): коэффициент открытой пористости - 13,6%, коэффициент проницаемости - 1,3*10-3 мкм2, коэффициент водоудерживающей способности - 85,1%

Пласт АС9

Коллекторы представлены устьевыми барами, вдольбереговыми барами, краевой частью баров, забаровыми лагунами.

Устьевые бары: Песчаники. Содержание литотипов (массовая доля в породе) -55,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,1%, Коэффициент проницаемости - 193,0 *10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 29,5%; Алевролиты. Содержание литотипов - 34,4%, Коэффициент открытой пористости - 21,1%, Коэффициент проницаемости - 65,7*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 44,1%

Вдольбереговые бары: Песчаники. Содержание литотипов -28,4%, Коэффициент открытой пористости - 21,4%, Коэффициент проницаемости - 197,0 *10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 27,4%; Алевролиты. Содержание литотипов - 61,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,4%, Коэффициент проницаемости - 17,2*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 41,7%

Краевая часть баров: Песчаники. Содержание литотипов -57,3%, Коэффициент открытой пористости - 21,1%, Коэффициент проницаемости - 257,0 *10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 27,6%; Алевролиты. Содержание литотипов - 36,6%, Коэффициент открытой пористости - 22,1%, Коэффициент проницаемости - 128,0*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 27,6%

Забаровые лагуны: Песчаники. Содержание литотипов -14,3%, Коэффициент открытой пористости - 21,3%, Коэффициент проницаемости - 216,0 *10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 33,0%; Алевролиты. Содержание литотипов - 75,0%, Коэффициент открытой пористости - 21,6%, Коэффициент проницаемости - 53,0*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 29,5%

Пласт АС7

Алевролиты. Содержание литотипов - 65,0%, Коэффициент открытой пористости - 19,1%, Коэффициент проницаемости - 3,1*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 56,4%

Пласты Ач3 и Ач4

Песчано-алевритовые породы. Содержание литотипов - 57,7%, Коэффициент открытой пористости - 15,1%, Коэффициент проницаемости - 0,8*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 64,6%

Пласт ЮС2

Песчано-алевритовые породы. Содержание литотипов - 25,0%, Коэффициент открытой пористости - 13,1%, Коэффициент проницаемости - 1,8*10-3 мкм2, Коэффициент водоудерживающей способности - 61,1%

4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

В пределах Мурьяунского месторождения выделяются 4 нефтегазоносных комплекса: баррем-готеривский (пласты группы АС), валанжин-берриас-волжский (пласты группы БС и ачимовской толщи), верхнеюрский (пласт ЮС0), средне-нижне-юрский (пласт ЮС2).

Нефтеносными являются пласты: АС7, АС9, АС10, БС71, БС81 АЧ3, АЧ4, ЮС0, ЮС2.

Залежь пласта АС9

Залежь пласта является одним из основных эксплуатационных объектов. Залежь выявлена 24 разведочными скважинами. В настоящее время пласт разбурен эксплутационными скважинами.

По ГИС коллектор пласта АС9 в скважине представлен нефтенасыщенными прослоями, обладающими достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), (толщины от 0.8 до 1.2м). По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках -2148.5 - 2192.7 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Средняя отметка ВНК по залежи -2194.0 м; тип залежи - пластово-сводовая; размер залежи - 28 х 12 километров; высота залежи - 45,5 метра.

По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями непроницаемых интервалов. Для пласта характерно изменение толщины пласта (общая и эффективная) выдержана, в среднем составляет соответственно 10.2 м и 5.7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 5.2 м. Средняя проницаемость пласта - 0.108 мкм2. Средняя нефтенасыщенность - 0.61- мкм2.

Залежи пласта АС10

Пласт АС10 на Мурьяунском месторождении является одним из основных эксплуатационных объектов. На территории месторождения выявлено три залежи нефти: одна на Мурьяунской площади (р-н скв. № 107Р) и две на Турынской площади (р-н скв. № 201Р и № 208Р).

