Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1999
Источник информации: Свод_ПП 2013 (пр18/07 от 15.01.2014)+ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 43.47 км²
Южно-Ошское нефтяное
Южно-Ошское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе Республики Коми, в 110 км северо-западнее г. Усинска. От районного центра г. Усинск, являющегося основной базой нефтедобычи Республики Коми, Южно-Ошское месторождение удалено на 110 км в северо-западном направлении, от г. Нарьян-Мар – на 160 км в юго-восточном направлении. Ближайшие железнодорожная станция и аэропорт находятся в г. Усинске.
Соседними разрабатываемыми месторождениями являются расположенное с севера Ошское нефтяное месторождение, в 10 км южнее – Возейское нефтегазовое месторождение, крупные нефтяные месторождения – Харьягинское с северо-востока и Верхневозейское к югу-востоку от Южно-Ошского месторождения .
Литолого-стратиграфический разрез
Литология и стратиграфия рассматриваемой территории базируются на данных бурения глубоких скважин. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла на месторождении составляет 4017м (скв. 407).
Девонская система – D
Девонская система представлена всеми отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел – D1
Осадки нижнедевонского возраста являются самыми древними вскрытыми отложениями. Нижнедевонские отложения залегают согласно на силурийских, а верхняя их граница определяется предсреднедевонской эрозионной поверхностью. В низах эти отложения представлены переслаиванием аргиллитов и известняков, в верхней части преобладают доломиты. Общая толщина нижнего девона от 50 до 800 м.
Средний отдел – D2
Среднедевонские отложения залегают с размывом и резким несогласием на отложениях нижнего девона, а верхняя их граница является эрозионной, определяется поверхностью предпозднедевонского (предфранского) размыва. Отложения имеют в основном терригенный и в меньшей степени карбонатный состав, относятся к мелководно-морским литофациям и являются одной из основных продуктивных толщ всего Колвинского вала.
Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами. Возраст толщ и пачек среднего девона обоснован по палеонтологическим и палинологическим данным: результатам определения остракод Voronina cf.Voronensis., Orthocypris aff.Subparallela, Uralina scrobiculata и др. (скв. 2 ЮО), брахиопод Emanuela sp.Dichacaenia perplexa Copper et Dutro, Schizophoria ap. (скв.1 ЮО), остракод Euklodenella stiatella Rozhd., Cavellina subindistincta Mosk. (скв.2 СК). Общая толщина среднедевонских отложений изменяется от 143 до 192 м.
К основанию среднего девона приурочен сейсмический отражающий горизонт III1-2, а к кровле - III2-3.
Эйфельский ярус – D2ef. По местной стратиграфической схеме включает кедровский, омринский и колвинский горизонты.
Кедровский горизонт D2kdнесогласно залегает на нижнедевонских отложениях. Его разрез снизу начинается маломощной (3-10 м) глинисто-алевролитовой пачкой. Выше залегает толща, представленная ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, имеющая по местной стратиграфической шкале название «пачка I+II». Породы серые, светло-серые и коричневато-серые. Песчаники грубо-, средне- и мелкозернистые кварцевые с глинистым цементом, образуют пласты мощностью до 6 м, содержащие пористые разности. Алевролиты кварцевые слагают пласты мощностью до 1,2 м. Аргиллиты тонкослоистые темно-серые с растительным детритом, образуют слои и прослои мощностью до 0,6 м. Встречаются остатки брахиопод, гастропод, рыб и растений. Толщина интервала пачек I+II – 40-55 м. Общая толщина кедровского горизонта 43-65 м.
Омринский горизонт D2om согласно залегает на кедровском. В местной номенклатуре получил название глинисто-алевритовой пачки. Нижняя часть горизонта сложена переслаиванием серых микрозернистых маломощных известняков с темно-серыми аргиллитами. Встречаются остатки морской фауны. Верхняя часть горизонта представлена тонким переслаиванием аргиллитов, алевролитов и тонкозернистых песчаников. Общая толщина горизонта 18-26 м. Возраст кедровско-омринских отложений подтвержден определениями остракод Tricuspis sp., Birdsallela latusa L.Eg, Uralina scrobiculata и др. (скв. 2 ЮО).
