Общая характеристика продуктивных пластов

На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргиллитовых пород, которые расчленяются согласно унифицированной, стратиграфической схемы.

Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты 1БС-10, 2БС-10 и БС-11) мегионской свиты валанжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов 1БС-10, 2БС-10 и БС-11 колеблется от 20 до 40 м, глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты 1БС-10, 2БС-10 и БС-11 на глубинах 2600-2720 м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (Покурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгтинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгтинской структуры, в пределах сейсмоизогибсы минус 2975 м, составляют 26,8´11,5 км, амплитуда

ее – 50 м. Структурные планы по отражающему горизонту Б и пластам 1БС-10, 2БС-10 и БС-11 в основном сходны, отличаясь лишь амплитудами поднятия и углами падения крыльев структур.

На данной стадии разведанности месторождения установлено, что отложения глубоко залегающих горизонтов (Тюменская, Васюганская свиты юрских отложений и ачиловская толща нижнего мела) промышленных запасов нефти не содержат. Уточнены зоны развития коллекторов и нефтеносность пластов 1БС-10 и 2БС-10. Характеристики залежей нефти и газа Муравленковского месторождения приведены в таблице 1.1

Залежь пласта БС-11является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи минус 2511,3 м и 2517,6 м. К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке минус 2582,2 м. Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3 %, большая часть, которой приурочена западному крылу структуры. Водонефтяной контакт в среднем принимается на отметке минус 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с минус 2590 до 2612 м. Залежь пластовая, сводовая. Размеры

залежи – 27,8´18,2 км, высота 84,7 м.

Залежь пласта 2БС-10 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Он состоит, по-видимому, из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от минус 2510 м до 2530 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6 м, в основном около 2 м. Размеры залежей весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7´1,5 км

до 7,2´18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи литологически экранированные.

Залежь пласта 1БС-10 также имеет сложное строение. Пласт представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьируется до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части месторождения.

В восточном и южном направлениях пласт замещается на глинисто-алевритовые разности пород. Раздел нефть-вода фиксируется на отметках минус 2484,2-2497,2 м. На севере он фиксируется на отметке минус 2490 м. На западном крыле ВНК отмечается на уровне минус 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке минус 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи – 20,1´7,8 км, высота – 41 м. Залежь пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Залежь пласта ПК-1 является сеноманской залежью газа, вскрытой на глубине минус 1102-1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана минус 1002,4 м. По своему составу газ метановый. В среднем газо-водяной контакт принят на отметке минус 1037+2 м. Размеры залежи 21,2´10,9 км, высота 37 м. Тип залежи – массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.

Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС-11. Пласт представлен чередованием песчано-алевралитовых разновидностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

С целью уточнения модели пласта и распространения коллекторов была проведена детальная корреляция разрезов скважин по линиям эксплуатационных и нагнетательных рядов по всему месторождению, построены геолого-стратиграфические разрезы по отдельным участкам залежи.

По данным профилей выравнивания в разрезе пласта БС-11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м, можно выделить три зональных интервала, отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами.

Верхний - толщиной 6-14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Развит повсеместно. Раздел с нижележащим составляет 0-4 м.

Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем, составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Границу между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической, нежели стратиграфической.

Нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов невыдержан, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Низкие емкостно-фильтрационные свойства этих коллекторов не позволяют вовлечь их в активную разработку и, по-видимому, его следует отнести к пассивным. Наиболее распространены такие линзовидные коллектора в южной и восточной частях залежи пласта БС-11.

 


 
 


Таблица 1.1–Характеристики залежей нефти и газа Муравленковского месторождения

 

Пласт Залежь Глубина пласта в своде, абсолютная отметка Отметка, м Размеры залежи, км Высота залежи, м Средняя толщина, м Размеры площади, % Тип залежи
ГВК ВНК нефте-насы-щенная газонас-ыщенная водонефтяной зоны газовой зоны
БС-12   - 3,4´2,5 14,0 2,7 - 63,2 - Пластовая сводовая
БС-11   - 27,8´18,2 84,7 12,0 - 35,3 -
3БС-10   - 3,8´2,8 22,0 2,6 - 53,0 -
2БС-10 - 0,7´1,5 9,0 1,3 - 28,6 - литологически экранированная
- 0,7´1,3 12,0 1,5 - 46,7 -
- 18,2´7,2 34,0 2,1 - 43,6 -
- 2,0´1,8 16,0 1,6 - 100,0 -
1БС-10   - 20,1´7,8 41,0 6,1 - 39,5 - пластовая сводовая
ПК-1   - 21,2´10,9 37,0 - 11,4 - массивная

Пласт БС-11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.

На геолого-стратиграфических разрезах, построенных для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.

Среднее значение проницаемости по пласту БС-11 по данным

ГИС - 33,5 мД.

Пласт 2БС-10 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемых пропластков. В песчаной фракции пласт развит в южной части месторождения, на севере практически полностью замещен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебания отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт 2БС-10 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта 1БС-10 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС-11. Характер распределения коллекторов по площади не равномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи.

 

2 Динамика и состояние разработки Муравленковского