Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта Приобского нефтяного месторождения (ХМАО)

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта Приобского нефтяного месторождения (ХМАО)

Студентка гр. З-2771 С.А. Черанева

РЕФЕРАТ

месторождение приобский нефтяной пласт

Ключевые слова: месторождение, пласт, залежь, коллектор, нефть, газ, гидравлический разрыв пласта, дебит, обводненность, фонд скважин, интенсификация, увеличение нефтеотдачи.

Объектом исследования являются продуктивные горизонты Приобского нефтяного месторождения Тюменской области.

Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ применения гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Приобском нефтяном месторождении.

В результате работы проведен сбор, обобщение, переработка геолого-физической информации по всему фонду пробуренных скважин. Выполнен анализ разработки месторождения и состояния фонда скважин. Проведен анализ проведенных в 2005-2011 годах на ряде скважин Приобского месторождения гидравлических разрывов пластов, а также даны рекомендации по проведению данной технологии интенсификации притока.

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на персональном компьютере при использовании пакета Microft Office XP, текстовая часть выполнена в Microft Word, расчеты и графики в - Microft Excel, рисунки в - Corel DRAW 12. Презентация создана в Microft Power Point.

.

список сокращений

В настоящей работе применены следующие сокращения:

ВНК - водонефтяной контакт;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГКЗ - государственный комитет по запасам;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

МОГТ - метод общей глубинной точки;

КИН - коэффициент извлечения нефти;

ИК - индукционный каротаж;

КВУ - кривая восстановления уровня;

КВД - кривая восстановления давления;

КПД - кривая падения давления;

ЭК - эксплуатационная колонна;

ППД - поддержание пластового давления;

УЭЦН - электроцентробежная насосная установка;

АСПВ - асфальто-смоло-парафиновые вещества;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

МРП - межремонтный период;

СПО - спускоподъемные операции;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ПЗП - призабойная зона пласта;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

ОТСК - оценка технического состояния колонны;

МУН - методы увеличения нефтеотдачи;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ВНЗ - водонефтяная зона;

ЧНЗ - чисто нефтяная зона;

ОПЗ - обработка призабойной зоны;

ПАА - полимер акриламида;

УПСВ - установка предварительного сброса водыэ

ВВЕДЕНИЕ

При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с гидравлическим разрывом пласта (ГРП). ГРП является одним из мощных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате ГРП, при правильном выборе скважин и технологии, можно существенно увеличить дебиты обработанных скважин. Гидравлический разрыв пласта, в настоящее время, является наиболее эффективным способом интенсификации нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Изучение технологий, использованных при проведения ГРП на Приобском месторождении в течение нескольких лет, а также анализ показателей работы скважин с трещиной ГРП позволит оценить эффективность применения выбранных технологий.

Задачи данного дипломного проекта включают в себя изучение механики гидравлического разрыва пласта, технологий, применяемых для повышения эффективности ГРП, а также проанализировать факторы, влияющие на эффективность данного мероприятия.

Цель работы - анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Приобского месторождении.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Физико-географическая характеристика района

Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.

Территория работ удалена на восток от г. Ханты-Мансийск на 65 км, на запад от г. Нефтеюганск на 180 км, на юго-запад от п. Горноправдинск на 75 км, на юго-запад от г. Тобольск на 325 км.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык - Омск.

Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 1.1). Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками 27-35 м. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 м. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озеро Левашкина, озеро Окуневое и другие.

Ближайшими соседями Приобского месторождения являются Салымское месторождение, Приразломное месторождение, Западно-Сахалинское месторождение. Южная часть территории месторождения в геоморфологическом отношении более приподнята (на 10-15 м) по сравнению с северной частью. Представлена она практически плоской, аллювиальной равниной со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки поверхности составляют здесь 48-55 м. Южнее и юго-западнее (Западно-Эргинская, Фроловская площади) происходит резкое понижение поверхности до отметок 30-35 м (пойменная часть реки Иртыш).

В геологическом отношении равнина молодая, аллювиальная с широко развитыми довольно значительной толщины четвертичными отложениями. Северная зона месторождения приходится на правобережную надпойменную террасу с абсолютными отметками от 45 до 60 м. В районе Горшковской площади, на крайнем северо-востоке месторождения отметки достигают 95 м над уровнем моря. Южная часть Приобского месторождения, а так же примыкающая к нему группа Шапшинских месторождений, расположена в междуречье рек Иртыша, Оби и Малого Салыма. Этот район представляет собой водораздельное плато со слабовыраженными формами речной эрозии и аккумуляции и абсолютными отметками от 45 до 84 м над уровнем моря.

На севере основной протокой является Большой Салым, протекающая в субширотном направлении с мелководными протоками Малая Березовская и Полой. Протока впадает в полноводную Обскую протоку Большой Салым. Селияровскую площадь в широтном направлении пересекают протоки Лобытвор и Старица. На юге площадь месторождения пересекает река Малый Салым и ее притоки Сать-ях, Сагыт-ях. Здесь берут начало реки Добрянка, Бобровка, Чунчега, Малая и Большая Чумжинская, Шапшинская. Все они не судоходны. Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,5 ⁰С. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура минус 21 ⁰С).



Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»

Средняя температура весной (апрель) минус 1 ⁰С, средняя температура лета (июль) +17 ⁰С, средняя температура осени (октябрь) минус 1 ⁰С. Максимальная температура июля +34 ⁰С, минимальная января - минус 52 ⁰С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75 % их приходится на теплое время года. Число дней с осадками - 180. Преобладающее направление ветра - западное и юго-западное, сила ветра 5-7 м/с. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и держится до конца апреля, а в лесных массивах до начала июня. Толщина снежного покрова до 0,7 м, в пониженных участках до 1,5-2,0 м. Глубина промерзания почвы 1,0-1,5 м. Период ледостава начинается в конце октября, а вскрываются реки в середине мая. На описываемой территории на возвышенных участках развиты преимущественно подзолистые почвы, а на низменных, заболоченных - торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные. В речных долинах и на террасах развиты различные виды аллювиальных почв, в основном, песчанистые, местами глинистые.