В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№: 105Р, 107Р, 201Р, 204Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 12 м3/сут, dшт. - 4 мм (скв. № 107Р) до 107 м3/сут, dшт. = 8 мм (скв. № 204Р), 3 - непереливающих нефтяных притока (скв. №№: 111Р, 202Р, 212Р (совм. с АС9)) от 4.5 м3/сут до 20 м3/сут, 4 - непереливающих притока нефти с водой на скв. №№: 102Р, 112Р, 222Р, 1015 и 6 -притоков воды на скв. №№: 110Р, 113Р, 114Р, 206Р, 207Р, 211Р.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках от - 2198.4 до - 2209.8 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Среднее значение ВНК по залежи принято на отметке - 2217.2 м. Тип залежи: массивная, водоплавающая. Размер залежи: 3.5 х 2.6 км.

Высота залежи 18.8м. По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями непроницаемых интервалов. Для пласта характерно:

-Выделение двух зон: западной менее заглинизированной и восточной более заглинизированной.

-Общая толщина пласта выдержана, в среднем равна 27 м.

- Эффективная толщина не выдержана в западной зоне и в среднем равна 17.8 м, в восточной - 10 м, в среднем - 13.6 м.

-Нефтенасыщенная толщина по пласту 9.3 м .

-Песчанистость пласта в западной зоне - 0.54, в восточной - 0.79, в среднем - 0.67.

-Проницаемость пласта в западной зоне - 0.141 мкм2, в восточной - 0.121 мкм2, в среднем - 0.141 мкм2 .

-Нефтенасыщенность пласта в среднем равна 0.55.

Геолого-физическая характеристика пластов приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Мурьяунское месторождение. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Пласт	АС9	АС10	АЧ3	АЧ4
Средняя глубина залегания (абс. отметка), м	2193	2214	2798	2818
Площадь нефтегазоносности, тыс. м.2	147826	130648	19714	62879
Средняя общая толщина, м	13.3	27.7	15	26
Средняя эффективная толщина, м	6.4	12.3	6	8.8
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4.3	5.8	5.1	7.4
Средняя водонасыщенная толщина, м	3.6	4.9	3.1	6
Средняя пористость, %	23	22	16	17
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0.57	0.58	0.52	0.53
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0.51	0.55	0.4	0.43
Средняя проницаемость, мкм2	0.163	0.218	0.001	0.002
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.48	0.44	0.40	0.34
Начальная пластовая температура, °С	74	76	85	85
Начальное пластовое давление, МПа	21.5	21.7	27.4	27.6
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1.52	1.52	2.20	2.20
Плотность нефти в пластовых условиях, ккккккгкгт/м3	805	815	795	814
Плотность нефти в поверхност. условиях, т/м3	0.87	0.87	0.86	0.88
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.124	1.124	1.124	1.124
Содержание серы в нефти, %	0.59	0.66	1.04	1.04
Содержание парафина в нефти, %	2.06	1.69	3.05	3.06

Залежь пласта АЧ3

Залежь в р-не скважины № 102Р выявлена двумя скважинами: №№ 102Р и 1532, вскрывшими чисто-нефтяную зону. При испытании скважины № 102Р в интервале глубин с абсолютными отметками -2728.9 - 2733.9 м получен приток нефти дебитом 2.8 м3/сут, при СДУ - 999 м. При испытании скважин: №№ 202Р (абс. отм. 2779.4 - 2805.4 м), 205Р (абс.отм. 2764.7 - 2784.7 м), 111Р (абс.отм. 2741.6 - 2825.6 м) получены притоки воды дебитами: 4, 12, 31 м3/сут (соответственно). При испытании скважины № 116Р из интервала глубин с абсолютными отметками - 2714.2 - 2724.2 м притока не получено.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с абсолютными отметками - 2728.9 м (скв.№ 102Р) и -2735.3 м (скв. № 1532Р). Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка - 2735.9 м (скв. № 1532Р). Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Залежь ограничена: с запада и востока - изогипсой условного ВНК, с севера и юга - зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 109Р, 1402Р, 116Р, 14585Р. ВНК принят на отметке -2735.9 м (по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине № 1532Р).

Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.

Размер залежи 3.3 х 4.5 км, высота - 35.9 м.

По строению, пласт характеризуется, как глинистое тело с включениями проницаемых пропластков. Особенности пласта:

-Маленькая нефтенасыщенная толщина - 1.8 м .

-Крайне низкая проницаемость - 0.001 мкм2.

-Низкая нефтенасыщенность - 0.5.