Колвинский горизонт D2klсогласно залегает на омринском. Его нижняя часть, выделенная в местной номенклатуре как продуктивная пачка III, сложена переслаиванием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Среди песчаников встречаются пористые пласты мощностью до 1,3 м. К коллекторам III пачки приурочена нефтяная залежь. Общая толщина пачки 21-39 м.
Верхняя часть колвинского горизонта получила название глинисто-карбонатной пачки: в ее составе, кроме аргиллитов, много известняков, образующих пласты мощностью до нескольких метров и содержащих остатки морской фауны. Мощность пачки до 15-30 м. Возраст отложений подтверждают определения брахиопод Dichacaenia perplexa Copper et Dutro, Lingula sp., Schizophoria sp., Emanuella cf. Transversa Grabau (скв.1 ЮО), определения остракод Knoxiella dobrochotovae G. Ljasch., Dizigopleurella eleganta L. Eg., Cavellina modesta Rozhd. и др., (скв. 2 ЮО).
Мощность колвинского горизонта 52-69 м. С кровлей III пачки отождествляется отражающий сейсмический горизонт IIIkl.
Живетский ярус – D2gv. Представлен породами старооскольского надгоризонта (D2st), которые без видимого перерыва ложатся на отложения верхней глинисто-карбонатной пачки эйфельского яруса. Сложена пачка кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками буровато-серыми, пористыми с прослоями серого и зеленовато-серого алевролита и тонкими прослоями темно-серой углефицированной глины. Толщина пачки составляет от 30 до 58 м. Максимальные толщины горизонта отмечены на периклиналях Южно-Ошской структуры (скв. 1 ЮО и 1СК), по направлению к своду толщина уменьшается до 21 м (скв. 407). Верхняя граница надгоризонта определяется поверхностью предфранского размыва.
В северо-восточной части площади отмечается зона глинизации отложений, что подтверждается данными бурения. В зоне развития песчаников установлено наличие нефтяной залежи, являющейся основной на Южно-Ошском месторождении.
Верхний отдел – D3
Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами. Верхнедевонские отложения залегают с региональным размывом на средне- и нижнедевонских толщах и несогласно перекрыты верхневизейскими отложениями каменноугольной системы. Литофациальный состав верхнедевонских толщ весьма разнообразен. В низах франского яруса залегают терригенные и карбонатно-глинистые мелководно-морские отложения. Большая часть франского яруса и низы фаменского яруса представлены относительно глубоководными битуминозными, карбонатными и карбонатно-глинистыми породами доманикоидных фаций. Верхняя часть нижнего фамена, средний и верхний фамен сложен мелководно-морскими карбонатными и карбонатно-глинистыми отложениями. Толщина отложений меняется от 1094 до 1231 м.
Франский ярус – D3f. Франский ярус представлен всеми тремя отделами. В объеме нижне-среднефранского подъярусов выделены джъерский, тиманский+саргаевский и доманиковый горизонты. Общая толщина нижне-среднефранских отложений 107-144 м. В объеме верхнефранского подъяруса выделены ветласянский, сирачойский, евлановский и ливенский горизонты. Выделение горизонтов нередко вызывает трудности из-за отсутствия палеонтологических данных. Поэтому на практике выделяют литологические толщи и пачки, соответствующие части горизонта или нескольким нерасчлененным горизонтам.
Джъерский горизонт D3dzr. Условно выделяется в объеме алевролитово-глинистой пачки толщиной 24-58 м, залегающей в подошве франского яруса. Она с размывом ложится на среднедевонские отложения и повсеместно без видимого перерыва перекрывается тиманско-саргаевскими глинами. Возраст пород подтверждают результаты анализа определения остракод Suicella cf. Colviensis Mosk., Cavellina (I.) vosensis Mosk. по скв. 2 –Ю. Ошская. К границе среднего и верхнего девона и основанию джьерского горизонта приурочен отражающий сейсмический горизонт III2-3.
