Верхнетирское нефтяное месторождение
Верхнетирское нефтяное месторождение расположено на территории Усть-Кутского и Киренского районов Иркутской области в 160 км к северу от г. Усть-Кут и крупнейшего речного порта Осетрово, связанных с транссибирской магистралью железнодорожной веткой Тайшет – Лена.
Расстояние от г. Усть-Кут (станция Лена) до узловой станции Тайшет 720 км, а до областного центра г. Иркутск по прямой 520 км, а до месторождения - 160 км. В районе работ имеются круглогодичные автомобильные дороги.
В 25 км к северо - востоку расположено разрабатываемое Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение, в 30 км к юго-юго-востоку – Марковское, в 1 км к юго-востоку – Большетирское, а в 2 км к северо-западу – Ичединское нефтяное месторождение.
Лицензия ИРК 03155 НР от 13. 01.2015 г. выдана ООО «ИНК» для геологического изучения, включающего поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, разведки и добычи полезных ископаемых на Верхнетирском учаскте недр со сроком окончания действия до 15.01.2040 г.
Верхнетирское нефтяное месторождение открыто в марте 2017 г. поисковой скв. №300, выявившей нефтяную залежь в осинском горизонте усольской свиты нижнего кембрия, в осинском горизонте был получен приток безводной нефти дебитом от 136 до 287 м3/сут и газа дебитом от 31,4 до 61,0 тыс. м3/сут.
В 2017 году впервые запасы нефти осинского горизонта Верхнетирского месторождения были утверждены в оперативном порядке в 2017 году (ЭЗ №118-17 оп от 16.05.2017 г, протокол Роснедра №03-18/158-пр от 19.05.2017 г.) на основании установленной промышленной нефтеносности по результатам бурения и испытания разведочной скважины №300.
В настоящее время Верхнетирский ЛУ изучен современными сейсморазведочными работами МОГТ 3D сезонов 2016-2017 гг. и 2017-2018 гг. Общий объем сейсморазведочных данных за 2016-2018 гг. составил 226 км2. Обработка и интерпретация выполнена в 2018-2019 гг. силами ООО «НПП ГЕТЭК».
По состоянию на 01.01.2019 года на Государственном балансе РФ по Верхнетирскому месторождению в пределах ИРК 03155 НР от 13.01.2015 г. числятся следующие начальные запасы:
нефти (геол./извл.):
-по категории С1 – 5637/1781 тыс.т.
-по категории С2 – 4005/1266 тыс.т.
-по категории С1+С2 – 9642/3047 тыс.т.
растворенного газа (геол./извл.):
-по категории С1 – 2001/632 млн м3
-по категории С2 – 1422/449 млн м3
-по категории С1+С2 – 3423/1081 млн м3
Накопленная добыча нефти с начала разработки на 01.01.2019 г. составляет 154 тыс. т, растворенного газа – 53 млн м3.
Стратиграфия
Геологическое строение Верхнетирского ЛУ изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ, что позволило составить сводный геолого-геофизический разрез осадочного чехла от архей-протерозоя и палеозоя до кайнозоя, общая толщина которого составляет от 2600 м до 2700 м.
Протерозой (PR)
Породы кристаллического фундамента в пределах Верхнетирского лицензионного участка вскрыты в восьми скважинах (№№ 1, 104 Верхнетирские, 4 Гирамгайская, 203-2Р Тирская, 203-1Р Тирская, 205-1Р Тирская, 206-1Р Тирская, 303) и представлены в основном гранитами выветрелыми темно-розовыми мелко и среднекристаллическими, грано-диоритами серовато-белого цвета сильновыветрелыми, хлоритово - серицитовыми и хлоритово – амфиболитовыми зеленовато-серыми трещиноватыми сланцами без признаков УВ, возраст которых определен как среднепротерозойский.