В пределах Мурьяунского месторождения выделяются 4 нефтегазоносных комплекса: барем-готеривский (пласты группы АС), валанжин-берриас-волжский (пласты группы БС и ачимовской толщи), верхнеюрский (пласт ЮС0), средне-нижне-юрский (пласт ЮС2).

Нефтеносными являются пласты: АС7, АС9, АС10, БС71, БС81 Ачим-3, Ачим-4, ЮС0, ЮС2.

Залежь пласта АС9

Залежь пласта является одним из основных эксплуатационных объектов. Турынское и Мурьяунское поднятия общим контуром нефтеносности объединены в общую залежь. Залежь выявлена 24 разведочными скважинами. В настоящее время пласт разбурен эксплутационными скважинами. За период эксплуатации дополнительно пробурено 5 разведочных скважин: №№ 222Р, 1344Р, 1350Р, 1402Р, 1585Р. Испытано 30 объектов в 26 скважинах.

В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№: 107Р, 111Р, 112Р, 201Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 20.5 м3/сут, dшт = 4 мм (скв. № 212Р) до 86.4 м3/сут, dшт - 8 мм (скв. № 112Р), 9 - непереливающих нефтяных притоков (скв. № 102Р, 202Р, 203Р, 204Р, 205Р, 209Р, 212Р (совм. с АС10), 214Р, 1434) с дебитами от 5.6 м3/сут до 18 м3/сут, 2 - фонтана нефти с водой (скв. № 104Р, 105Р), 3 - непереливающих притока нефти с водой (скв. № 222Р, 1015, 1455), 4 - непереливающихся притока воды с пленкой (скв. № 109Р, 110Р(2 объекта)) и следами нефти (скв. № 211Р), 5 - непереливающихся притока воды (скв. № 119Р, 200Р, 203Р, 2917, 2918). При испытании в скважине № 214Р интервала глубин с отметками - 2193.2 - 2199.2 м притока не получено. В скважине № 200Р результаты испытаний противоречат данным ГИС.

По ГИС коллектор в скважине представлен нефтенасыщенными прослоями, обладающими достаточно высокими ФЕС (толщина от 0.8 до 1.2м, максимумы альфа ПС от 0.46 до 0.70). Поступление воды связано с низким качеством цементажа: цемент отсутствует в интервале перфорации и вода могла поступать как сверху, так и снизу.

Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам сейсморазведочных работ.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках -2148.5 - 2192.7 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине № 107Р соответствуют 2 максимума альфа ПС: 0.91, 0.94. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 17 Омм

Средняя отметка ВНК по залежи -2194.0 м.

Тип залежи - пластово-сводовая.

Размер залежи: 28.0 х 12.0 км. Высота залежи: 45.5 м.

По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями непроницаемых интервалов. Доля непроницаемых интервалов не существенно изменяется в границах залежи.

Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.1 (приложение)

Для пласта характерно:

-Толщина пласта (общая и эффективная) выдержана, в среднем составляет соответственно 10.2 м и 5.7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 5.2 м .

-Средняя проницаемость пласта - 0.108 мкм2

-Средняя нефтенасыщенность - 0.61.

-По расположению в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов выделены две зоны (приложения,таблица 4.2, рисунок 4.1).

Преобладает зона 1 (Мурьяунская площадь и Турынская р-н скв. №208Р) - верхняя и средняя часть слабо расчленены, нижняя часть полностью заглинизирована. Общая толщина - 10.4 м; нефтенасыщенная толщина - 5.6 м; песчанистость - 0.8; нефтенасыщенность - 0.62.

Зона 2 (Турынская площадь р-н скв. №201Р) - заглинизирована средняя часть. Общая толщина - 9.1м; нефтенасыщенная толщина - 3.7м; песчанистость - 0.52; нефтенасыщенность - 0.53.

-ВНЗ занимает 46% площади залежи.

-Глинистый раздел между нефте- и водонасыщенными частями, с толщиной более 2м присутствует в 10 % скважин.

Залежи пласта АС10

Пласт АС10 на Мурьяунском месторождении является одним из основных эксплуатационных объектов. На территории месторождения выявлено три залежи нефти: одна на Мурьяунской площади (р-н скв. № 107Р) и две на Турынской площади (р-н скв. № 201Р и № 208Р).