Тиманский+саргаевский горизонт - D3tm+sr. Отложения литологически представлены глинистой толщей, имеющей широкое распространение и образующей региональную покрышку для залежей углеводородов в среднедевонских продуктивных пачках. Толща сложена аргиллитами серыми и темно-серыми, иногда с буроватым оттенком, тонкослоистыми, местами известковистыми с прослоями темно-серых микрозернистых известняков, глинами аргиллитоподобными, темно-серыми почти черными, битуминозными, известковистыми, с подчиненными прослоями черных плотных известняков и серо-зеленых алевролитов. Средняя толщина отложений 63-74 м.
Доманиковый горизонт – D3dm. Представлен отложениями относительно глубоководных фаций – черными битуминозными известняками, иногда кремнистыми. На диаграммах ГИС четко выделяется по высоким значениям сопротивлений, служит одним из главных корреляционных реперов. К его основанию приурочен сейсмический отражающий горизонт IIIdm. Толщина доманикового горизонта 13-19 м.
Верхний подъярус – D3f3. Над доманиковым репером в геологическом разрезе располагается толща переслаивания глинистых и высокоомных по ГИС карбонатных пластов и пачек, представляющих глубоководные доманикоидные литофации. Первоначально вся толща была отнесена к верхнефранскому подъярусу, но в дальнейшем ее верхнюю часть включили в состав фаменского яруса. Так как положение границы ярусов в разрезе толщи остается не выясненным, данная толща рассматривается как нерасчлененные верхнефранские – нижнефаменские отложения. В разрезах соседних районов Колвинского мегавала и Хорейверской впадины эта толща носит название кочмесской.
Кочмесская толща сложена известняками битуминозными, неравномерно окремненными с прослоями черных аргиллитов. По литологическим признакам интервалы с преобладанием известняков на соседних месторождениях выделены как продуктивные пачки I, II, III. Кровля III пачки, представленной трещинными известняками, принимается как верхняя граница описываемой толщи. К кровле III пачки приурочен отражающий сейсмический горизонт IIIel.
Известняки, слагающие карбонатные пачки – темно-серые до черных и коричневато-серые, тонко- и мелкокристаллические, плотные, иногда трещиноватые, образуют пласты мощностью 0,5-20 м. Аргиллиты темно-серые, иногда битуминозные, в верхней части толщи более светлые, местами зеленовато-серые, известковистые, тонкослоистые. Образуют слои и пласты толщиной 1-30 м.
По современным стратиграфическим разбивками граница между франскими и фаменскими отложениями проходит между двух карбонатных пластов, нижний из которых отнесен к франскому ярусу, верхний – к задонскому горизонту фаменского яруса.
Задонский горизонт D3zd. К отложениям горизонта отнесена верхняя продуктивная карбонатная пачка, которая содержит наиболее мощные карбонатные пласты. На Южно-Ошском месторождении к ней приурочена залежь нефти. Толщина пачки 42-50 м. Возраст пород III пачки подтверждается определениями остракод Acratia sp. Ind., Serenida? Sp. Ind, Kozlowskiella? Sp. Ind. (скв. 2 ЮО и 2 СК). Толщина верхнефранских отложений изменяется от 95 до 134 м. Общая толщина нерасчлененной толщи верхнефранско-нижнефаменских отложений 180-221 м.
Фаменский ярус – D3fm. Отложения фаменского яруса согласно залегают на франских, а верхняя граница яруса является эрозионной и определяется поверхностью предпоздневизейского размыва. Фаменский ярус подразделен на три подъяруса. Нижнефаменский подъярус – волгоградский, задонский и елецкий горизонты. Среднефаменский подъярус – усть-печорский горизонт. Верхнефаменский подъярус – джеболский надгоризонт, отложения которого в большей или меньшей степени подверглись размыву.