Изучаемая территория находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород (ММП). Приповерхностные мерзлые грунты наблюдаются на водоразделах под торфяниками. Толщина их зависит от уровня грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 ⁰С.

Развитие ММП на Приобском месторождении изучено слабо, только в пределах разбуренных эксплуатационных участков. На сопредельных территориях разобщенные реликтовые ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Нефтеюганский район). По материалам ГСП ХМГТ по профилю от п.Урманный до р. Надым на площади водораздела реликтовые ММП встречены в интервале глубин 20-140 м, в отложениях атлымской свиты. Толщина ММП составляет 15-40 м. Мерзлыми чаще всего являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.

РисуноНа сухих песчаных почвах произрастают хвойные леса (сосна, ель, кедр). Поймы рек покрыты зарослями тальника. Широко развит смешанный лес - осина, береза, хвойные.

Животный мир довольно разнообразен. Обитают лось, олень, медведь, белка, глухарь, тетерев, куропатка, рябчик, бурундук и другие.

Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями - ханты, манси, в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.

1.2 История освоения лицензионного участка

Поисково-разведочные работы на Приобском месторождении в пределах современных границ имеют определенную площадную и временную стадийность. Обусловлено это тем, что площадь месторождения включает в себя целый ряд локальных структур, опоискованных в разное время по индивидуальным проектам поисково-разведочных работ.

Условно всю площадь месторождения в современном понимании можно поделить на две части: северную, приходящуюся на лицензионный блок ОАО « НК «Роснефть» и южную, приходящуюся на лицензионный блок ООО «Газпромнефть», включая Верхне-Шапшинское и Средне-Шапшинское месторождения (лицензионный блок НК «АКИ-ОТЫР»). В этом плане и излагается методика буровых геологоразведочных работ.

Разведочное бурение на Приобском месторождении проводилось силами Правдинской и Назымской нефтегазоразведочных экспедиций. База Правдинской НГРЭ находится в поселке Горноправдинское, расположенном на правом берегу р. Иртыш в 75 км к юго-западу от площади работ. База Назымской НГРЭ находится в г. Ханты-Мансийск.

С июля 1988 г. левобережная часть месторождения в границах лицензионного блока ОАО «Юганскнефтегаз», (лицензия ХМН 00194НЭ) введена в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) пуском в работу разведочной скважины 181.

В феврале 1989 г. на Левом берегу месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» начато эксплуатационное бурение. Одновременно ведется нефтепромысловое обустройство месторождения, строится вахтовый поселок для буровиков и эксплуатационников со всеми необходимыми производственно-техническими службами. Добываемая нефть по нефтепроводу транспортируется на Правдинский ЦПС.

С 1995 г. разведочные работы на правобережной части месторождения стали вестись силами ОАО «Юганскнефтегаз» и его подрядными предприятиями. Основная производственная база ОАО «Юганскнефтегаз» находится в г. Нефтеюганск. Подбаза - непосредственно на месторождении. В настоящее время буровые работы и разработку ЛУ "Газпромнефть" (ЮЛТ) месторождения ведет ТПДН "Приобский" ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз".

В 1995 г. через северную часть площади работ прошла автодорога Нефтеюганск- Ханты-Мансийск с бетонным покрытием, и значительный поток грузов для промышленного освоения месторождения стал проходить по ней. Непосредственно на ЮЛТ дороги с искусственным покрытием отсутствуют.

В 1998 г. в пределах лицензионного блока ОАО «Юганскнефтегаз» эксплуатационное бурение начато и на Правом берегу месторождения, а с пуском в эксплуатацию в мае месяце 1999 г. нефтепровода под р. Обь с правого на левый берег и эта площадь введена в ОПЭ.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез Приобского месторождения нефти сложен мощной (от 3100 до 3300 м) толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста. В основу стратиграфического расчленения разреза положены «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятые V Межведомственным стратиграфическим совещанием 14-17 мая 1990 г. и утвержденные МСК СССР.

На всей обширной территории Приобского месторождения геологический разрез осадочного чехла однотипен. Тем не менее, для полноты освещения его стратификации авторами привлекался материал по сопредельным площадям с идентичным геологическим разрезом - Приразломная, Салымская, Нижне-Шапшинская, Западно-Эргинская. Повсеместно осадки осадочного чехла несогласно залегают на породах гетерогенного фундамента (доюрского основания) (рисунок 2.1).

Фундамент

На изучаемой территории по данным сейсморазведки МОГТ породы доюрского основания залегают в интервале глубин от 3200 до 3300 м. Вскрыты они 15 скважинами (Приобская площадь - скважины 266, 332, Нялинская - скважины 11, 12, 14, Селияровская - скважины 15, 16, 17, 18, Фроловская - скважины 61, 62, 63, Восточно-Фроловская - скважины 50, 51, 52).

По материалам этих скважин породы доюрского основания представлены гранит-порфиритами, кварцевыми порфиритами, туфогравелитом пестрым, гравелитом серым, опесчаненным, кварцевым, базальтами. Кварцевые порфиры светло-серые, порфириты темно-зеленые, очень крепкие, участками хлоритизированные, разбитые трещинами, которые выполнены кристаллическим карбонатом. Породы доюрского основания разбиты многочисленными разрывными нарушениями, сильно кливажированными. С поверхностью пород доюрского основания связан сейсмический отражающий горизонт «А». Нередко присутствует промежуточный комплекс пород, представленный различного рода эффузивными породами триаса. На денудированной поверхности пород доюрского фундамента залегают отложения осадочного чехла толщиной до 3300 м.