В результате испытаний было получено: 6 - нефтяных фонтанов (скв №№: 105Р, 107Р, 201Р, 204Р, 208Р, 212Р) с дебитами от 12 м3/сут, dшт - 4 мм (скв. № 107Р) до 107 м3/сут, dшт = 8 мм (скв. № 204Р), 3 - непереливающих нефтяных притока (скв. №№: 111Р, 202Р, 212Р (совм. с АС9)) от 4.5 м3/сут до 20 м3/сут, 4 - непереливающих притока нефти с водой (скв. №№: 102Р, 112Р, 222Р, 1015), 6 -притоков воды (скв. №№: 110Р, 113Р, 114Р, 206Р, 207Р, 211Р).

Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам сейсморазведочных работ.

Мурьяунская площадь залежь в районе скважины № 107Р.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных отметках -2161.4 - 2203.0 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине № 107Р соответствуют 2 максимума альфа ПС: 0.91, 0.94. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 17 Омм.

Средняя отметка ВНК - 2204 м.

Тип залежи - пластово-сводовая.

Размер залежи: 17.8 х 10.2 км. Высота залежи - 42.6 м.

Залежь в районе скважин № 201Р, № 202Р вскрыта на Турынской площади разведочными и эксплуатационными скважинами.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных отметках от - 2168.6 до - 2202.8 м.

Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине № 201Р соответствуют 4 максимума альфа ПС от 0.4 до 1.0. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 7.0 - 13.5 Омм.

Средняя отметка ВНК - 2204 м

Тип залежи - пластово-сводовая.

Размер залежи: 7.5 х 7.9 км. Высота залежи: 35.4 м.

Залежь в районе скважины № 208Р, приурочена к северной части Турынской площади.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на отметках от - 2198.4 до - 2209.8 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине № 208Р соответствуют 3 максимума альфа ПС от 0.5 до 1.0. Сопротивление в нефтенасыщенной части - 8.0 - 25.0 Омм.

Среднее значение ВНК по залежи принято на отметке - 2217.2 м.

Тип залежи: массивная, водоплавающая.

Размер залежи: 3.5 х 2.6 км. Высота залежи 18.8 м.

По строению пласт характеризуется как песчаное тело с включениями непроницаемых интервалов. Доля непроницаемых интервалов не равномерно распределенных по площади залежи.

Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.3(приложение).

Для пласта характерно:

-Выделение двух зон : западной менее заглинизированной и восточной более заглинизированной.

-Общая толщина пласта выдержана, в среднем равна 27 м.

-Эффективная толщина не выдержана, в западной зоне в среднем равна 17.8 м, в восточной - 10 м, в среднем - 13.6 м.

-Нефтенасыщенная толщина по пласту 9.3 м.

-Песчанистость пласта в западной зоне - 0.54, в восточной - 0.79, в среднем - 0.67 .

-Проницаемость пласта в западной зоне - 0.141 мкм2, в восточной - 0.121 мкм2, в среднем - 0.141 мкм2

-Нефтенасыщенность пласта в среднем равна 0.55.

-ВНЗ на основной залежи (Мурьяунская площадь) занимает 76% площади, в р-не скв. №201Р - 94%, р-не скв. № 208Р -58%.

-Наличие глинистого раздела (более 2м) между нефте- и водонасыщенной частью раздела выявлено в 4 % скважин основной залежи, 10 % скважин залежи в р-не скв.201Р, 3 % скважин залежи в р-не скв. 208Р.

Залежь пласта БС71

Залежь выявлена одной скважиной № 104Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.

При испытании скважины № 104Р в интервале глубин с абсолютными отметками - 2522.8 - 2530.8 м получен приток нефти дебитом 4.3 м3/сут при СДУ - 1237 м.

Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам сейсморазведочных работ.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютной отметкой - 2528.2 м. Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка -2529.4 м. Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. В скважине коллектору соответствуют 1 максимум альфа ПС - 0.48. Сопротивление в нефтенасыщенной части 12 Омм.

Залежь ограничена зоной неколлектора, вскрытой скважинами: № 102Р, 107Р, 101Р, 103Р, 110Р.

Тип залежи - литологически экранированная.

Размер залежи: 4.7 х 3 км, высота залежи - 1.2 м.

По строению пласт характеризуется как глинистое тело с включениями песчаных пропластков, вероятно линз, пока вскрыта одна из них.

Характеристика геологического строения приведена в таблице 4.4(приложение).