Нижнефаменский подъярус (волгоградский, задонский, елецкий горизонты – D3vl+zd+el). Его основание представлено верхней частью кочмесской свиты, рассмотренной ранее. Выше залегает мощная (360-400 м) карбонатно-глинистая толща заполнения, характеризующая переход от условий глубоководной впадины к мелководному шельфу. По спорам растений и определениям брахиопод Sinotectirostrum sp., Cyrtospirifer sp. и остракод Bairdia sp. ind., Acratia sp. ind. и др. в скв.1 ЮО она отнесена к елецкому горизонту. Вышележащая толща переслаивания известняков, глинистых известняков и мергелей с общей мощностью до 190-200 м также относится к елецкому горизонту, у кровли которого выделяется реперный пласт D и отражающий сейсмический горизонт IIIfm1. Общая мощность нижнефаменского подъяруса составляет 682-870 м.
Средне- и верхнефаменский подъярусы нерасчлененные - D3fm2+3 (усть-печорский и джеболский надгоризонты). Представлены пачками известняков, доломитизированных известняков, чередующихся в разрезе с карбонатно-глинистыми пачками и толщами. Глинистых пород больше в интервале средней части усть-печорского горизонта, которую ранее относили к нижнему фамену. Карбонатные пласты и пачки с индексами Ф рассматриваются как продуктивные, содержат низкоемкие коллектора трещинно-порового типа. Общая толщина средне- и верхнефаменского подъярусов изменяется от 84 до 231м в связи с неравномерным предпоздневизейским размывом.
На девонских отложениях с размывом и стратиграфическим перерывом в основании залегают отложения каменноугольной системы.
Тектоническое строение
Южно-Ошское месторождение расположено в центральной части Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена, в зоне сочленения крупных Возейского и Харьягинского валов. С востока Колвинский мегавал сочленяется с крупной Хорейверской впадиной по системе кулисообразно расположенных структур, с запада – с Денисовской впадиной (рис.2.2.). Глубинное строение рассматриваемого участка изучено главным образом по сейсмическим данным [10]. История геологического развития участка подробно представлена в ПЗ 2010 г.. Ниже приведена краткая характеристика тектонического строения месторождения.
По данным сейсморазведки Южно-Ошская площадь является сложно построенным блоком, расположенным в зоне кулисообразного сочленения с севера южной периклинали Ошского валообразного поднятия и с юга – северной периклинали Костюкского поднятия. С востока Ошское поднятие ограничено зоной разлома, отделяющей его от Центрально-Харьягинского поднятия, а южнее - от Хорейверской впадины. На южной периклинальной части Ошского поднятия обособляется локальная Южно-Ошская структура, которая по отложениям нижнего-среднего девона отделяется от Ошской структуры субширотным прогибом. В результате наращивания к северу толщин среднедевонских отложений происходит заполнение этого прогиба, поэтому структурные планы по вышележащим горизонтам в верхнедевонских отложениях выполаживаются и прослеживается единое Ошское поднятие с локальными куполами (Ошским и Южно-Ошским).
Южно–Ошская структура имеет субмеридиональное простирание и выделяется в структурных планах по всем отражающим горизонтам, прослеженным в отложениях верхнего-среднего девона. В целом вся изучаемая площадь подразделяется на структурные зоны, положение которых контролируется различными системами тектонических нарушений.
В западной части изучаемой площади по отложениям девона-нижней перми прослеживается северное окончание Возейского вала, осложненное системой тектонических нарушений типа сбросов, которые по отложениям девона образуют разновысокие блоки. Нарушения не сочленяются друг с другом и представляют собой четыре кулисообразно расположенные ветви северо-западного простирания. Самое северное нарушение в этой системе является наиболее протяженным и высокоамплитудным (амплитуда достигает 160-180м) по всем отложениям в разрезе среднего-верхнего девона. Наибольшая амплитуда нарушений отмечается также в центральной части каждой ветви (к концу и началу ветвей амплитуда затухает). В каждом блоке в пределах северного окончания Возейского вала прослеживаются дополнительные нарушения разной протяженности и амплитуды, отдельные из них являются оперяющими по отношению к крупным нарушениям. Выделяемые в волновом поле на временных разрезах тектонические нарушения, контролирующие разновысокие блоки, характеризуются в основном как субвертикальные, т.е. положение блоков в плане (на картах изохрон и изогипс) унаследуется по ОГ IIIzd, IIId, III2st, III2kl, III2kd+om, III1- 2.