Рисунок 2.1- Сводный геологический разрез меловых отложений Приобского месторождения

Юрская система

В составе юрских отложений изучаемой территории выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего (рисунок 3.1.1). В их строении можно выделить два комплекса пород: нижний континентального генезиса и верхний - морского. В нижний комплекс группируются осадки ягельной, горелой и тюменских свит. В верхний комплекс группируются осадки абалакской и баженовской свит позднеюрского возраста.

Ягельная свита. Осадки свиты частично вскрыты скважиной 29 Средне-Шапшинской площади, предположительно развиты только на юго-востоке изучаемой территории и по материалам сейсморазведки МОГТ - только в пределах наиболее погруженных межструктурных зон. Свита сложена аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, с прослоями алевролитов и гравелитов. Возраст отложений свиты по палинологическим комплексам датируется как плинсбахский. Толщина свиты достигает 60 м.

Горелая свита. Осадки распространены неравномерно на юго-востоке и юге территории, на присводовых участках локальных структур доюрского основания отсутствуют. Литологически свита расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита слагается песчано-алевролитовыми породами с прослоями гравелитов и коричневато-черных аргиллитов пласта ЮС11. По материалам МОГТ пласт развит только в наиболее погруженных участках. Возраст по палинологическим комплексам датируется плинсбах - ранний тоар. Толщина пласта изменяется от 20 до 30 м.

Разрез подсвиты перекрывается тогурской пачкой аргиллитов, непосредственно перекрывающих пласт ЮС11. Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком. В них порой прослеживаются сидеритизированные прослои, а также прослои песчаников и алевролитов. Тогурская пачка распространена примерно в тех же границах, что и пласт ЮС11. Возраст пород пачки по палинологическим комплексам - ранний тоар. Толщина пачки достигает 40 м. Верхняя подсвита сложена осадками пласта ЮС10 и перекрывающими аргиллитами радомской пачки. Пласт ЮС10 более широко распростране, чем пласт ЮС11, Отложения пласта отсутствуют в присводовых участках локальных структур. Пласт сложен песчаниками светло-серыми, среднезернистыми, полимиктовыми, очень крепкими с обилием растительного детрита, волнисто- и косослоистыми с прослоями аргиллитов и гравелитов. Возраст пород по палинологическим комплексам датируется как поздний тоар. Толщина пласта достигает 50 м. Радомская пачка сложена аргиллитами с прослоями алевролитов, редко песчаников. Аргиллиты коричневато-черные, с тонкими прослоями битуминозных. Возраст осадков пачки по палинологическим комплексам датируется позднетоарским - раннеаленским. Толщина пачки достигает 40 м.

Тюменская свита развита на всей изучаемой территории и участками согласно залегает на аргиллитах радомской пачки или на большей части площади с перерывом в осадконакоплении на денудированных породах доюрского основания. Как по разрезу, так и по латерали, свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и с редкими тонкими прослоями сильно глинистых известняков.

Необходимо подчеркнуть, что все выделенные песчаные пласты тюменской свиты литологически неоднородны и невыдержанны даже на коротких расстояниях. Поэтому корреляция их весьма затруднительна, и само выделение пластов и их индексация в каждом конкретном случае носит в известной мере условный характер. Исключение составляет пласт ЮС₂. Последний представляет определенный практический интерес, поскольку с ним связано формирование промышленных скоплений углеводородов, как на исследуемой территории, так и в региональном плане. Возраст отложений тюменской свиты определяется по палинологическим комплексам как геттанский-раннекелловейский. В кровле свиты прослеживается сейсмический отражающий горизонт «Т».

Абалакская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, массивными, с алевритистыми прослоями, участками известковистыми, глауконитовыми. В основании свиты встречаются тонкие пропластки песчаников, алевролитов, включения оолитовых сидеритов. По разрезу в породах свиты отмечаются остатки раковин пелиципод, ростры белемнитов. Все это свидетельствует о морском генезисе пород. Возраст аргиллитов абалакской свиты по комплексам фораминифер - келловей-ранневолжский. Толщина свиты изменяется от 17 до 40 м.

Баженовская свита является наиболее выдержанным по разрезу и в плане стратиграфическим подразделением осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтально, и кровля ее четко фиксируется как на Приобской площади, так и на большей части территории Западно-Сибирской плиты, вследствие чего она является надежным региональным опорным отражающим сейсмическим горизонтом «Б».

Баженовская свита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, иногда почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми, с очень подчиненным значением известняков и мергелей. Для разреза этой свиты характерна следующая закономерность: в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней - черные, а в нижней - карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом (Дорофеева Т.В. и др.). Строение свиты характеризует фациальную обстановку осадконакопления в морском бассейне: от прибрежной, мелководной (средняя часть свиты) до глубоководной (основание и кровля свиты). Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, присутствует обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод, фораминифер и радиолярий.

В Салымском районе баженовская свита является нефтеносной. Возраст аргиллитов баженовской свиты - волжский. В самой кровле встречена фауна берриасского яруса. Толщина баженовской свиты изменяется от 20 до 40 м.

Меловая система

Отложения меловой системы на изучаемой территории развиты повсеместно и в возрастном отношении представлены двумя отделами: нижним и верхним. В геологическом разрезе нижнего отдела снизу вверх выделяются отложения ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит. Верхний отдел слагается осадками верхов ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Ахская свита. Разрез свиты по литологическим критериям расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В свою очередь, нижняя подсвита по литологическому составу разделяется на три части. В основании подсвиты на битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегает пачка аргиллитов темно-серых, почти черных, слабо алевритистых, слюдистых, прослоями известковистых и битуминозных. Эта пачка выделяется в качестве подачимовской, толщиной от 20 до 40 м.