Особенностями пласта являются :

-Маленькая нефтенасыщенная толщина пласта - 1.2 м.

-Крайне низкая проницаемость - 0.004 мкм2.

-Не изученность границ залежи.

Залежь пласта БС81

Залежь выявлена одной скважиной № 106Р, вскрывшей чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.

При испытании скважины в интервале глубин с абсолютными отметками - 2524.4 - 2535.4 м, получена нефть с водой. Дебит нефти - 1.2 м3/сут, воды - 44.8 м3/сут, при СДУ - 1090 м .

Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам сейсморазведочных работ.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютной отметке -2524.4 м, подошва последнего нефтенасыщенного пропластка на абсолютной отметкой -2534.8 м. В скважине коллектор представлен 5-ю нефтенасыщенными пропластками, мощностью от 0.6 до 2.2 м, с максимумами альфа ПС: 0.35 - 0.64, сопротивление в нефтенасыщенной части: 10 - 12 Омм.

Залежь ограничена: с севера, востока и юга - изогипсой условного ВНК, с запада - зоной неколлектора, вскрытой скважиной № 103Р.

ВНК принят условно на абсолютной отметке -2534.8 м (по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка).

Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.

Размер залежи 5 х 3.2 км, высота - 14.8 м.

По строению пласт характеризуется, как песчаное тело с включениями непроницаемых интервалов.

Характеристика геологического строения приведена в таблице 4.5(приложение).

Особенности строения пласта:

-Крайне низкая продуктивность пласта.

-Не изученность границ залежи.

-Удаленность от основных объектов разработки.

Залежь пласта АЧИМ-3.

Залежь в р-не скважины № 102Р выявлена двумя скважинами: №№ 102Р и 1532, вскрывшими чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.

При испытании скважины № 102Р в интервале глубин с абсолютными отметками -2728.9 - 2733.9 м получен приток нефти дебитом 2.8 м3/сут, при СДУ - 999 м. При испытании скважин: №№ 202Р (абс.отм. 2779.4 - 2805.4 м), 205Р (абс.отм. 2764.7 - 2784.7 м), 111Р (абс.отм. 2741.6 - 2825.6 м) получены притоки воды дебитами: 4, 12, 31 м3/сут (соответственно). При испытании скважины № 116Р из интервала глубин с абсолютными отметками - 2714.2 - 2724.2 м притока не получено.

Структурные построения выполнены по данным бурения и результатам сейсморазведочных работ.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с абсолютными отметками - 2728.9 м (скв.№ 102Р) и -2735.3 м (скв.№ 1532Р). Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка - 2735.9 м (скв.№ 1532Р). Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. В скважине № 102Р коллектору соответствуют 2 максимума альфа ПС: 0.40, 0.73. Сопротивление в нефтенасыщенной части: 6.5 и 9.8 Омм.

Залежь ограничена: с запада и востока - изогипсой условного ВНК, с севера и юга - зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 109Р, 1402Р, 116Р, 14585Р.

ВНК принят на отметке -2735.9 м (по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине № 1532Р).

Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.

Размер залежи 3.3 х 4.5 км, высота - 35.9 м.

По строению, пласт характеризуется, как глинистое тело с включениями проницаемых пропластков. Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.6(приложения).

Особенности пласта:

-Маленькая нефтенасыщенная толщина - 1.8 м.

-Крайне низкая проницаемость - 0.001 мкм2.

-Низкая нефтенасыщенность - 0.5.

Залежь пласта АЧИМ-4.

Залежь вскрыта пятью скважинами: №№ 102Р, 116Р, 1402Р, 1532Р, 1585Р. Две из которых (скв. №№ 102Р и 116Р), вскрыли чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена испытанием скважин: №№ 102Р, 116Р.

При испытании скважины № 102Р в интервале глубин с абсолютными отметками 2762.9 - 2778.9 м получен приток нефти дебитом 5.5 м3/сут, СДУ - 1196 м. В скважине № 116Р при испытании интервала с абсолютными отметками 2751.2 - 2769.2 м, получен приток нефти - 2.7 м3 /сут, СДУ - 1200.5 м.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с абсолютными отметками от - 2745.7 м (скв. № 102Р) до -2758.8 м (скв. № 1585Р). Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка -2779.6 м (скв.№ 1585Р). Водонасыщенный коллектор вскрыт с абсолютных отметкок: - 2770.2 м (скв. № 104Р) - 2802.0 м (скв. № 1230Р). Пласт выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК.

