и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

Таблица 2.1
ОДАО Самотлорнефть Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов
Объект	Тип	Балансовые	Извлекаемые	Конечный	Накопл. добыча	Обводн.	Отбор от	Текущий	Действ. фонд
коллектора	запасы, тыс.т	запасы, тыс.т	КИН	нефти на 1.01.96	%	НИЗ, %	КИН	добыв. скв.
ГСК	114428	69626	0,61	37436	80,8	53,8	0,327	138*
АВ1(3)	ПК	49041	24497	0,499	10558	58,9	43,1	0,215	164*
Всего	163469	94123	0,575	47995	81,2	50,9	0,293	302
ГСК	186583	105657	0,566	65989	81,3	62,4	0,353	128*
АВ2-3	ПК	124389	60328	0,485	25663	67	42,5	0,206	279*
Всего	310972	165985	0,534	91652	86,5	55,2	0,294	407
ГСК	18894	9655	0,511	4955	70,7	51,3	0,262	27
БВ10	ПК	51084	21285	0,416	10548	56,7	49,5	0,206	83
Всего	69978	30940	0,442	15503	59	50,1	0,221	110
*- действующий фонд расчитан по доле выработки

2.1.4 Типы месторождений

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м3/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл.АВ2 Мегионское-0,2м3/сут, БВ9 Нонг-Еганское-1,2м3/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

· по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты)

· по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи.

· по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.)

На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл.БВ8 Повховского - пластово сводового типа, пл.БВ22 Аганского -литологически экранированного типа, пл.БВ1, БВ7 Ватинского - пластово- стратиграфического типа.

· по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный)

· по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

Поверхность фундамента в пределах Нижневартовского свода вскрыта на глубинах 2586-3100м. Наиболее глубокое залегание фундамента отмечено на Локосовской площади в скв.31(3162м), а наиболее высокое на Ватинской площади в скв.14 (2586м).

На Самотлорском куполовидном поднятии, где по всем горизонтам мезозойско-кайнозойского платформенного чехла отмечается наиболее высокое положение горизонтов, фундамент вскрыт на глубине 2743м.

Породы фундамента на данном поднятии вскрыты разведочными скважинами 8р, 39р, 59р, 126р (Черногорская).

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты

В дальнейшем интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. Сейчас эта проблема актуальна и необходимо произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных пород.

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.

Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.

Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Таблица 2.2
Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО"Самотлорнефть" на 1.01.96 (Категория запасов А+В+С1)
								Объект	Балансовые	Извлекаемые	КИН	Накопленная Добыча нефти на 1.01.1996	Остаточные Извлекаемые запасы	Отбор от НИЗ	Текущий КИН
тыс.т	тыс.т	д.ед.	тыс.т	тыс.т	%	д.ед
АВ1(1-2)	139467	26534	0,19	92	26442	0,3	0,001
АВ1(3)	163469	94123	0,575	4799,5	46128	51	0,294
АВ2-3	310972	165985	0,534	91653	74332	55,2	0,295
АВ4-5	399336	228982	0,573	154044	74938	67,3	0,386
АВ6-8	5492	1908	0,347	578	1330	30,3	0,105
БВ0-2	1058	306	0,289	9	297	2,9	0,009
БВ8	477313	303340	0,636	264236	39104	87,1	0,554
в т.ч. БВ8(0)	46144	25409	0,551	1576	23833	6,2	0,034
БВ10	69978	30940	0,442	15525	15415	50,2	0,222
БВ19-22	112	37	0,33	0	37	0,0	0,000
ЮВ1	1194	479	0,401	14	465	2,9	0,012
ИТОГО	1568391	852634	0,544	573870	278488	67,3	0,366

Таблица 2.3
Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996 ОДАО "Самотлорнефть"
Категория скважин	АВ(1+2)	АВ1(3)	АВ2-3	АВ4-5	БВ8	БВ10	Всего
Добывающие
Всего	42	646	926	540	656	252	2783
в т.ч. действующ.	6	302	407	246	308	110	1228
Безд-ющие	23	288	414	228	236	109	1169
в освоении	0	1	0	2	4	8	16
Ликвидированные	3	15	46	20	36	12	129
контр./пьезометр.	10	40	59	44	72	13	241
в консервации	0	0	0	0	0	0	0

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой - 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой - 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1°45’.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с a сп ³ 0,35-0,6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по a пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. - 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры – 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок - 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 34*24км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 65*40км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой a пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с a пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники - прослои с a пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке - 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56*38км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 20*17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Рисунок 2.1