Перекрывается подачимовская пачка отложениями ачимовской толщи. Разрез толщи характеризуется сложным геологическим строением и слагается переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые, мелкозернистые, слюдистые, с глинисто-карбонатным цементом с рассеянным углистым детритом. Песчаные пласты характеризуются сложным строением, литологически невыдержанны по площади и, в целом, имеют чешуйчатое залегание. Песчаные пласты ачимовской толщи развиты на востоке и юго-востоке рассматриваемой территории, отсутствуют на большей части центральной и западной площадей. С той или иной степенью условности в разрезе толщи можно выделить песчаные пласты Ач1, Ач2, Ач3, Ач4. Толщина отложений ачимовской толщи варьирует от 0 на западе до 150 м на востоке и юго-востоке рассматриваемой территории. Возраст пород ачимовской толщи по находкам аммонитов и комплексам фораминифер - валанжинский.

Ачимовская толща перекрывается надачимовской пачкой аргиллитов темно-серых, алевритистых, пропластками известковистых с прослоями песчаников и алевролитов слоистых. На плоскостях наслоения обильный обугленный растительный детрит. Возраст валанжинский - раннеготеривский. Общая толщина пачки изменяется от 80 до 130 м. Верхняя подсвита сложена преимущественно аргиллитами темно-серыми, от алевритистых до алевритовых, переходящих в песчаники светло-серые и серые, глинистые и известково-глинистые.

В кровле ахской свиты залегает специфическая по литологии пачка аргиллитов темно-серых, приближающихся к серым, тонкоотмученных, прослоями алевритистых, слабо мелкослюдистых, однородных, прослоями известковистых с остатками пелиципод, с редко встречающимися позвонками рыб. Отложения имеют региональное развитие в Среднем Приобье, служат надежным литологическим и электрокаротажным репером и известны как пимская пачка. Толщина пачки на изучаемой территории до 220 м. Отложения ахской свиты накапливались в морской обстановке. В осадках свиты встречаются аммониты и фораминиферы берриасского, валанжинского и готеривского возраста. Общая толщина отложений ахской свиты на рассматриваемой территории варьирует от 35 до 415 м.

Ганькинская свита перекрывается согласно осадками талицкой свиты и представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели, с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита, с обломками пелиципод, комплексами фораминифер. Толщина ганькинской свиты изменяется от 55 до 82 м. Встречены фораминиферы маастрихского яруса. Геологический возраст отложений свиты по комплексу фораминифер и радиолярий - поздне - кампанский - датский.

В составе палеогеновой системы в геологическом разрезе рассматриваемой территории выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, а также лессовидными суглинками и супесями. В верхней части залегают болотные и озерные отложения: глины, суглинки и супеси, торф, ил.

2.2 Тектоническая характеристика продуктивных пластов

-Сибирская плита (ЗСП) представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайназойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Приобское месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (главный редактор
В. И. Шпильман 1998 г.), расположено во Фроловской впадине между Сырьегайской террасой и Тундринской седловиной (рисунок 2.1)

Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100- 150 м. Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания в неокомских отложениях. Из чего следует, что первостепенную роль при формировании юрского комплекса играл тектонический фактор.

В меловое время первостепенное значение приобретают условия осадконакопления. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. Современный структурный план юрских отложений изучен по горизонтам «Б» и «Т2». Наиболее достоверной и информативной картой является структурная карта по опорному отражающему горизонту «Б».

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки, прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры.

Рисунок 2.1 - Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998 г. (под редакцией В.И. Шпильмана)

Все вышеуказанные особенности подтверждаются при изучении структурных карт по различным горизонтам. В качестве опорных поверхностей принимались кровли черкашинской свиты, быстринской пачки, алымской, викуловской, ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской и талицкой свит. По кровле березовской, ганькинской и талицкой свит Приобская структурная зона представляет собой пологую моноклиналь, погруженную в восточном направлении. Вверх по разрезу отмечается значительное выполаживание локальных поднятий и депрессий, но их размеры сохраняются или изменяются незначительно. Так, по отражающей поверхности «Б» наиболее резко выраженным остаётся Верхне-Шапшинское и Средне-Шапшинское-I ЛП, имеющие развитие на территорию современной Приобской структуры. Размеры Верхне-Шапшинского поднятия в пределах замкнутой изогипсы - 2780 м составляют 138 км, амплитуда - более 200 м, Средне-Шапшинского в пределах замкнутой изогипсы - 2810 м составляют 85 км, амплитуда - 26 м, а по изогипсе - 2830 м отмечается его слияние с Западно Шапшинским ЛП.

За счёт сокращения амплитуд до 10-15 м меньшую выраженность приобрели Добринское ЛП с размерами до 7 х 4 км (в пределах замкнутой изогипсы - 2840 м), Восточно-Дарьинское ЛП (на западе) с размерами 5,8 х 4 км (в пределах изогипсы - 2820 м) и Новошапшинское ЛП (на юге) с размерами до 4,3 х 2,0 км (в пределах замкнутой изогипсы - 2790 м). В западной части намечается объединение двух малоамплитудных Савьяхинских ЛП в пределах замкнутой изогипсы - 2850 м. Западнее Западно-Шапшинского ЛП прослеживается крупная по размерам (10 х 3 км) депрессия меридианального простирания с амплитудой около 30 м. Наряду с этим произошло некоторое выполаживание и сокращение размеров депрессионной зоны между Средне-Шапшинским и Нижне-Шапшинским ЛП.