На соседнем Западно-Ярактинском ЛУ скв. № 311 фундамент был вскрыт с полным выносом керна и представлен биотит - роговообманковыми розовато-зеленовато-серыми граносиенитами. Породы равномернозернистые, среднезернистые, массивные, сильно трещиноватые, в верхней части разреза рыхлые. Трещины тонкие, выполнены серицитом и окислами железа и наклонены на 80 - 75° к оси керна.
В ряде скважин на поверхности фундамента залегает кора выветривания, толщиной до 7 м (скв. №205-1П), развивающаяся по гранитам или сланцам. Породы коры выветривания слабовыветрелые, темно-зеленого цвета, плотные, неравномерно брекчированной текстуры, с редкими трещинами и без признаков УВ.
Палеозой (РZ)
Венд (V). Нижний венд (V1).
Непская свита
Отложения свиты с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на коре выветривания фундамента. Наиболее полные разрезы свиты вскрыты на Марковской площади, где в ее основании залегает безымянный и марковский горизонты, представленные сероцветными разнозернистыми кварцевыми гравелитистыми песчаниками.
В южной части Ярактинской и Западно - Ярактинской площади, расположенных к северу от Марковской, нижние горизонты непской свиты выпадают из разреза. Разрез свиты омолаживается и на породах фундамента залегает ярактинский горизонт, в составе которого выделены нижний (II) и верхний (I) песчаные пласты, в которых выявлены промышленные залежи нефти, газа и конденсата.
В северо-западном направлении разрез непской свиты сокращаться и в составе свиты остается только верхний песчаный пласт, продуктивность которого установлена не только на Ярактинском, но и Токминском месторождении. Коллекторы - разнозернистые и мелко - крупнозернистые песчаники, преимущественно кварцевые, сероцветные, с прослоями и линзочками алевролитов и аргиллитов. Глинистая перемычка, разделяющая верхний и нижний пласты, содержит значительную примесь разнозернистого песчано–алевритового материала. Резкая литофациальная изменчивость горизонта объясняется засолонением песчаников, и, в меньшей степени, глинизацией разреза. Отмечается значительная пиритизация и трещиноватость пород.
Верхний венд (V2)
Тирская свита (V2 tir) перекрывает отложения непской свиты и представлена пачкой неравномерно переслаивающихся доломито - ангидритовых пород с включениями терригенного материала. В подошве свиты трассируется региональный геофизический репер m1.
Нередко в разрезе свиты отмечаются тонкие пласты серых, разнозернистых, кварцевых песчаников, выделяемых в парфеновский горизонт, промышленная продуктивность которого доказана на Марковской площади. Общая мощность тирской свиты 21 - 52 м и уменьшается в северо-восточном направлении.
Катангская свита (V2 kat). Нижняя граница свиты проводится в подошве пласта плотных, массивных, высокоомных доломитов, выделяемых в преображенский горизонт, являющийся региональным геофизическим репером m2, из которого на Преображенской и Даниловской площадях получены промышленные притоки нефти и газа.
В пределах Ярактинской площади толщина горизонта 14 - 18 м.
Преображенский горизонт перекрыт пачкой плотных темно-серых стилолитизированных и окремнелых доломитов с прослоями более глинистых карбонатных пород, черных аргиллитов и белых ангидритов.
Общая мощность подсвиты 80 - 86м.
Собинская свита (V2 sb) представлена массивными сероцветными доломитами иногда трещиноватыми и кавернозными участками окремнелых с прослоями ангидрито - доломитов и глинистых доломитов.
В подошве свиты залегает пласт массивных высокоомных доломитов, выделяемый в качестве регионального геофизического репера m3. Общая мощность свиты около 70 м.
Тэтэрская свита(V2tt). Верхняя граница свиты проводится по подошве первого пласта каменной соли усольской свиты и уверенно идентифицируется по данным ГИС, по резкому спаду сопротивлений при переходе от доломитов к солям. В разрезе свиты выделяется устькутский горизонт, представленный двумя пластами сероцветных доломитов, участками окремнённых с подчинёнными прослоями ангидритов, ангидрито-доломитов и глинистых доломитов. В нижней части устькутского горизонта отмечаются каверны, выполненные солью.