В южной части образованных этими нарушениями блоков выделена структура Северо-Костюкская-II. Севернее прослежены Комависская и Северо-Комависская приразломные структуры. Они выделяются по всем прослеженным отражающим горизонтам в отложениях верхнего-среднего девона. В своде Северо-Комависской структуры выклиниваются отложения старооскольского горизонта среднего девона, продуктивные на Южно-Ошском месторождении.
В восточной зоне, ограниченной с востока высокоамплитудным разломом, по отражающим горизонтам в отложениях верхнего-среднего девона выделяется валообразная субмеридиональная зона, где локализуется Южно-Ошская структура в виде антиклинальной складки. С востока структуру поджимает система тектонических нарушений в виде узкой зоны субмеридионального простирания. Тектонические нарушения тяготеют к границе Колвинского мегавала и Хорейверской впадины (зона Восточно-Колвинского глубинного разлома). В отличие от прослеженной системы тектонических нарушений в пределах Возейского вала, где они развиты в отложениях верхнего и среднего девона, нарушения в восточной зоне прослежены, в основном, в среднедевонской части разреза с меньшей амплитудой, составляющей в среднем 20-50 м. В волновом поле временных разрезов в пределах Южно-Ошской структуры выделяются оперяющие (косые) нарушения, отходящие от основного высокоамплитудного разлома. От этой системы на запад отделяется диагональное нарушение, имеющее северо-западное простирание и не соответствующее общему простиранию всей восточной системы. Оно пронизывает отложения верхнего девона вплоть до низов елецких отложений.
В целом, Южно-Ошская, Комависская, Северо-Комависская, Северо-Костюкская-II структуры образуют сложную по строению Ошско-Комависскую зону, имеющую форму клина, направленного к югу и ограниченного тектоническими нарушениями с запада и востока. Разделение двух внутренних структурных зон этого клина, восточной и западной, проходит по мульдообразному прогибу в центральной и северной частях площади и малоамплитудному перегибу – в южной части площади.
Размеры Комависской структуры составляют 3.7 х 0.8 км, амплитуда 40 м. Размеры Северо- Комависской структуры составляют 2.2 х 0.5 км, амплитуда 20 м. Размеры Южно-Ошской структуры по отражающему горизонту III1-2 (D1-2) составляют 4.6 х 1.2 км при амплитуде до 120 м.
Размеры всего Ошско-Комависского блока оцениваются следующим образом: по отражающему горизонту III2-3 (D2-3) в пределах замкнутой изогипсы -3620 м составляют 8.5 х 3.5 км при амплитуде около120 м; по отражающему горизонту III kl (D2kl) в пределах замкнутой изогипсы -3720 м составляют 10.5 х 3.5 км при амплитуде около 160 м.
Нефтеносность
Южно-Ошское месторождение относится к Харьяга-Усинскому НГР Печоро-Колвинской нефтегазоносной области Тимано-Печорской провинции. Промышленная нефтегазоносность на месторождении выявлена в пределах среднедевонско-нижнефранского НГК – старооскольский надгоризонт D2st(живетский ярус) и колвинская свита D2kl (эйфельский ярус) среднего девона и среднефранско-турнейского НГК – залежь задонского горизонта D3zd(фаменский ярус верхнего девона). Среднедевонские залежи нефти выявлены также на Усинском, Харьягинском и Возейском месторождениях Харьяга-Усинского НГР. Нефтегазоносность верхнедевонских карбонатов различного генезиса установлена также на Харьягинском и Возейском месторождениях.