2.3 Нефтегазоностность продуктиных пластов

Основными нефтегазоносными объектами в разрезе Приобского месторождения являются неокомские отложения, в частности, серия пластов АС7АС12. Нефтеносность продуктивных пластов связана преимущественно с литологически экранированными ловушками, приуроченными к вышеописанным линзам коллекторов, полностью нефтенасыщенным и не имеющими водонефтяного контакта. Исключения составляют пласты ЮС2, ЮС3, Ач4, Ач3, Ач1, АС9 и АС7, где вскрыты также частично нефтенасыщенные, либо водонасыщенные линзы и, соответственно, наряду с литологически экранированными залежами встречаются структурно-литологические залежи с водонефтяными контактами.

Пласт ЮС₃

В пласте ЮС3 выявлен ряд залежей структурно-литологического типа. Нефтенасыщенность пласта определена по данным ГИС. Всеми скважинами в нижней части пласта вскрыты пропластки водонасыщенных коллекторов. Скважина 18slr, пробуренная в восточной части линзы, вскрыла полностью водонасыщенный пласт. ВНК отбит на отметке минус 2861 м. Размеры залежи порядка 10,0x6,7 км. Высота залежи составляет 25 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 15,6 м вскрыта скважиной 15slr, при средней по скважинам 5,8 м. На всей площади залежи выделяется водонефтяная зона. В пласте выделено три литологически замкнутых залежи.

Пласт ЮС2

В пласте ЮС2 выделяется 2 типа залежей: литологически экранированные и структурно-литологического типа. Первые выделялись в случае, если и по результатам испытаний пластов, и по данным ГИС все скважины, вскрывшие линзу, интерпретированы как нефтенасыщенные для данного интервала. При наличии скважин, вскрывших водонасыщенные интервалы, залежь относилась ко второму типу, в линзах определялись отметка ВНК и контуры нефтеносности. Так как ни одна скважина не вскрыла непосредственно контакт, ВНК отбивался условно на отметке, соответствующей подошве самого нижнего нефтенасыщенного пропластка. В пласте выделено пять литологически замкнутых залежи.

Пласт ЮС0

Залежи пласта вскрыты лишь в пределах Шапшинских месторождений и, согласно петрофизической модели этого объекта, он является полностью нефтенасыщенным в их пределах. Однако связанная с ним залежь нефти оказалась вскрытой лишь в 20 скважинах, а необходимый комплекс ГИС имеется только по 12: 1vsh, 2vsh, 5vsh, 6vsh, 10vsh, 17vsh, 100vsh, 123ssh, 126ssh, 128ssh, 142ssh и 148vsh. Структурный план залежи на большей её площади выглядит достаточно выдержанным и лишь в северной части, в направлении скважины 15vsh, отмечается резкий подъём структуры. Залежь условно можно считать литологически ограниченной, её условные размеры составляют 25х18 км при высоте более 120 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта варьируют от 7,2 (скважина 6vsh) до 28,9 м (скважина 123ssh) с некоторой тенденцией увеличения в присводовой части залежи, при среднем значении 18,7 м. Пласт характеризуется достаточно высокой песчанистостью - К_песч = 0,55 и расчленённостью - К_расч = 7,15 при максимальном числе прослоев-коллекторов до 11. Пласт был опробован в 17 скважинах, в восьми из которых был получен приток нефти от 2,0 до 45,8 м³/сут. В остальных скважинах при опробовании не было получено притоков нефти, что может быть объяснено значительными интервалами опробования 43-152 м.

Пласт Ач4

Залежь 1 расположена на территории Верхне-Шапшинского месторождения. Залежь структурно-литологического типа, вскрыта скважиной 17vsh на глубине 2660,5 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 2668 м по подошве последнего нефтенасыщенного интервала в этой скважине по данным ГИС. Принятый уровень ВНК не противоречит а.о. кровли водонасыщенного интервала в скважине 1vsh. Размеры залежи составляют 4,7х2,3 км, высота - около 50 м. Эффективная толщина пласта составила 7,2 м, разброс составил от 2,0 до 8,8 м, с заметной тенденцией уменьшения в западном направлении. Нефтенасыщенная толщина определена равной 7,2 м.

Залежь 2 расположена на территории Средне-Шапшинского месторождения. Вскрыта тремя скважинами - 121ssh, 128ssh, 127ssh, относится к литологически ограниченному типу. Размеры залежи составляют 6,8х5,8 км, высота - около 50 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 2,6 до 5,0 м при средней 2 м. Показатели геологической неоднородности пласта выглядят следующим образом - К_песч= 0,63, К_расч= 3,3, расчлененность по скважинам меняется от двух до четырех. Испытание пласта совместно с другими в скважине 127ssh оказались неудачными из-за большого (55 м) интервала перфорации, из которой на пласт Ач4 пришлось 4,2 м нефтенасыщенных толщин, что подтвердили результаты интерпретации ГИС.

Пласт Ач3

Залежь 2 расположена в пределах Средне-Шапшинского месторождения и вскрыта скважинами 142ssh, 147ssh, 121ssh, 128ssh, 127ssh. Залежь имеет относительно простые границы распространения и относится к литологически ограниченному типу. Размеры залежи составляют 13,5х5,7 км при высоте порядка 130 м. Пласт характеризуется весьма значительной изменчивостью толщин: эффективные мощности лежат в пределах от 1,8 м до 18,2 м при среднем значении 6,3 м. Пласт характеризуется относительно высокой долей коллекторов в своём разрезе - К_песч= 0,66 и достаточно высокой расчленённостью - К_расч= 6,2.

Пласт был опробован совместно с Ач2 в двух скважинах 128ssh и 142ssh с получением притоков нефти соответственно 3,1 и 7,6 м³/сут, что в сочетании со значительными нефтенасыщенными толщинами позволяет отнести его к наиболее перспективным продуктивным объектам.