Верхний пласт устькутского горизонта мощностью 24-30 м, представлен доломитами глинистыми, участками засолоненными и окремнелыми с трещинами, выполненными ангидритами, иногда с выпотами нефти.
Второй (нижний) пласт, мощностью до 24 м, сложен плотными массивными доломитами с кавернами, выполненными солью. На Большетирской площади ФЕС горизонта низкие и при опробовании притока, как правило, не получают.
Общая толщина вендского комплекса изменяется от 284 м до 332 м.
Нижний кембрий (Є1). Ленский ярус (Є1 l)
Усольская свита (Є1 us) согласно залегает на отложениях тэтэрской свиты и представлена неравномерным чередованием пластов каменной соли с известняками, известковыми доломитами и доломитами. В средней части выделяется региональный нефтегазоносный осинский горизонт, (геофизический репер - А), отмечающийся повышенными сопротивлениями, из которого получены промышленные притоки нефти на Марковском, Большетирском, Ичединском и других месторождениях. Общая толщина свиты 460 м.
Бельская свита (Є1 bs) сложена галогенно-карбонатными породами, согласно залегающими на отложениях усольской свиты. По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Ввиду однотонности состава нижняя и средняя подсвиты объединены.
Нижне-среднебельская подсвита (Є1 bs1+2) представлена серыми массивными известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. В нижней части подсвиты встречаются тонкие прослои каменной соли, в подошве выделен христофоровский горизонт, сложенный доломитами с прослоями известняков, доломито-ангидритов и глинистых доломитов. Толщина горизонта 70-80 м, толщина подсвиты 280 м.
Верхнебельская подсвита (Є1 bs3) представлена переслаиванием пластов белых и светло-розовых каменных солей толщиной более 20 м, с менее мощными пластами серых глинистых доломитов. Толщина подсвиты 150 м, а общая толщина свиты 430 м.
Булайская свита (Є1 bl) согласно перекрывает бельскую свиту и представлена массивными, сероцветными, мелкозернистыми слабо трещиноватыми и кавернозными доломитами с прослоями более глинистых разностей. В кровле свиты выделен геофизический репер Н4. Толщина свиты меняется в пределах 200 м.
Ангарская свита (Є1 an) разделяется на нижнюю доломитовую толщиной 45 – 85 м (в кровле геофизический репер Н3), и верхнюю – галогенно-карбонатную подсвиты. В разрезе верхней подсвиты выделяется бильчирский горизонт, в котором нефтегазопроявления отмечались на Непской площади. Общая толщина свиты 350 м.
Нижний-средний отделы (Є1-2) Амгинский ярус (Є1-2am)
Литвинцевская свита (Є1-2 lt) без перерыва залегает на породах ангарской свиты и представлена известняками и доломитами в нижней части слаботрещиноватыми. В кровле свиты выделен геофизический репер Н1. Толщина свиты изменяется в пределах 200 м.
Средний-верхний отделы (Є2-3)
Верхоленская свита (Є2-3 vl) согласно залегает на доломитах литвинцевской свиты и сложена пестроцветными мергелями, чередующимися с прослоями доломитов, алевролитов, аргиллитов, реже гипсов в нижней части разреза и песчаников - в верхней.
Толщина отложений верхоленской свиты 440 м.
Иглинская свита (Є2-3 il) завершает разрез кембрия и в нижней части сложена сероцветными водорослевыми доломитами с тонкими прослоями алевролитов и песчаников. Верхняя часть разреза представлена песчаниками зеленовато - и розовато-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми с карбонато-глинистым цементом, с единичными прослоями алевролитов и мергелей. Характерно наличие медистого оруденения. Толщина свиты составляет 50 м.
Ордовикская система (О)
На Ярактинской площади отложения ордовика представлены нижним, средним и переходным средним – верхним отделами.