Подсчетные объекты Южно-Ошского месторождения рассматриваются сверху вниз. В основу построения структурных карт выделенных подсчетных объектов были положены структурные карты отражающего горизонта IIIel для пласта D3zd, горизонта IIIst для пласта D2st, горизонта IIIkl для пласта D2kl. Эти данные были получены в 2006-2007 гг. ОАО «Севергеофизика» при обработке и интерпретации геофизических материалов 3D-сейсморазведки по Северо-Костюкской и Южно-Ошской площадям.
Пласт D3zd
Отложения пласта представлены плотными известняками, часто битуминозными, по толщине выдержанными по площади. Пласт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. С точки зрения генезиса пласт представлен отложениями карбонатно-глинистой толщи заполнения, характеризующими переход от условий глубоководной впадины к мелководному шельфу. Залежь пласта D3zd приурочена к зоне трещиноватости, образованной в результате действия сил растяжения в области двух крупных тектонических нарушений: меридионального восточного нарушения амплитудой от 20 до 80-100 м и нарушения северо-западного простирания, ограничивающего Комависские структуры, амплитудой 30-40 м. Все вышесказанное позволяет предполагать ограниченный тип залежи, которая связана с зонами трещиноватости внутри карбонатного пласта со сложным типом коллектора, содержащим сингенетичный битумоид.
Нефтеносность залежи установлена по результатам испытаний 5-и скважин [10], по которым были получены безводные притоки нефти. В скважине 1 ЮО при опробовании (инт. 3367-3403 м, а.о.-3275 – -3311 м) испытателем пластов КИИ-146 в открытом стволе получен приток газированной нефти. После спуска эксплуатационной колонны, СКО и обработки ПАВ скважина фонтанировала с дебитом 138.1 м3/сут на штуцере 8 мм. В скважине 4 ЮО (2-й ствол) пласт также был опробован в процессе бурения в интервале 3441-3620 м (а.о.-3239.8 – -3415.9 м), получен приток бурового раствора с нефтью с расчетным дебитом 28.57 м3/сут. В эксплуатационных скв. 314 (инт. 3460.5-3593 м, а.о.-3250 – -3369.1 м) и 307 (инт. 3474-3600 м, а.о.-3233.8 – -3337 м) при опробовании в открытом стволе были получены притоки безводной нефти расчетными дебитами соответственно 5.3 и 360.4 м3/сут. Водонефтяной контакт скважинами не вскрыт, поэтому для ОПЗ принят условный подсчётный уровень (УПУ) по подошве сомого нижнего по площади нефтенасыщенного коллектора – в скважине 7 ЮО на отметке -3403м.
В пласте выделена одна нефтяная залежь. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. С трёх сторон (на юге, востоке и западе) залежь экранирована крупными тектоническими нарушениями. В центре залежи (район скв. 2 СК, 407 и др.) расположена зона отсутствия коллекторов. Северным ограничением залежи является как линия отсутствия коллекторов в районе скв. 301, так и тектоническое нарушение, прослеживающееся с нижних горизонтов. С северо-запада залежь оконтурена условным ВНК (УПУ) на отметке -3403 м, установленной по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 7 ЮО (табл. 6.1). В ПЗ 2010 г. УПУ был установлен по скважине 4 ЮО на 46 м выше (на отметке -3357м).
Размер нефтяной залежи в пределах внешнего контура нефтеносности составляет 10.6×6.2 км, высота – 183 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 6.6 м в скв. 510 до 25.8 м в скв. 403 и в среднем по залежи – 11.4м. Коэффициент вторичной пористости в нефтенасыщенных интервалах по скважинам изменяется от Кп.вт.=0.016 в скв.405 до Кп.вт.=0.04 в скв.406, в среднем составляя Кп.вт.ср=0.0234. Коэффициент нефтенасыщенности по скважинам изменяется от Кн=0.562 в скв.315 до Кн=0.908 в скв.406, в среднем составляя Кнср=0.765.
