Краткая геолого-эксплуатационная характеристика месторождения

Барсуковское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В связи с доразведкой месторождения, открытием новых залежей и уточнением запасов составлялись дополнительные проектные документы, в частности, технологическая схема разработки Барсуковского месторождения (УкрГИПРОНИИНефть, 1986 г) и дополнительной запиской к ней утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза (протокол № 58 от 10.12.86 г).

На базе запасов нефти, утвержденных ГКЗ в 1988 году (протокол № 10510 от 5.10.88 г.), СибНИИНП в 1989 г. составлена очередная дополнительная записка к техсхеме которая утверждена ЦКР (протокол № 1359 от 01.11.89 г.).

За период, прошедший после составления проектных документов, в порядке проведения авторских надзоров и в оперативном порядке проведен ряд уточнений проектных решений.

СибНИИНП была составлена технологическая схемы разработки Барсуковского месторождения, утверждена ЦКР (протокол № 1600 от 3.11.93 г.)

Центральной комиссией по разработке утверждена технологическая схема разработки Барсуковского нефтегазового месторождения (вариант 3).

Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский (БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский (БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.

В тектоническом отношении Барсуковское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Основными залежами на Барсуковском месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14.

Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

Пласт ПК17. Песчаники пласта ПК17 распространены по всей площади месторождения. Испытаны как газовая, так и нефтяная части местрождения. Газовая часть залежи испытана в скважинах: № 447р, 454р, 450р, 446р, 9р. В результате испытания получены фонтаны гзоконденсата дебитами от 82000 до 74500 мЗ/сут.

Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где из интервала абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти дебитом 5,3м3/сут при Ндин=370м. По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В южной части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС пласт водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс. отметки 1530м., а нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по материалам ГИС отбивается на абсолютной отметке 1544 м.

Газонасыщенные толщины изменяются от 1,3м до 21 м. Нефтенасыщенные - от 1,2 до 7м.

В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 13х5 км., высота залежи - 67м.

Залежь пластовая, сводовая.

Пласт 2ПК18 имеет весьма сложное строение и площадного распространения не имеет. На основании данных ГИС и испытания выделено три продуктивных блока.

I блок выделен в районе скважины 447р. При ее испытании получен приток нефти дебитом 17,5м3/сут. и приток воды дебитом 6,5м3/сут. Размеры блока 1,2 х 0,5 км.

II блок выделен в районе скважин 2007 и 3135, который продуктивен по материалам ГИС. Размеры блока - 0,9 х 0,4 км.

III блок выделен в районе скважин 1872, 3277, 1873, 1874 и продуктивен тоже по данным материалов ГИС. Размеры блока 1,0 х 0,4 км.

Пласт 0-1ПК18 также имеет блоковую модель.

I блок выделен в районе скважин 3046, 447. При испытании скважины 477 в интервале абсолютных отметок 1538-1544 м получен газонефтяной фонтан. Дебит газа составил 41700 мЗ/сут, дебит нефти - 9 мЗ/сут через 8мм штуцер. Газовый фактор = 4633 мЗ/мЗ. ГНК отбивается на абсолютных отметках 1540-1543 м. ВНК - на отметке 1549 м.

Залежь газонефтяная, водоплавающая, тектонически-экранированная. Размер блока 1,2 х 0,5 км.

II блок выделен в районе скважины 457, при опробовании которой в интервале а.о. 1555-1559 получен фонтан нефти дебитом 8,7м3/сут через 6мм штуцер. ВНК скважиной не вскрыт и принят условно на отметке 1565 м. Размер залежи 2,4 х 1 км, высота - 15м. Залежь пластовая, тектонически-экранированная.

III блок выделен в районе скважины 446 при испытании которой в интервале отметок 1563-1567 м получен приток нефти дебитом 11,2м3/сут при Нд=186 м. ВНК залежи не вскрыт и принят условно на отметке 1570 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 446 равна 5,8 м. Залежь пластовая, тектонически-экранированная, размером 0,9 х 0,5 км, высотой 20 м.

IV блок выделен в районе скважин 454 и 3135. При испытании скважины 454 в интервале абсолютных отметок 1538-1542 м через 10 мм штуцер получен фонтан газоконденсата дебитом 91700 мЗ/сут. По результатам ГИС эксплуатационных скважин ГВК отбивается на отметке 1542м. Газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 7,4м.

Залежь пластовая, тектонически-экранированная, размером 2,2 х 2км, высотой 27м.

V блок - газоконденсатная залежь. ГВК по данным ГИС отбивается на отметках 1540-1542м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,6м в скважине 2015 до 13,6м в скважине 138.

Залежь пластовая, тектонически-экранированная, размером 2,8 х 1,9км, высотой 36м.

VI блок выделен по данным интерпретации ГИС - залежь газоконденсатная. ГВК принят на отметке 1547м. Размеры залежи 2,6 х 2,1км, высота -26м. Залежь пластовая, тектонически экранирована.

Пласт ПК19-20 приурочен к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, плохо отсортированные, слабо и среднесцементированные с включением мелких растительных остатков. Прослои глин, серых алевролитистых слабослюдистых с включением органических остатков и тонких слоев углей. Залежь пласта массивная, водоплавающая с газовой шапкой. Эффективные нефтенасыщенные толщины 12.4-24м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 14.3 х 5.6км (ВНК -1636м), высота залежи -55 метров, абсолютная отметка ГНК - 1602м. Высота газовой залежи -23м, нефтяной -33м.

С долей условности весь продуктивный разрез ПК19-20 можно разделить на четыре части 1ПК19, 2ПК19, ЗПК19, ПК20, каждая из которых будет иметь общую толщину 10 м и отделена от других преимущественно заглинизированным разделом.

На северо-западном крыле месторождения, в районе куста 59, было выявлено расширение нефтенасыщенной зоны, в связи с чем были пробурены дополнительные скважины.

Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.99 года составил 576 скважины, из которых 479 скважины - действующие. Весь добывающий фонд скважин механизированный.

С начала разработки, на 01.01.1999г, из залежи добыто 22093.85 тыс.тонн нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют, соответственно, 13.61т/сут. и 45 т/сут. Обводненность продукции составляет 69,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом.

Геолого-физические данные основных объектов разработки Барсуковского месторождения представлены ниже в таблице 1.1.

Таблица №1.1