Нижний отдел (О1). Устькутский ярус (О1 uk)
Нижний ордовик представлен усть-кутской свитой
Устькутская свита (О1 uk) согласно залегают на красноцветных породах илгинской свиты и подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя - сложена, массивными мелкозернистыми доломитами, участками кавернозными, с редкими прослоями окремнелых глауконитовых песчаников. Верхняя - представлена песчаниками и доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина свиты 50 м.
Средний отдел (О2). Криволуцкий ярус (О2 kr)
Криволуцкая свита (О2 kr) со стратиграфическим несогласием (из разреза выпадает чунский ярус) залегают на породах усть-кутской свиты. В нижней части свита сложена зеленовато - и жёлто-серыми песчаниками и алевролитами с линзовидными прослоями и аргиллитов. Верхняя часть свиты представлена однородной толщей желтовато-серых песчаников общей толщиной 50 м.
Мангазейский ярус (О2 mg). Чертовская свита (О2 cht)
Согласно залегают на породах криволуцкой свиты и сложена глинистыми грязно-зелеными алевролитами, аргиллитами зеленого и цвета с редкими тонкими прослоями серых песчаников, приуроченных большей частью к кровле свиты. Толщина свиты 220 м.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения имеют повсеместное распространение, представлены суглинками, супесями, с обломками различных пород.
Тектоника
Региональная тектоника
В тектоническом отношении Верхнетирский лицензионный участок расположен в юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), в зоне ее сочленения с северо-западным окончанием Ангаро-Ленской ступени (Рис.1).
Рис.1. Выкопировка из обзорной структурно-тектонической карты Восточной Сибири (СНИИГГиМС, 2005)
Непско-Ботуобинская антеклиза, площадь которой в пределах замкнутой изогипсы -2100 м по поверхности фундамента составляет 300 тыс. км2, имеет северо-восточное простирание, с юга ограничена Ангаро-Ленской ступенью, с востока - глубоким Предпатомским региональным прогибом. На западе и северо-западе антеклиза граничит с Присаяно-Енисейской синеклизой, Катангской и Сюгджерской седловинами.
Кристаллический фундамент в пределах лицензионного участка вскрыт в восьми (№№ 1, 104 Верхнетирские, 4 Гирамгайская, 203-2Р Тирская, 203-1Р Тирская, 205-1Р Тирская, 206-1Р Тирская, 303) скважинах на абсолютных отметках -2380, -2345, -2313, -2297, -2384, -2282, -2342, -2303 м соответственно, а также на соседних площадях глубокого бурения - Большетирской, Касаткинской, Казаркинской, Усть-Кутской, Ялыкской, Токминской, Северо-Марковской и др. В разрезе отмечается постепенное региональное воздымание поверхности фундамента с юго-запада на северо-восток.
В центральной, наиболее приподнятой части антеклизы выделяется крупный погребенный Непский свод, площадь которого достигает 50 тыс. км2. Непский свод осложнен серией положительных и отрицательных структур более низкого ранга типа выступов, структурных носов и прогибов.
В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, как и в ряде других районов Иркутского амфитеатра в осадочной толще довольно отчетливо выделяется три структурно-тектонических этажа: подсолевой, солевой и надсолевой.
Подсолевой структурный этаж включает комплекс отложений от поверхности кристаллического фундамента до кровли осинского горизонта усольской свиты. Строение подсолевых отложений наиболее полно изучено глубоким бурением в пределах южного и юго-восточного склонов Непско-Ботуобинской антеклизы, где поверхность фундамента и подсолевых отложений полого воздымается к северу и северо-востоку. В среднем, по южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, градиент падения поверхности фундамента составляет 3,5 м на 1 км, а кровли усольской свиты около 2,7 м на 1 км.
В направлении центральной наиболее приподнятой части свода происходит значительное сокращение мощности осадочного чехла с 2500 м на Ярактинской площади до 1600 м на Приображенской площади, расположенной в присводовой части структуры. Уменьшение толщины разреза происходит как за счет выпадения из разреза базальных седиментационных циклов, так и в результате сокращения мощности перекрывающих толщ, что свидетельствует о длительном, унаследованном развитии Непского свода.