Таблица 2.4
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)
											№	Год	Добыча нефти	Добыча жидкости	Накопл. Добыча нефти	Накопл. добыча жидкости	Дебит Нефти	Дебит жидкости	Обводн.	Время добычи	Действ. фонд добыв.
тыс.т	тыс.т	тыс.т	тыс.т	т/сут	т/сут	%	сут	скважин
1	1972	1,1	1,1	1,1	1,1	15,4	15,4	0,00	70,5	2
2	1973	108,3	108,3	109,4	109,4	94,9	94,9	0,00	1141,5	9
3	1974	461,0	463,3	570,4	572,7	105,5	106,0	0,50	4368	15
4	1975	302,5	309,4	872,9	882,1	81,2	83,1	2,23	3723,5	11
5	1976	419,8	468,6	1292,7	1350,7	115,6	129,0	10,41	3631,5	16
6	1977	937,4	995,0	2230,1	2345,7	116,1	123,2	5,79	8077	33
7	1978	1399,6	1640,1	3629,7	3985,8	102,9	120,6	14,66	13603,3	51
8	1979	1827,6	2088,3	5457,3	6074,1	86,2	98,5	12,48	21205	86
9	1980	2419,1	2857,0	7876,4	8931,1	75,3	88,9	15,33	32133	107
10	1981	3062,6	3854,6	10939,0	12785,7	69,3	87,2	20,55	44203,5	155
11	1982	2781,4	3630,7	13720,4	16416,4	48,3	63,0	23,39	57596,8	199
12	1983	3186,7	4105,0	16907,1	20521,4	41,8	53,8	22,37	76272,6	288
13	1984	4733,1	6323,3	21640,2	26844,7	40,3	53,8	25,15	117581,3	382
14	1985	4016,3	6490,8	25656,5	33335,5	42,5	68,7	38,12	94546,1	381
15	1986	4153,4	8713,0	29809,9	42048,5	35,9	75,3	52,33	115550,9	396
16	1987	3826,7	10463,3	33636,6	52511,8	29,3	80,1	63,43	130791,6	440
17	1988	3334,6	11934,5	36971,2	64446,3	21,1	75,5	72,06	158035,2	491
18	1989	2831,9	12184,8	39803,1	76631,1	16,9	72,7	76,76	167169	519
19	1990	2200,2	12240,4	42003,3	88871,5	13,1	72,9	82,03	168295	519
20	1991	1650,4	11329,0	43653,7	100200,5	10,3	70,7	85,43	160381,3	496
21	1992	1210,1	8638,7	44863,8	108839,2	8,3	59,3	85,99	145826	463
22	1993	1134,8	6337,6	45998,6	115176,8	8,6	48,0	82,09	131577,1	427
23	1994	1020,4	5018,9	47019,0	120195,7	11,6	57,1	79,67	88327	365
24	1995	976,0	5182,9	47995,0	125378,6	10,7	56,8	81,17	91412,8	310
25	1996	368,4	2466,0	48363,4	127844,6	9,0	60,2	85,06	40995,6	307

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. - 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5*9,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 52*32км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.

Таблица 2.5
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ2-3.
											№	Год	Добыча нефти	Добыча Жидкости	Накопл. добыча нефти	Накопл. добыча жидкости	Дебит нефти	Дебит жидкости	Обводн.	Время добычи	Действ. Фонд добыв. Скважин
тыс.т	тыс.т	тыс.т	тыс.т	т/сут	т/сут	%	сут
1.	1971	297,8	297,8	372,6	372,6	127,4	127,4	0,00	2338,7	13
2.	1972	521,3	521,3	893,9	893,9	146,7	146,7	0,00	3553,6	21
3.	1973	2289,5	2335,6	3183,4	3229,5	200,1	204,1	1,97	11442	54
4.	1974	4178,0	4200,4	7361,4	7429,9	176,2	177,1	0,53	23716	81
5.	1975	3279,1	3393,1	10640,5	10823,0	124,3	128,6	3,36	26391	77
6.	1976	4227,8	4619,7	14868,3	15442,7	155,8	170,2	8,48	27135,5	84
7.	1977	4808,2	5236,6	19676,5	20679,3	161,6	176,0	8,18	29759,4	102
8.	1978	5348,0	6068,2	25024,5	26747,5	141,7	160,8	11,87	37731,7	136
9.	1979	5056,0	6137,8	30080,5	32885,3	103	125,0	17,63	49082,1	161
10.	1980	4523,4	5771,6	34603,9	38656,9	75,1	95,8	21,63	60216	181
11.	1981	5032,5	6643,2	39636,4	45300,1	72,5	95,7	24,25	69419,6	218
12.	1982	5315,4	8465,5	44951,8	53765,6	73,2	116,6	37,21	72576,7	249
13.	1983	4896,8	9461,1	49848,6	63226,7	62,5	120,8	48,24	78385,4	262
14.	1984	5381,3	10838,4	55229,9	74065,1	59,1	119,0	50,35	91071,8	327
15.	1985	5336,1	11165,5	60566,0	85230,6	52,5	109,9	52,21	101560	417
16.	1986	6723,8	17257,9	67289,8	102488,5	40,8	104,7	61,04	164647	608
17.	1987	5996,4	22394,9	73286,2	124883,4	29,3	109,4	73,22	204381	677
18.	1988	4865,4	23921,3	78151,6	148804,7	20,2	99,3	79,66	240367	732
19.	1989	3859,6	23309,4	82011,2	172114,1	15,8	95,4	83,44	244853	741
20.	1990	2919,8	22397,3	84931,0	194511,4	12	92,1	86,96	243394	739
21.	1991	2033,7	20317,7	86964,7	214829,1	8,8	87,9	89,99	230095	708
22.	1992	1344,3	14473,7	88309,0	229302,8	6,5	70,0	90,71	206492	640
23.	1993	1044,3	10958,7	89353,3	240261,5	5,5	57,7	90,47	190236	584
24.	1994	1103,5	8075,6	90456,8	248337,1	10,1	73,9	86,34	109694	517
25.	1995	1194,7	8839,2	91651,5	257176,3	9,9	73,2	86,48	120804	411
26.	1996	478,3	3555,0	92129,8	260731,3	9,2	68,4	86,55	51740,8	396

