Особенности геологического строения и анализ выработки запасов нефти пласта БС10 спорышевского месторождения

           Нижний осадочный цикл АС4L представлен песчаниками дельтовых протоков, окруженных мелкозернистыми пойменными фациями и песками разливов. На большей части месторождения эти два цикла разделены глинистой перемычкой. В обеих пачках отмечается значительная неоднородность по площади. Литологические фациальные изменения и наличие разделяющего  глинистого пропластка, в особенности в песчаниках дельтовых проток цикла АС4U, ограничивают сообщаемость между песчаниками, как по площади, так и по вертикали. Тем не менее, из-за наличия локальных зон размыва глинистой перемычки, между песчаниками циклов АС4U и АС4L существует гидродинамическая связь, поэтому  они образуют единый пласт с общим ВНК, принятым на отметке –1934±2 м.

            Залежь пластово-сводовая водоплавающая, занимает площадь 44.14 км2, имеет обширную законтурную водоносную область. Коэффициент нефтенасыщенности пласта составляет в среднем 0.51.

   Пласт AС6

           Пласт АС6 представлен двумя основными седиментационными циклами; им присвоены названия АС6U (верхний) и АС6L (нижний). Эти две пачки песчаников  разделены выдержанной по площади глинисто-алевролитовой перемычкой с локальными зонами размыва. В плане пласт представлен четырьмя структурно-изолированными залежами: основной и тремя малыми северными.

            На территории основной залежи в процессе отложения песчаников верхнего цикла глинистый пропласток между двумя пачками был  на отдельных участках полностью размыт. Это привело к установлению гидродинамической связи между этими циклами и к образованию общего водонефтяного контакта для основной залежи на отметке –1963 –1969 м. Для трех небольших северных залежей, разделенных между собой структурными прогибами,  ВНК отбивается на отметках 1953м, 1954м и 1961м.

Пласт АС6U представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Мощные песчаники приурочены к двум узким поясам дельтовых протоков, ориентированных на северо-запад,  фильтрационные свойства коллекторов улучшаются вниз по разрезу. В южной и северной части месторождения дельтовые протоки прорезают  пойменную равнину, заполненную алевролито-глинистым  материалом с маломощными прослоями  песчаников.

Пласт АС6U характеризуется средними значениями ФЕС:

• коэффициент пористости по ГИС составляет – 0.23, по керну – 0.22;
• коэффициент проницаемости составляет - 65 мД;
• нефтенасыщенная толщина песчаников составляет – 1.9 м.

  Нижележащий пласт АС6L представлен песчаниками покровного типа с хорошей связностью, которые распределены практически по всей продуктивной площади пласта. Формирование этих песчаников происходило в условиях широкой системы дельтовых протоков. Толщины коллектора изменяются от 9 до 26 м.

Средние значения ФЕС пласта АС6L в целом лучше, чем у пласта АС6U:

• коэффициент пористости по ГИС составляет- 0.26, по керну – 0.22;
• коэффициент проницаемости  по ГИС - 184 мД, по керну - 169 мД, по  ГДИ - составляют 89 мД для обоих пластов;
• нефтенасыщенная толщина песчаников равна 4.9 м.

          Как отмечалось выше нефтеносные отложения пласта АС6 включают 4 залежи.              Основная занимает площадь 37.4км2 и включает большую часть пласта АС6L и южную часть песчаников дельтовых протоков пласта АС6U.

         Остальные три нефтяные залежи пласта АС6 небольшие по площади, водоплавающие и расположены в северной части месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АС6 в среднем составляет 5.3м,  достигая 15.4 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0.61. Пласт имеет обширную законтурную водоносную область.

   Пласт БС1

            Пласт представлен  массивными чистыми песчаниками покровного типа, которые по генезису можно отнести  к отложениям объединенной системы дельтовых протоков. Они характеризуются  хорошей сообщаемостью, как по площади, так и по разрезу. Средние ФЕС для коллекторов составляют:

• эффективная толщина – 14.3 м.
• коэффициент пористости по ГИС – 0.23, по керну – 0.22;
• коэффициент проницаемости - 99 мД; по керну 113 мД, при модальном значении - 85 мД; замеры   ГДИ отсутствуют.  

          В пределах месторождения выявлены четыре водоплавающие залежи, приуроченные к структурным поднятиям. Самая крупная из них, площадью 2.26 км2, с ВНК принятым на отметке – 2120±3м, отделена от меньшей по размеру южной залежи небольшой структурной депрессией широтного простирания. Южный купол имеет ВНК на а.о. –2123±1м. ВНК для двух северных залежей  приняты на отметках  – 2126 м и – 2122±1м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина для всех залежей небольшая и составляет 2.3 м. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0.57. Нефтеносная зона подстилается мощными водоносными песчаниками и имеет обширную законтурную область питания.