Пласт Ач2

Залежь 2 расположена на территории Средне-Шапшинского месторожденияи вскрыта скважинами 148vsh, 147ssh, 142ssh, 121ssh, 128ssh, 127ssh. Приурочена к изолированной линзе с достаточно простыми границами, относится к литологически ограниченному типу, является полностью нефтеносной, размеры составляют 13,1х9,1 км при высоте порядка 110 м. Нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 3,0 (скважина 127ssh) до 8,8 м (скважина 148vsh) при среднем значении 3,5 м, при этом отмечается их увеличение в северо-западном направлении. Такие толщинные характеристики определили относительно высокую долю коллекторов в его разрезе - К_песч= 0,65 и небольшую расчленённостью К_расч=3,8 при числе прослоев коллекторов от одного (скважина 128ssh) до восьми (скважина 147ssh). Как видно, количество прослоев так же возрастает субширотно, с запада на восток.

Промышленная продуктивность пласта была подтверждена результатами его опробования совместно с нижезалегающим в двух скважинах 128ssh и 142ssh с получением притоков нефти 3,1 и 7,6 м³/сут при Н_дин = 1149 и 1369 м. В скважинах 127ssh и 147ssh опробование этого пласта совместно оказалось бесприточным, хотя по данным ГИС в его разрезе надёжно выделяются нефтенасыщенные коллекторы.

Пласт Ач1

Распространяется в пределах Верхне- и Средне-Шапшинского месторождений. В пределах Верхне-Шапшинского участка расположены залежь 1, в пределах Средне-Шапшинского - залежи 3 и 4.

Залежь 1 полностью нефтенасыщенна. Размеры залежи 10,5х6,0 км, границы носят литологический характер. Высота залежи 50 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины составляют 5,4 м (скважина 12vsh), средние - 1,7 м. Расчлененность составляет, в среднем, 3,67, достигая семи в скважине 12vsh. К_песч= 0,56.

Залежь 3 вскрыта скважиной 147ssh. Приурочена к продуктивной по всей толщине песчаной линзе небольшого размера 5,2х3,1 км. Пласт в пределах этой залежи имеет небольшую эффективную нефтенасыщенную толщину - 1,8 м, представленную единичным пропластком коллектора. Опробование пласта в этой скважине без получения притока флюидов совместно с другими суммарной толщиной 117 м следует признать неоправданным и неудачным.

Залежь 4 вскрыта скважинами 128ssh, 121ssh и 142ssh, далее на востоке за пределами участка скважиной 124prz. Вскрытые скважиной 126ssh продуктивные толщины также следует относить к этой залежи. Таким образом, залежь имеет достаточно сложные границы за счёт значительных фациальных изменений и размеры 15,0х8,2 км при высоте около 100 м (верхний предел вскрыт скважиной 128ssh на отметке минус 2577,5 м). Залежь относится к структурно-литологическому типу - ВНК принят по данным ГИС скважины 142ssh на абсолютной отметке минус 2673 м (рисунок 2.1.15) по кровле водонасыщенного интервала. Нефтенасыщенные толщины, таким образом, изменяются в пределах 1,2-2,6 м при средних 1,6 м. Расчлененность линзы в пределах границ составила 2,25, вскрыто от одного до четырех пропластков. К_песч= 0,87.

Пласт АС12_3-5

Основная залежь вытянута в субмеридиональном направлении (залежь 4). Северная часть залежи расположена на лицензионном участке ОАО «НК «Роснефть», основная часть залежи распространена на южном лицензионном участке. Максимальная нефтенасыщенная толщина 37 м вскрыта скважиной 15629, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 5,6 м. Размер этой залежи порядка 77 км вдоль простирания и варьирует от 6 до 30 км вкрест простиранию. Высота залежи 340 м. Средняя расчлененность по залежи составляет 8,1, заметно увеличиваясь (от единичных пропластков до 38) в западном направлении. Коэффициент песчанистости в среднем по залежи составляет 0,44. В пласте выделено три литологически замкнутых залежи. В районе скважин 240slr, 25xmn, 625slr, 8824, 1013prb, 1016prb, а также в пределах южного эксплуатационного участка выделяются несколько относительно небольших изолированных линз нефтенасыщенных коллекторов.

Пласт АС12₂

Залежи пласта вскрыты в северной части Приобской площади. Все линзы коллекторов залегают в глубоководной части бассейна.

Основная залежь (залежь 4) вскрыта рядом эксплуатационных и разведочных скважин островной и правобережной части северной Приобской площади. Дальнейшее развитие залежи на северо-запад прослежено разведочным бурением, поэтому линия замещения здесь проведена с меньшей степенью достоверности - условно, по середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и вскрывшими глину. Размеры залежи 18x20 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина 33,1 м (скважина 5568), средняя нефтенасыщенная толщина 7,3 м. Высота залежи 245,8 м. Разрез достаточно неоднороден: Красч= 7,5 при максимальном до 31 (скважина 5383). К_песч=0,52.

Южнее вскрыта залежь 5 (скважины 261slm и 234slm). Размеры залежи порядка 5,0x1,5 км. Высота 20 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 7,8 м (cкважина 234slm), средняя нефтенасыщенная толщина 2,2 м. Две скважины залежи вскрыли по четыре и восемь продуктивных пропластков соответственно. К_песч=0,31. Севернее основной залежи вскрыты три небольших изолированных залежи сходного генезиса.

Пласт АС12₁

Залежи пласта АС12₁ распространены по всей площади Приобского месторождения.

Основная залежь пласта вскрыта эксплуатационным и разведочным бурением в пределах северной лицензионной площади (залежь 5). Размеры залежи порядка 37x21 км. Высота 120 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина вскрыта скважиной 235slr и составляет 28,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина 6,7 м. Расчлененность по сравнению с нижележащими пластами уменьшается, составляя в среднем 6,0 с максимумом до 25 (скважина 5611). К_песч=0,47.