Залежь ограничена: с запада, севера, востока - изогипсой ВНК, на севере контролируется скважиной № 109Р, вскрывшей водонасыщенный с кровли коллектор на отметке - 2783.2 м, с юга - зоной неколлектора, вскрытой скважинами: №№ 1350Р, 110Р, 103Р.

Среднее значение ВНК принято на отметке - 2778 м, для обоснования были привлечены данные бурения и результаты исследования скважин, вскрывших водо-нефтяную зону.

Тип залежи - пластово-сводовая, частично литологически экранированная.

Размер залежи 7.7 х 7.1 км, высота - 78 м.

По строению, пласт характеризуется как глинистое тело с частым чередованием неравномерно распределенных по площади песчаных линз. Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.7(приложения).

Особенности строения пласта:

-Общая и эффективная толщина не выдержаны, в среднем равны соответственно 26.7 м и 9.7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем по 5 скважинам равна 9.1 м.

-Пласт сильно расчленен. Расчлененность в среднем равна 8.3. Средняя толщина проницаемого пропластка 1.2 м, непроницаемого - 2.1 м. Коэффициент песчанистости - 0.36 (см.приложения, рисунок 4.2)

-Проницаемость пласта крайне низкая, в среднем равна 0.003 мкм2 (см. приложения, рисунок 4.3).

-Нефтенасыщенность низкая, в среднем - 0.54.

Залежи пласта ЮС0

Залежь пласта ЮС0 вскрыта 11 разведочными и одной эксплуатационной скважиной. Все скважины вскрыли чисто-нефтяную зону.

При испытании скважин: №№ 101Р, 102Р, 103Р, 104Р, 106Р, 109Р, 110Р, 115P получены безводные притоки нефти дебитами от 0.6 (скв. № 109Р) до 6 м3/сут (скв. № 103).

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубинах с абсолютными отметками от 2800.6 м (скв. № 106Р) до 2908.0 м (скв. № 109Р). Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка - 2935 м (скв. № 103Р).

Залежь ограничена с севера и запада зоной неколлектора, южная и восточная границы находятся за пределами лицензионного участка.

Тип залежи - литологически экранированная.

Размеры залежи в границах Тянского лицензионного участка: 21.5 х 11 км.

По строению пласт характеризуется как глинистое тело с включениями песчаных линз.

Для пласта характерно:

-Нефтенасыщенные толщины увеличиваются с северо-запада на юго-восток: от 2.6 (скв. № 1532) до 15.4 м (скв. № 106Р).

-Общая толщина пласта в среднем равна 74 м. С запада на восток общая толщина увеличивается от 48.9 до 121.4 м. Коэффициент песчанистости в среднем равен 0.14, изменяется от 0.05 до 0.5. Гистограммы отражающие послойное распределение толщин пропластков показаны на рисунке 4.4(приложения).

-Нефтенасыщенность в среднем равна 0.69.

Залежи пласта ЮС2

Залежь в районе скважины № 202 выявлена одной скважиной, пробуренной в водо-нефтяной зоне.

При испытании в скважине интервала глубин с абсолютными отметками 2906.4 - 2917.4 м получен приток нефти с водой (Qн - 0.5 м3/сут, Qв - 4.5 м3/сут, СДУ - 1335.5 м).

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора в скважине залегает на абсолютной отметке -2908.4 м. Подошва последнего нефтенасыщенного коллектора на -2911.2 м. Абсолютная отметка кровли водонасыщенного коллектора в скважине № 202Р - 2911.8 м.

Эффективная толщина составила - 5 м, нефтенасыщенная - 2 м.

Залежь ограничена: с запада - зоной неколлектора, вскрытой скважиной № 200P, на севере, востоке, юге - изогипсой ВНК, контролируется на севере скважиной № 222Р, вскрывшей водонасыщенный с кровли пласт на а.о.-2919,8 м.

ВНК принят на отметке -2911.8 м (кровля водонасыщенного коллектора скв. № 202Р).

Тип залежи - пластово-сводовая, литологически экранированная.

Размеры залежи: 6.3 х 2.8 км, высота залежи 26.8 м.

Залежь в районе скважины № 205. Залежь выявлена одной скважиной, вскрывшей чисто-нефтяную зону. Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.