Нефтегазоносность Верхнетирского ЛУ
На территории Верхнетирского ЛУ ПГО «Востсибнефтегазгеология» проводило нефтепоисковые работы начиная с 1961 г. Поисковыми скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла до фундамента, что позволило детально изучить литолого-стратиграфический разрез, проследить глубину залегания фундамента, выявить региональные пласты-коллекторы, получить представление о характере их ФЕС и нефтегазоносности региона в целом.
На Верхнетирском ЛУ основные перспективы связаны с отложениями осинского горизонта, в которых отмечались нефтегазопроявления и были выявлены промышленные притоки нефти и газа на соседних площадях.
Первый незначительный приток нефти дебитом 0,4 м3/сут на Верхнетирской площади был получен в 1973 г. при испытании осинского горизонта в скважине №201.
Толчком для проведения поисковых работ явилось открытие в 2012 г. на соседнем Запано-Ярактинском ЛУ Ичёдинского нефтяного месторождения. В скважине №312 в результате испытаний был получен приток нефти дебитом 2,3 м3/сут и газа 0.3 м3/сут. После проведения ГРП дебит нефти составил 71,9 м3/сут.
В 2015-2016 гг. продолжалось разбуривание юго-восточной части месторождения, закартированной сейсмикой 3D. В этой части месторождения было пробурено 6 разведочных и 5 эксплуатационных скважин. В скважинах №№32Р, 45 и 328 осинский горизонт был вскрыт со 100% выносом керна. Все пробуренные скважины в интервале осинского горизонта были опробованы в эксплуатационной колонне и дали безводные притоки нефти от 164,8т/сут (скв.41-2ой ствол) до 549,6 т/сут (скв.2Р).
Верхнетирское месторождение было открыто в марте 2017 г. поисковой скв. №300, выявившей нефтяную залежь в осинском горизонте усольской свиты нижнего кембрия. Месторождение представляет собой часть крупной системы органогенных построек (Сахайской органогенной полосы), которая имеет север-северо-западную ориентировку. К ней приурочены Ичединское, Верхнетирское и Большетирское месторождения.
Корреляция пласта Б1+Б2+Б3 осинского горизонта
Нефтяные залежи Верхнетирского месторождения выявлены в карбонатных пластах Б1+Б2+Б3 осинского горизонта усольской свиты нижнего кембрия,повсеместно перекрытого мощными соленосными отложениями усольской свиты, играющими роль региональной покрышки. Нижняя граница горизонта проводится по кровле так называемых подосинских солей, которые образуют несколько слоев выдержанной толщины. На корреляционных схемах (граф. 20 и 21) соленосные толщи отмечены зеленым цветом.
Принцип выделения стратиграфических границ продуктивного пласта Б1+Б2+Б3 осинского горизонта, определенный в рамках ОПЗ-2017 г., согласуется с подходами к выделению пластов на соседнем Ичединском месторождении. Данные бурения новых скважин подтвердили правомерность этого подхода. Так, в качестве стратиграфической кровли пласта выступает не подошва перекрывающих солей, а подошва карбонатной пачки (показана на схемах оранжевым цветом), выдержанной во всех скважинах площади и залегающей над поверхностью несогласия.
Именно полнота разреза под несогласной поверхностью (кровлей пласта Б1+Б2+Б3) и определяет дифференциацию разреза на типы, принципы которой обозначены в ОПЗ-2017 г. По сути, выделены два основных типа разреза: сокращенный (содержит до трех карбонатных мезоциклитов) и полный (содержит до 5 мезоциклитов). Так, на момент выполнения предыдущей работы, к первому типу был отнесен разрез скважины 205, среди новых скважин – 303_Р1. Ко второму (полному) типу относились скважины 300 и 301, среди новых скважин – 303_V2, 616_P1, 616_P2, 603, 644_P1, 644_P2, 604_P1. Разрезы скважин 302, 603 и 639 могут быть отнесены к переходному типу.