Рисунок 2.2

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском – 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах - 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. - 1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,5*1,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части - 28*21км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина - 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2, БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/1 и БВ8/2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке - 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м. Залежь пластово-сводовая; размеры залежи - 43*27км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках - 2071-2081м. Размеры залежи 39*26км, высота - 150м, нефтенасыщенная толщина - 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ10/0 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ10/0) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до - 2190-2195м, к своду поднимаются до - 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40*21км, высота - 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Таблица 2.6
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта БВ10.
№	Год	Добыча нефти	Добыча Жидкости	Накопл. добыча нефти	Накопл. добыча жидкости	Дебит нефти	Дебит жидкости	Обводн.	Время добычи	Действ. фонд добыв. скважин
		тыс.т	тыс.т	тыс.т	тыс.т	т/сут	т/сут	%	сут
1.	1971	42,3	42,3	63,1	63,1	84,6	84,6	0,00	500,2	4
2.	1972	97,8	97,8	160,9	160,9	108,1	108,1	0,00	904,8	5
3.	1973	78,8	78,8	239,7	239,7	73,6	73,6	0,00	1070,7	7
4.	1974	71,5	71,5	311,2	311,2	39,7	39,7	0,00	1801,5	9
5.	1975	68,0	68,0	379,2	379,2	25,7	25,7	0,00	2648,5	10
6.	1976	67,3	67,3	446,5	446,5	23,6	23,6	0,00	2855	16
7.	1977	208,6	208,6	655,1	655,1	38,5	38,5	0,00	5416	26
8.	1978	367,2	369,2	1022,3	1024,3	35,1	35,3	0,54	10457,5	55
9.	1979	635,2	639,4	1657,5	1663,7	26,9	27,1	0,66	23624,2	82
10.	1980	751,4	765,0	2408,9	2428,7	25,5	26,0	1,78	29449	90
11.	1981	1050,3	1123,8	3459,2	3552,5	32,7	35,0	6,54	32128,8	99
12.	1982	1269,2	1397,9	4728,4	4950,4	45,3	49,9	9,21	28027,1	93
13.	1983	1336,5	1590,2	6064,9	6540,6	47	55,9	15,95	28463,3	100
14.	1984	1092,8	1417,9	7157,7	7958,5	32,8	42,6	22,93	33295,1	102
15.	1985	819,5	1273,3	7977,2	9231,8	34,5	53,6	35,64	23751,3	89
16.	1986	1295,1	1740,8	9272,3	10972,6	40,9	55,0	25,60	31639	126
17.	1987	1247,8	2130,6	10520,1	13103,2	27,8	47,5	41,43	44919,5	149
18.	1988	1031,0	2010,9	11551,1	15114,1	19,7	38,4	48,73	52208,4	159
19.	1989	733,3	1685,9	12284,4	16800,0	14,3	32,9	56,50	51166	156
20.	1990	594,9	1404,1	12879,3	18204,1	13	30,7	57,63	45698,9	141
21.	1991	443,6	1412,8	13322,9	19616,9	9,7	30,9	68,60	45826,4	139
22.	1992	498,7	1409,5	13821,6	21026,4	11,2	31,7	64,62	44520	135
23.	1993	641,3	1427,3	14462,9	22453,7	14	31,2	55,07	45915,5	143
24.	1994	539,7	1281,5	15002,6	23735,2	17,8	42,3	57,89	30254,2	137
25.	1995	500,6	1222,3	15503,2	24957,5	16,3	39,8	59,04	30801,7	110
26.	1996	212,5	588,3	15715,7	25545,8	13,7	37,9	63,88	15454,4	120

Рисунок 2.3

Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,0*3,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,4*2,4км, высота - 55м, средняя


29-04-2015, 01:08