Северо-западнее основной залежи вскрыта относительно крупная нефтеносная линза в районе скважины 600prb (залежь 8). Размеры залежи по простиранию 23,4 км, вкрест простирания меняются от 7 до 20 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 21,3 м (скважина 600prb), средняя нефтенасыщенная толщина 7,9 м. Высота залежи 100 м. Залежь имеет глубоководный генезис, и закономерно, что неоднородность довольно высока: К_расч= 8,7, скважинами вскрыто от двух (скважина 617prb) до 21 (скважина 418prb) продуктивных пропластков. К_песч=0,48.

Западнее основной залежи расположена залежь 6 небольшой мощности (скважина 25xmn). Размеры залежи 15,5x8,0 км. Максимальные нефтенасыщенные толщины достигают 10,6 м (скважина 249prb) при средних 2,9 м. Высота залежи 40 м.

Юго-восточнее основной залежи расположена залежь 4. Северная ее часть находится в пределах лицензионного участка ОАО «НК «Роснефть» (скважины 487slm и 183slm), а южная часть - в пределах ЛУ ОАО «Газпромнефть» (скважина 460slm и северный эксплуатационный участок). Размеры залежи 19x4 км. Максимальные нефтенасыщенные толщины вскрыты скважиной 13304b и составляют 18,2 м, средняя нефтенасыщенная толщина 2,7 м. Высота залежи 70 м.

В южной части лицензионной площади ОАО «Газпромнефть» расположена относительно крупная нефтенасыщенная линза (залежь 1), вскрытая рядом разведочных скважин Эргинской площади. Размеры залежи по простиранию - 28 км, вкрест простирания изменяются от 4 до 18 км. Максимальные нефтенасыщенные толщины составляют 39,8 м (скважина 77erg), средние - 8,2 м. Высота залежи 110 м. Расчлененность в пределах залежи меняется весьма значительно, планомерно увеличиваясь в южном направлении с ростом эффективных толщин: от двух (скважина 32erg) до 40 (скважина 77erg), и в среднем весьма высока: К_расч= 11,1. К_песч=0,38.

По периферии основной залежи, а также в центральной части южных лицензионных площадей располагается ряд относительно небольших нефтенасыщенных линз коллекторов.

Пласт АС12₀

Залежи этого пласта сосредоточены в пределах северной лицензионной площади. Все залежи расположены субширотно. Залежь 1 расположена в центральной части северной лицензионной площади и вскрыта эксплуатационным бурением островного и правобережного участков, далее на запад в основной своей части прослеживается в разведочных скважинах (до скважин 16slr и 17slr). Отличается крайней неоднородностью по площади. Размер залежи 28x27 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 30,0 м (скважина 6382), минимальная - 0,8 м (скважина 6278), в среднем - 4,2 м. Высота залежи 190 м. Расчлененность изменяется в довольно широких пределах: от 1 до 26 (скважины 5556, 6039), и в среднем составляет 6,7. К_песч=0,37.

В северной части месторождения расположена залежь 6, установленная разведочным бурением скважин 425prb, 1016prb, 418prb и других. Размер залежи составляет 27,0х14,5 км. Высота залежи 160 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 12,6 м (скважина 613prb), минимально вскрыто 1,2 м (скважина 1015prb). В среднем, продуктивная мощность составила 5,1 м. В южной части ЛУ ОАО «НК «Роснефть» эксплуатационным бурением левобережного участка и далее на запад рядом разведочных скважин (до скважины 25xmn) вскрыта залежь 4. Размер залежи 30х12 км. Высота залежи 230 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 24,5 м (скважина 3117) при средних 5,0 м. Расчлененность варьирует от 1 до 25, в среднем составляя 5,9. К_песч=0,43. Эксплуатационными скважинами установлены еще три небольших нефтенасыщенных линз коллекторов.

Пласт АС11₁

Основная залежь (залежь 2) расположена, в основном, на северной лицензионной площади, вытянувшись вдоль всей зоны плотного бурения с некоторым развитием на север и восток. Только самая южная часть залежи располагается на ЛУ ОАО «Газпромнефть» (скважина 480prb). Залежь вытянута в субмеридиональном направлении с севера-востока на юго-запад. Размер залежи составляет 59х25 км. Высота залежи 140 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 46,4 м (скважина 8316), средняя - 9,0 м. Скважинами вскрыто до 27 продуктивных пропластков (скважина 5903), средняя расчлененность составила 8,9. К_песч=0,54. Южнее основной залежи расположена относительно небольшая изолированная нефтенасыщенная линза коллектора (залежь 1), вскрытая скважинами 429slm и 287shp. Размер залежи составляет 5,5х2,5 км. Высота залежи 10 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам составила 1,2 м (скважина 287shp) и 6,6 м (скважина 429slm).

В пределах левобережного эксплуатационного участка установлен ряд небольших отдельных нефтенасыщенных линз коллекторов.

Пласт АС11₀

Залежи сосредоточены в пределах северного лицензионного участка.

Залежь 1 вскрыта эксплуатационными скважинами северного ЛУ. Вытянута в меридиональном направлении с северо-северо-востока на юго-юго-запад. Размеры залежи составляют 38,0х5,5 км. Высота залежи 70 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 7,5 м (скважина 2392), однако в целом по залежи невелика и в среднем составляет 1,6 м. Расчлененность также весьма низка, не более семи (скважина 6278), в среднем же 2,1. К_песч=0,70.

Залежь 2 расположена в северо-восточной части ЛУ ОАО «НК «Роснефть». Вытянута в субмеридиональном направлении. Вскрыта разведочными скважинами 450slr, 1002slr, 425prb и др. Размеры залежи 14х6 км. Высота залежи 51,3 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины составляют 8,8 м (скважина 1002slr), в среднем по скважинам залежи толщины составили 2,7 м. Скважины вскрыли от одного (скважина 450slr) до восьми (скважина 425prb) продуктивных пропластков, К_расч= 4,6. К_песч=0,57.