Следует отметить, что в разрезах скважин второго типа толщина пласта Б1+Б2+Б3 может изменяться в зависимости от толщины тех или иных органогенных пачек, что связано с палеогеоморфологей бассейна и обусловлено, в том числе, тектоническим развитием территории.
Толщины коллекторов напрямую не зависят от общей толщины пласта, что обусловлено широким развитием вторичных процессов, определяющих коллекторские свойства пород. Тем не менее, наиболее продуктивные скважины приурочены к участкам развития наибольших общих толщин пласта (2 тип разреза). К основным вторичным факторам следует отнести доломитизацию и засолонение (галитизацию) пород, к второстепенным – кальцитизацию, выщелачивание и стилолитизацию.
Нефтяная залежь пласта Б1+ Б2+Б3 осинского горизонта
Нефтяная залежь пласта Б1+Б2+Б3 занимает северо-восточную часть Верхнетирского ЛУ. Залежь с севера экранирована тектоническим нарушением, со всех остальных – литологически ограничена зоной выклинивания коллектора. Тип залежи – литологически ограниченная, тектонически экранированная.
При построении геологической модели залежи был использован прогноз развития коллекторов, полученный по результатам интерпретации данных сейсморазведки. Так, на основе карты прогнозных толщин коллекторов (Граф. 19) с учетом данных ГИС была получена граница развития коллекторов. Было установлено, что скважина 205, коллектор в которой водонасыщен, приурочена к изолированному литологическому телу.
Моделирование распределения коллекторов произведено с учётом прогноза по сейсмическим данным.
Результаты интерпретации данных ГИС, испытания скважин, а также данные по эксплуатации скважин 300, 301, 302, 303_V2, работающих безводной нефтью, позволяют предположить, что залежь приурочена к литологически ограниченному природному резервуару и не подвержена влиянию подошвенных и краевых вод. В пользу этого предположения также говорит наличие аномально высокого пластового давления.
На севере залежи, в зоне сочленения с Ичединским месторождением принята модель тектонического экранирования с учетом нарушений, установленных по сейсмическим данным.
Размеры залежи составляют 8,3 × 8,0 км. Наивысшая отметка проницаемой части вскрыта скважиной 644_Р1 и составляет -1802,6 м, высота залежи – 112 м.
Общая толщина пласта изменяется от 33 м в скважине 303_V2 до 100 м в скважине 300, в среднем составляя 80 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2 м (скв. 303_V2) до 20,2 м (скв. 301). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6,5 м.
В пределах залежи пробурено пять поисковых скважин (№№ 205, 300, 301, 302 и 303), три эксплуатационных скважины (№№ 603, 609, 639), девять горизонтальных скважин и шесть пилотных стволов.
Нижняя граница залежи условно принята по нижней гипсометрической отметке подошвы коллектора на отм. -1915 м. В скважинах наиболее глубокая подошва нефтенасыщенного коллектора находится на отметке -1908 м (скважина 301).
Согласно испытаниям наклонно-направленных поисковых скважин приток нефти с газом получен из всех скважин (№№300, 301, 302 и 303).
В результате испытания в 2017 году перфоратором Скорпион-73 (ПП-20ГП 20 отв./м) осинского горизонта в скважине №300 в интервале перфорации 2735,95-2743,95; 2744-2746 на штуцерах 12, 6, 8 и 10 мм получены притоки нефть+газ дебитами равными соответственно: Qн=287,4 т/сут и Qг=61,077 тыс.м3/сут; Qн=136,32 т/сут и Qг=31,434 тыс.м3/сут; Qн=165,3 т/сут и Qг=32,736 тыс.м3/сут; Qн=166,393 т/сут и Qг=32,48 тыс.м3/сут; Всего за время испытания из скважины было отобрано 1463,6 м3 нефти, из них 1339,3 м3 во время отработки скважины методом переменных давлений.