Пласт D2st
Залежь нефти старооскольского надгоризонта является основной на месторождении, связана с приподнятым тектоническим блоком и вскрыта всеми пробуренными в пределах основного блока скважинами. Породы коллекторы представлены песчаниками, реже – алевропесчаниками.
Нефтеносность залежи установлена всеми пробуренными в ней скважинами – по результатам испытаний, освоения и данным добычи [11]. Исключение составляет только аварийная скважина 6 ЮО, характер насыщения в которой установлен по ГИС. Скважины, пробуренные после ПЗ 2010 г., также подтвердили нефтеносность залежи результатами испытаний и освоений.
В скважине 7 ЮО при испытании КИИ-3-95 в открытом стволе в интервале 3806-3813 м (а.о.-3713.9 – -3720.9 м), получен 100% приток газированной нефти. При испытании нижележащего интервала 3814-3835 м (а.о.-3721.9 – -3742.9м), был получен газированный ФБР. В скважинах 316 (инт. 3705-3760 м, а.о.-3564.8 – -3619.8 м), 517 (инт. 3702-3765 м, а.о.-3575.3 – -3628.5 м) и 518 (инт. 3740.5-3774 м, а.о.-3564.1 – -3596.6 м) при испытании КИИ-3-95 в открытом стволе получены притоки нефти расчётными дебитами 197.9, 138.2 и 62.8 м3/сут, соответственно. Положение ВНК установлено по результатам испытания и интерпретации ГИС в скважине 7 ЮО на отметке -3724м.
В пласте выделена одна залежь нефти. По сравнению с ПЗ 2010 г. размеры залежи практически не изменились. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. С юга и востока залежь ограничена тектоническими нарушениями. С запада залежь ограничена как тектоническими нарушениями, так и границей выклинивания пласта, установленной по сейсмическим данным. С севера в приподнятой части структуры залежь ограничена тектоническим нарушением, а в пониженной части – контуром ВНК, установленным по новой скважине 7 ЮО на отметке -3724м. В предыдущем ПЗ 2010г. рассматриваемая залежь была полностью нефтеносна, ВНК установлен не был.
Размер нефтяной залежи составляет 10.5×5.2 км, высота - 222 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 4.4 м в скв. 4 ЮО до 25.6 м в скв. 1 СК и в среднем по залежи – 13.33 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах по скважинам изменяется от Кп=0.094 в скв. 7 ЮО до Кп=0.179 в скв. 6 ЮО, в среднем составляя Кпср=0,126. Коэффициент нефтенасыщенности по скважинам изменяется от Кн=0.777 в скв. 7 ЮО до Кн=0.944 в скв. 6ЮО, в среднем составляя Кнср=0.897.
Пласт D2kl
Коллекторами колвинской свиты являются песчаники и алевролиты. На основании испытаний скважин в ПЗ 2010 г. выделены три залежи, отделённые друг от друга тектоническими и литологическими экранами. Новые скважины, пробуренные после ПЗ 2010 г., расположены в районе залежи 1 – скв. 509 находится в ЧНЗ, а скв. 7 ЮО и 1017 в водонасыщенной части пласта. Границы залежей и положение ВНК в залежах 2 и 3, ввиду отсутствия новой информации, не изменились.
Залежь 1. Основная залежь пласта. Нефтеносность залежи подтверждена испытаниями КИИ в скважинах 1 ЮО (инт. 3813.5-3816 м, а.о.-3722.0 – -3724.5 м) и 407 (инт. 3895-4017 м, а.о.-3555.9 – -3673.3 м), в которых расчётный дебит нефти составляет 3.9 и 35.3 м3/сут, соответственно (табл. 6.1). При испытании КИИ в новой скважине 509 получен приток ФБР с 1% нефти. По ГИС коллектора характеризуются как нефтенасыщенные. Скважины 7 ЮО и 1017 попали в водонасыщенную часть залежи, как и предполагалось при ПЗ 2010г. При испытании КИИ в них получены притоки ФБР с минеральной водой, по ГИС коллектора также характеризуются как водонасыщенные. ВНК в залежи принят условный (УПУ) по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 1 ЮО на отметке -3723м, утверждённый при ПЗ 2010г. Кровля водонасыщенного коллектора в скв. 1017 находится на а.о. -3751.8, что значительно ниже принятого условного уровня (на 28.8 м), поэтому условный подсчётный уровень оставлен как и в ПЗ 2010 г.
Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная. С севера ограничена условным контуром нефтеносности. С северо-запада, востока, юго-востока и юго-запада залежь ограничена тектоническими нарушениями. С юга отделена от залежи 2 зоной замещения, выделенной по ГИС с использованием сейсмики.
Размер нефтяной залежи составляет 6.8x6.4 км, высота - 170 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 0.6 м в скв. 1 ЮО до 8.1 м в скв. 407 и в среднем по залежи – 4.2м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах по скважинам изменяется от Кп=0.086 в скв. 2 ЮО до Кп=0.122 в скв. 1 ЮО. Коэффициент нефтенасыщенности по скважинам изменяется от Кн=0.728 в скв. 1 СК до Кн=0.874 в скв. 2 ЮО.
Залежь 2. Вскрыта скважинами 2 СК и 316. Нефтеносность в залежи установлена по ГИС в скважинах 2 СК и 316, по которым выделен ВНК на а.о. -3643 м (табл. 6.1). В скв. 2 СК выполнено испытание КИИ в интервале 3750-3909м (а.о. -3625.1 – -3779.6 м), состав притока – слабогазированный фильтрат бурового раствора, а при повторном испытании в том же интервале получен приток минеральной воды. Нефтеносность в скв. 2СК установлена по ГИС. В скв. 316 нефтеносность также установлена по данным ГИС.
Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная. Отделена от залежи 1 тектоническим нарушением и зоной замещения коллекторов. С юга залежь ограничена контуром ВНК и тектоническими нарушениями. С запада и востока ограничена контуром нефтеносности.
Размер нефтяной залежи составляет 2.8×4.3 км, высота - 33 м (табл. 6.2). Нефтенасыщенные толщины меняются от 1.3 м в скв. 2 СК до 3.2 м в скв. 316 и в среднем по залежи - 3.52м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах по скважинам изменяется от Кп=0.106 в скв. 316 до Кп=0.108 в скв. 2 СК. Коэффициент нефтенасыщенности по скважинам изменяется от Кн=0.774 в скв. 2 СК до Кн=0.865 в скв.316.
Залежь 3. Вскрыта одной скважиной 3 ЮО. Нефтеносность установлена по результатам испытаний в скважине 3ЮО, в которой после перфорации (инт. 3686-3879 м, а.о.-3526.8 – -3719.8 м) получен приток нефти дебитом 10 м3/сут на 4-мм штуцере. Условный подсчётный уровень принят по подошве нижнего нефтенасыщенного по ГИС пропластка на а. о. -3685 м (табл. 6.1).
Залежь пластовая, тектонически ограниченная. Граничит с залежью 1 и отделена от неё тектоническим нарушением с севера и с запада. С востока залежь также ограничена тектоническим нарушением, а с юга контуром нефтеносности.
Размер нефтяной залежи составляет 1×0,5 км, высота - 40 м. Нефтенасыщенные толщины в одной скважине 3 ЮО 2.4 м, в среднем по залежи – 3.542м. Коэффициент пористости в скв. 3 ЮО Кп=0,102, коэффициент нефтенасыщенности по скв. 3ЮО не определен (отсутствует метод ИК) и принят как средневзвешенный по всем скважинам пласта Кн=0.81 .
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Южно-Ошского месторождения по состоянию на 01.04.2012 г. Рафиков Р.Я., Исакова Т.Г., Юканова Е.А., и др. 2012
Следующее Месторождение: Западно-Печерогородское