Залежь 3 расположена в северо-западной части северного ЛУ. Вытянута в субширотном направлении. Вскрыта скважиной 295prb, 1013prb, 617prb и др. Размеры залежи по простиранию 25 км, вкрест простирания меняются от 4 до 19 км. Высота залежи 190 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах залежи меняются от 1,4 м (скважина 1017prb) до 29,8 м (скважина 1013prb), составляя в среднем 14,0 м. Вскрыто от двух (скважина 1017prb) до 19 пропластков коллектора (скважина 1010prb), К_расч= 10,7. К_песч=0,50.

Залежь 4 вскрыта единичной скважиной 621prb в крайней северо-западной части месторождения. Размеры залежи 2,2х2,2 км. Нефтенасыщенная мощность трех вскрытых скважиной прослоев коллектора составила 3,9 м. К_песч=0,89.

Пласт АС10₄

Включает 6 залежей, расположенных, преимущественно, в пределах Южной лицензионной площади.

Основная залежь (залежь 6) вскрыта скважинами центрального эксплуатационного участка, прослежена с востока от скважины 276frl на запад до скважин 51frl и 56frl. Вытянута в субширотном направлении. Размеры залежи 17,5x9,0 км. Высота залежи 170 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 35,5 м (скважина 15685), в среднем же составляет 5,0 м. К_расч= 7,64, достигая 25 в скважине 15717. К_песч=0,43.

Залежь 5 расположена в северо-западной части ЛУ ОАО «Газпромнефть», западнее основной залежи. Распространяется в субширотном направлении. Размеры залежи 16x8 км. Высота залежи 80 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 7 м (скважина 50frl), в среднем составляя 2,6 м. Расчлененность по скважинам меняется от двух (скважина 2frl) до шести (скважина 50frl), в среднем составляя 3,67. К_песч=0,74.

Залежь 1 расположена в южной части участка. Распространяется в субширотном направлении. Размеры залежи 14,0x6,5 км. Высота залежи 150 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 18,4 м (скважина 44erg) при средних 3,8 м. Скважина 44erg вскрыла 15 пропластков нефтенасыщенного коллектора, подтвержденного данными отдельного опробования на этот пласт (получен приток 10,65 м³/сут), в среднем же расчлененность составляет 6,5, К_песч=0,73. Индивидуальное испытание пласта успешно проведено и в соседней скважине 41erg, дебит составил 8,01 м³/сут.

Скважинами южного эксплуатационного участка вскрыта относительно небольшая литологически ограниченная залежь размером 6х5 км при высоте 120 м (залежь 3). Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам залежи составила 2,4 м, достигая 8,8 м в скважине 15977, вскрывшей наибольшее количество продуктивных пропластков - 10. К_расч= 4,04. К_песч=0,47.

Пласт АС10_1-3

К пласту АС10_1-3 приурочены три крупные линзы коллекторов, полностью нефтенасыщенные и изолированные литологически.

Залежь 1 расположена на территории Южного лицензионного участка, юго-восточная часть залежи расположена на Верхне-Шапшинском месторождении. Вскрыта скважинами центрального и южного эксплуатационного участков, рядом разведочных скважин за их пределами в северном, западном и юго-восточном направлении. Залежь состоит из шельфовой части, вытянутой субмеридионально на 35 км, шириной от 6 до 11 км, и глубоководной части, ориентированной субширотно, длиной 26 км и шириной от 6,7 до 12,6 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина равна 27,3 м (скважина 15951), в среднем составляя 6,2 м. Расчлененность изменяется от 1 до 32, в среднем К_расч= 6,44. К_песч=0,56.

Большая часть залежи 2 расположена в пределах северной лицензионной площади и вскрыта большинством эксплуатационных скважин площади, прослеживаясь от зоны плотного разбуривания севернее и южнее до скважины 480prb Южного ЛУ. Размер залежи по простиранию 61 км, вкрест простиранию меняется от 5 до 36 км. Высота залежи 300 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 52,4 м (скважина 2117), в среднем по залежи составляет 5,4 м. Расчлененность изменяется от 1 до 43, в среднем К_расч= 6,78. К_песч=0,53.

Залежь 3 расположена в северо-западной части ЛУ ОАО «НК «Роснефть». Линза распространяется в субширотном направлении. Вскрыта скважиной 600prb, 418prb и др. Размер залежи 21х5 км. Высота залежи 80 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 5,4 м (скважина 600prb) при средних 1,6 м. Расчлененность линзы невелика, от двух до шести, в среднем 3,8. К_песч=0,57. Нефтеносность пород подтверждена данными опробований скважин 418prb и 600prb, давших притоки при индивидуальном опробовании пласта по 7,41 и 1,5 м³/сут соответственно.

Пласт АС10₀²

Основная залежь пласта (залежь 2) расположена в пределах северной лицензионной площади и вскрыта рядом эксплуатационных скважин левобережного, а также западными скважинами островного участков, далее на север прослежена разведочным бурением до скважины 292prb. Вытянута в субмеридиональном направлении. Размеры залежи 44х5 км при высоте залежи 90 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина вскрыта скважиной 292prb и составляет 10,1 м, однако средняя мощность невелика - 2,2 м. Расчлененность также мала, большинство скважин вскрыли от одного до четырех пропластков коллектора с максимальным значением - шесть (скважина 2309). К_расч= 2,06. К_песч=0,73. В пределах южного ЛУ скважиной 275frl установлена небольшая залежь 1. Размеры залежи 3,5х2,0 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина вскрытых пропластков коллектора составляет 1,8 м, средняя мощность - 0,4 м. Залежь подтверждена индивидуальным испытанием пласта притоком 14 м³/сут. К_расч= 1,67. К_песч=0,83.