При испытании скважины № 205Р в интервале глубин с абсолютными отметками - 2931.6 - 2934.6 м получен приток нефти - 1.4 м3/сут, при СДУ - 1274.5 м.

По материалам ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на абсолютной отметке -2931.8 м. Кровля последнего нефтенасыщенного пропластка залегает на глубине с абсолютной отметкой - 2934.2 м.

При доразведке месторождения в пределах залежи пробурена скважина № 1350Р, вскрывшая кровлю водонасыщенного коллектора на отметке -2934.4 м. В непосредственной близости от границ залежи пробурена скважина № 1252Р, вскрывшая водонасыщенный коллектор с отметкой -2956.4 м. Учет данных бурения этих скважин изменил границы залежи.

ВНК условно принят на отметке -2934.2 м (подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 205Р).

Тип залежи - пластово- сводовая.

Размеры залежи: 1.6 х 1.1 км, высота залежи - 2.4 м.

По строению, пласт характеризуется как глинистое тело с включениями песчаных линз. Характеристика коллекторских свойств приведена в таблице 4.8(приложения).

Для пласта характерно:

-Нефтенасыщенная толщина маленькая, в среднем по 2 скважинам равна 2м.

-Общая толщина пласта в среднем равна 20 м. толщина изменяется от 11.6 до 31.8 м.

-Расчлененность пласта в среднем равна 3.6, количество проницаемых пропластков изменяется от 2 до 5, коэффициент вариации 0.378. Средняя толщина проницаемого пропластка равна 1.4 м, изменяется от 0.4 до 7.4 м. Средняя толщина непроницаемого пропластка - 3.4 м, изменяется от 0.4 до 13.2 м.

-Коэффициент песчанистости в среднем равен 0.24.

-Проницаемость крайне низкая, в среднем равна 0.005 мкм2. Проницаемость пропластков изменяется, в основном, от 0.001 мкм2 до 0.01 мкм2.

-Нефтенасыщенность низкая, в среднем равна 0.56.

Залежь пласта АС7

В пределах месторождения выявлена одна нефтяная залежь в районе скважины № 202Р. Скважина вскрыла чисто-нефтяную зону.

Продуктивность залежи подтверждена результатами испытаний.

В результате испытаний интервала глубин с абсолютными отметками 2169.5 - 2172.5 м получен приток нефти - 5.4 м3/сут при СДУ - 12765.4 мм.

По данным ГИС кровля нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине с абсолютной отметкой ?2167.2 м. Абсолютная отметка залегания подошвы последнего нефтенасыщенного пропластка - 2169.8 м. Пласт четко выделяется на кривых: ПС, ИК, ГК, БК. Коллектору в скважине соответствуют по 2 максимума альфа ПС: 0.45, 0.63. Сопротивление в нефтенасыщенной части: 8.8, 9.8 Омм.

Залежь ограничена изогипсой условного ВНК.

ВНК залежи проведен по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка на глубине с абсолютной отметкой -2169.8 м.

Тип залежи - пластово-сводовая.

Размер залежи - 1.75 х 1.35 км, высота - 9.2 м.

Общая толщина пласта в пределах залежи равна 3.2 м.

Нефтенасыщенная толщина составляет 2.2 м.

Расчлененность пласта в пределах залежи равна 2. В границах утвержденного контура нефтеносности пробурено четыре транзитные скважины на пласт АС9. По данным ГИС во всех скважинах пласт водонасыщен. Опробование пласта не проводилось.

Таким образом, до испытания пласта в транзитных скважинах, границы и размеры залежи следует рассматривать условно. Вероятно границы залежи распространяются не далее 500 м от скважины № 202Р.

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Выделение пластов-коллекторов в скважинах с полным комплексом ГИС проводилось по прямым качественным признакам. Опорные горизонты выбирались в пластах АС10 (для пластов группы АС), в ачимовской толще и пластах ЮС1 или ЮС3 (для пластов группы ЮС). Критическому значению соответствует проницаемость Кпр=1*10-15 м2, граничные значения коэффициентов пористости в пластах группы АС - Кп=17,5%, ачимовской толще - Кп=15,9%, юрских отложениях - Кп=15,7%.

6. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Месторождение открыто в 1985 году. Промышленная эксплуатация месторождения начата в 1995 году. Запасы нефти утверждены в ГКЗ СССР протоколами NN 10991,10992 от 28.12.90 года.

Основные показатели разработки по состоянию на 01.01.2008:

- эксплуатируется 850 скважины (584 - добывающих, 279 - нагнетательных);

- добыто нефти 46 178 тыс.т, КИН - 0.182, обводненность - 90%;

- максимальная добыча нефти 5578 тыс.т (2003 г)

- отобрано жидкости 176 188 тыс.т; закачано воды 198 083 тыс.м3.

В соответствии с технологической схемой разрабатываются объекты - , .

Обьект АС9

Действующих добывающих скважин - 340 (94% от эксплуатируемых добывающих), из них с помощью …(ШГН) эксплуатируется 72 скважин, они расположены, в основном, в краевой зоне и в первых рядах центральной части залежи, электро-центробежный насос (ЭЦН) эксплуатируется 268 скважин, которые вырабатывают центральную часть залежи. Действующих нагнетательных скважин - 163 (91% от переведенных под закачку). В бездействующем добывающем фонде числится 22 скважин (6% от эксплуатационного фонда добывающих скважин). 12 скважин бездействующего фонда до остановки характеризовались низкими дебитами нефти (7 скважин сдебитами 0.1-0.5т/сут, 5 - с дебитами 1-2т/сут) это связано с низкими коллекторскими свойствами пласта в данном районе, есть также скважины с высокой обводненностью продукции (5 скважин с обводненность 85-95, 7 скважин - с обводненностью 98-99%), в 3-х совместных скважинах обводнен нижний пласт. По причине отсутствия притока жидкости остановлены 3 скважины, по техническим причинам - 2, в ожидании ГРП - 2. Все бездействующие скважины находятся в краевой части залежи и в стягивающих рядах.

В бездействующем нагнетательном фонде числится 16 скважин. Из них 6 скважин остановлены по ограничению закачки, 3 скважины находятся в ожидании капитального ремонта, на 3-х скважинах нет приемистости - это связано с плохими фильтрационными свойствами пласта и его низкой мощности, 4 скважины находятся в ожидании ликвидации по причине смещения Э.К.(скв. 1153, 1297, 1217, 3201). В нагнетательном фонде числится две ликвидированные скважины. По сравнению с начальными показателями разработки, текущие дебиты скважин по нефти и жидкости выросли, в среднем соответственно с 10 до 24 т/сут и с 12 до 43 т/сут. В 2001 году рост среднего дебита по нефти прекратился. В 2001 - 2003 годах средний дебит по нефти стабилизировался на уровне 21 т/сут. Для поддержание стабильной добычи нефти, смена режима с менее на более производительный, выполнялась 2 - 4 раза. В динамике, изменение дебитов по каждой скважине показано на картах в графических приложениях.. По мере роста обводненности эффективность увеличения дебита жидкости снижается от 0.85 т/т при обводненности менее 10% до 0.08 т/т при обводненности более 95%. Многофакторный анализ причин малодебитности скважин показывает, что основными причинами работы скважин с дебитами менее 2.5 т/сут являются заглинизированность или насыщенность водой нижней части разреза, что приводит к низкой продуктивности и ускоренному росту обводненности скважин.

Обьект АС10

На 01.01.2008 в эксплуатационном фонде пласта АС10 числится 330 скважины, в том числе добывающих - 222, из них действующих -218, нагнетательных - 100, в том числе нагнетательных в отработке - 10, под закачкой - 90, в освоении - 1, в бездействии - 2.Действующих добывающих скважин - 218 (9% от всех эксплуатируемых добывающих скважин), из них с помощью ШСН эксплуатируется 28 скважин, они расположены в северо-восточной части Мурьяунской площади, а так же часть скважин находится в приконтурной зоне. ЭЦН эксплуатируется 184 скважины, которые вырабатывают центральную часть залежи. Действующих нагнетательных скважин - 100 (98% от переведенных под нагнетание скважин).Вбездействующем добывающем фонде числится 16 скважин (6% от эксплуатационного фонда добывающих скважин), все они до остановки характеризовались малыми дебитами (0,2 - 2т/сут) и высокой обводненностью (75 - 99%). Бездействующие скважины находятся большей частью на периферии залежи, четыре скважины расположены в районе центрального прогиба Мурьяунской площади.