Согласно акту испытания скважины №301 в интервале перфорации 2688,5-2708,5 м осинского горизонта в 2017 году при отработке скважины на факельный амбар на штуцере диаметром 18 мм получен фонтанирующий приток нефти Qн=230,95 т/сут и газа Qг=63,597 тыс. м3/сут.
В марте 2017 года в поисковой скважине №302 при испытании в интервалах 2475-2484, 2489-2499, 2502-2505 м осинского горизонта при отработке скважины на факельный амбар через ОЗНА (dшт =18 мм) был получен фонтанирующий приток нефти Qн=188,4 т/сут.
По данным испытаний скважины №303 (в интервале глубин 3036,5-3021,5, 2949,5-2947,5, 2946,5-2940,5, 2917,5-2910, 2908-2906, 2890-2888, 288-2880, 2878-2875 м) на штуцере dшт.=10 мм получен фонтанирующий приток нефти Qн=405,6 т/сут.
В процессе бурения скважины 205-1П исследование пласта Б-1 было проведено в мае 2012 года в интервале глубин 2412,2-2447,7 м испытателем пластов КИИ-146. При испытании в трубы поступил слабогазированный буровой раствор дебитом 6,05 м3/сут при максимальном перепаде давления на пакере 16,88 МПа. С целью уточнения коллекторских свойств и характера насыщения пласта Б-1 в июне того же года в скважине 205-1П проведено вторичное вскрытие пласта зарядами ЗПКТ-105Н-ТВ-СП1 плотностью 36 отв./п.м. в интервале глубин 2413-2423 м. В результате получен приток пластовой воды с конденсатом дебитом 4,45 м3/сут при Ндин=1012 м (дебит пластовой воды 4,4 м3/сут, дебит конденсата 0,05 м3/сут). Обводненность 98,9%.
При вскрытии осинского горизонта в новой эксплуатационной скважине №609 (12.25.2017 г) в интервале глубин 2693,0-2850,0м испытателем пластов на трубах ИГ-127 проявление пласта не отмечалось.
В пробуренных после ОПЗ 2017 года пилотных стволах 604_Р1, 616_Р1 и 644_Р1 в интервале осинского горизонта также были опробованы.
В интервале глубин 2832,3-3046,0м в открытом стволе скважины 604_Р1 при испытании был получен приток газа с нефтью. Интервал испытания обладает хорошими емкостно-фильтрационными свойствами коллекторов. Исходя из полученных данных, расчетный дебит нефти составил Qн=371,5 м3/сут, газа - Qг=148,05 тыс. м3/сут.
В скважине №616_Р1 согласно промыслово-геофизическим исследованиям интервал 2744,9-2950,0 м (испытание выполнено в открытом стволе испытателем пластов ИГ-127) осинского горизонта характеризуется пониженными фильтрациооно-емкостными свойствами. За 73 мин открытых периодов при перепаде давления 24,23 МПа получен приток слабогазированной нефти и фильтрата бурового раствора. Расчётные дебиты нефти и газа составили соответственно Qн=122,1 м3/сут, газа - Qг=6,117тыс. м3/сут.
При испытании осинского горизонта в скважине 644_Р1 (интервал 2980,5-3200,0 м) в открытом стволе комплексом ИГ-127 за 70 мин. при перепаде давления 21,85МПа открытых периодов был получен приток нефти и газа. При обработке полученных данных продуктивных характеристик пласта расчетный дебит нефти составил Qн=81,3 м3/сут, газа - Qг=31,469 тыс. м3/сут. В результате выполненных работ установлено, что интервал испытания нефтегазонасыщенный и представляет интерес для дальнейшего изучения.
При проведении ГРП (3 стадии) в горизонтальных скважинах 605_Н1 и 617_Н1 были получены фонтанирующие притоки нефти с газом притоки, дебиты нефти составили Qн=76,6 т/сут и Qн=126,4 т/сут соответственно.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Верхнетирского нефтяного месторождения. Договор № 658/53-02/19 от 18.04.2019 г. Гутман И.С., Потемкин Г.Н., Атяшева Е.П., и др. 2019