    Пласт БС6

           Осадочный комплекс пласта представлен однородными песчаниками покровного типа, которые характеризуются хорошей сообщаемостью как по площади, так и по разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 31 до 48 м. Отложения пласта БС6 генетически сформировались в условиях средней и верхней части берегового склона, а также в береговых условиях. В массивных среднезернистых песчаниках довольно редко встречаются маломощные прослои глин, алевролитов и низкопористых песчаников с карбонатным цементом, толщиной 1-2 м.   Следует отметить, что на юге, в верхней части массивного песчаника, развивается глинистый пропласток, достаточно выдержанный по площади, который частично отделяет нефтенасыщенные коллекторы от водоносных песчаников. Коллекторы пласта характеризуются следующими средними  значениями ФЕС:

• коэффициент пористости по ГИС –0.22 и  по  керну - 0.21;
• коэффициент проницаемости по  ГИС  86 мД; по  керну - 115 мД;  по ГДИ - 81 мД.

           Нефтяная залежь пластово-сводовая,  водоплавающая, занимает площадь 12 км2. ВНК принят на отметке –2182 м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины  составляет 4.1 м, достигает максимума 11.1 м в районе скважины №341. Среднее значение  коэффициента нефтенасыщенности равно 0.56. Существенное влияние на упругоемкость системы оказывает обширная законтурная область.

    Пласты БС7

          В подсчете запасов 1998 года, предполагалось, что пласт БС7 является единым объектом. В результате бурения  выяснилось, что пласт имеет более сложное строение и состоит из трех гидродинамически изолированных пластов: БС70, БС71 и БС72.

          Пласт БС70. Осадочная толща пласта неоднородна, с резкой латеральной  изменчивостью. Представлена переслаиванием глин и песчаников, зернистость песчаников увеличивается вверх по разрезу. Предполагается, что осадконакопление происходило в условиях авандельты и прибрежной приливной бухты . Общие эффективные толщины в среднем составляет 1.7 м, достигая максимальных значений 4.7 м в скважине 296. Пласт по ГИС  характеризуется  низкими ФЕС: коэффициент пористости равен в среднем 0.21; коэффициент проницаемости -75 мД.

          В пласте выделяются три пластово-сводовые, литологически экранированные   нефтяные залежи, общей площадью 8.48 км2. Самая крупная южная залежь отделяется от центральной зоной глинизации широтного простирания. Для южной залежи  толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем составляет 2м. ВНК принят на отметке  –2225, на юго-западе опускается до отметки -2229 м. Практически вся залежь находится в ЧНЗ.

            Центральная пластово-сводовая залежь небольших размеров литологически экранируется с юга и севера. ВНК залежи принят на отметке –2215±1м.

              Северная нефтяная залежь приурочена к небольшой купольной структуре, имеет ВНК на а.о. –2225±1м. Средние значения толщин нефтенасыщенных  песчаников  составляют 2.1 м. Залежь непосредственно подстилается водой. Нефтенасыщенность в целом для пласта составляет 0.50.

  Пласт БС100

Отложения пласта БС100, покровного типа, представлены чередованием песчаников, глин и алевролитов. Пласт развит по всей площади месторождения и характеризуется отложениями, зернистость которых увеличивается вниз по разрезу. Генетически пласт можно разбить на два более мелких цикла. В нижнем цикле преобладают алевролиты и глины, постепенно опесчанивающиеся в кровле. Для верхнего цикла  характерен резкий переход вверх по разрезу от глин и алевролитов к песчаникам мощностью 3-6 м. В отдельных районах песчаники нижнего и верхнего цикла сливаются и образуют коллекторы, эффективная толщина которых достигает  7.6 м. Осадочный комплекс по всей площади месторождения типичен для условий осадконакопления нижнего – среднего берегового склона. Коллектора пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

• коэффициент пористости по ГИС равен 0.21 и по керну - 0.22;
• коэффициент проницаемости по ГИС равен 112.5 мД, среднеарифметическое значение по керну составляет 60.5 мД, при этом медианное значение составляет 113 мД; значения по ГДИ составляют в среднем 43 мД.

          Нефтяная залежь пласта БС100 является пластово-сводовой литологической и имеет  площадь 126.2 км2. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 7.5 м (в скв. №659Р), а в среднем составляет 3.4 м. Нефтенасыщенность в среднем составляет 0.59. ВНК пласта принят на а.о. –2340±2м. На большей части этой площади песчаники нефтенасыщенны до подошвы. Этот пласт является самым крупным на  Спорышевском месторождении, как по площади, так и по запасам. Пласты БС100 и БС101 разделяются тонкой глинисто-алевролитовой перемычкой толщиной 3-4 м.

 Пласт БС101

         Пласт БС101 достаточно мощный, общая толщина изменяется от 4.5 до 33 м. Песчаники покровного типа в основном имеют хорошую гидродинамическую связь по площади и по разрезу. По форме записи каротажных кривых он представлен мощным комплексом однородных песчаников с тонкими прослоями алевролитов, глин и песчаников с карбонатным цементом. В верхней части разреза с юга на север толщина глинисто-алевролитовых перемычек увеличивается.

            Осадконакопление пласта происходило в условиях прибрежного морского берегового склона, а именно, в верхней части берегового склона с переходом к фациям средней и верхней части берегового склона на севере. Коэффициент пористости по ГИС в среднем по пласту составляет 0.23; коэффициент проницаемости 157 мД. По керну средний коэффициент пористости  равен 0.22, а коэффициент проницаемости - 165 мД. Средние значения проницаемости по ГДИ составляют 142 мД.

              С юга на север происходит уменьшение средних эффективных толщин с 18 до 12м и ухудшение ФЕС, а именно пористости с 23 до 21%. Залежь пластово-сводовая, в основном водоплавающая, с незначительным ЧНЗ в районе скважин №320 и №287. Пласт занимает площадь 29.63 км2. Для залежи принят наклонный ВНК, имеющий на севере отметку  – 2336 м и погружающийся в южном направлении  до глубины –2342м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет 5.1 м, а в самой высокой части структуры достигает 17.7 м (в скважине №309). Коэффициент нефтенасыщенности равен в среднем 0.6. Помимо мощного водоносного горизонта, подстилающего нефтяную залежь, отмечается также обширная законтурная водоносная область.

   Пласт БС11

            Пласт, покровного типа с хорошей сообщаемостью по площади и по разрезу, представлен песчанистой осадочной толщей с однородными петрофизическими свойствами. Алевролиты, глины и карбонатный цемент встречаются в толще песчаников лишь в виде отдельных тонких прослоев. Анализ литологии и характер каротажных кривых указывает на то, что формирование пласта происходило в условиях верхней части берегового склона. Эффективные толщины пласта увеличиваются с юга на север, изменяясь от 8 до 18.4 м, и  составляют в среднем 14.3 м. Коллекторы пласта характеризуются следующими средними ФЕС:

• коэффициент пористости по ГИС составляет 0.21, по керну -0.20;
• коэффициент проницаемости  по ГИС - 75 мД, среднеарифметическое значение  по керну - 110 мД, по ГДИ - 110 мД.

           Залежь пластово-сводовая,  в основном водоплавающая, небольшой участок ЧНЗ выявлен лишь в южной части  структуры. Для залежи принят наклонный ВНК, на севере имеющий отметку –2430.5 и погружающийся на юге до отметки –2434.5м. Продуктивная часть пласта имеет площадь 39.5 км2. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4.5м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0.66. Помимо подошвенной воды на большей части нефтяной залежи существует обширная законтурная водоносная область.

     Второстепенные пласты

            В пластах Спорышевского месторождения существуют залежи, геологические запасы которых не превышают 1 млн. т. нефти. Эти залежи обычно приурочены к сложнопостроенным участкам разреза, включающим системы относительно узких дельтовых протоков, ориентированных к западу-северо-западу, и мелкозернистые отложения внутридельтовых заливов. В большинстве случаев нефть улавливается комбинированными структурно-стратиграфическими ловушками, часто сформированными в пределах изолированных песчаных пластов дельтовых протоков, где роль флюидоупора выполняют пойменные отложения. Далее приводится краткое описание таких пластов.

Пласты АС7, АС9, и АС12

            В сводовой части  месторождения выделяются пластово-сводовые литологически экранированные залежи  нефтенасыщенных пластов АС7, АС9,  АС12. Коллекторы этих залежей в основном приурочены к песчаникам, сформировавшимся в системе дельтовых протоков, которые прорезали пойменную равнину в западно-северо-западном направлении. В пластах отмечается значительная неоднородность по латерали, связанная с  фациальной изменчивостью, а также вертикальная неоднородность разреза.

   Пласты БС10 и БС2-БС4

              Осадочный разрез пластов БС10 и БС2 - БС4 содержит ряд небольших сводовых нефтяных залежей. Коллекторы пластов БС10, БС2, БС3 и БС4 приурочены к песчаникам дельтовых протоков, зернистость которых уменьшается вверх по разрезу; они сформированы в системе узких дельтовых протоков западно-северо-западного простирания и примыкающих к ней мелкозернистых пойменных отложений.

  Пласт БС102

            Пласт  представлен мощными однородными песчаниками с хорошей латеральной и вертикальной связностью, с незначительными пропластками алевролитов, глин и карбонатизированных прослоев. В северной части месторождения толщина глинистых пропластков возрастает, а песчаники обнаруживают увеличение зернистости вверх по разрезу. Пласт БС102 формировался в условиях верхнего берегового склона, с переходом в верхнюю его часть на севере.