В результате комплексной интерпретации материалов ГИС и данных испытания скважин по пласту БС18-19 выделено пятнадцать залежей нефти, одна залежь в пределах Северо-Когалымского и Северо-Кочевского лицензионных участков и четырнадцать залежей в пределах Тевлинско-Русскинского лицензионного участка.
Пласт БС17
Согласно подсчету запасов 1986 года на месторождении были выделены две залежи нефти – в районе скважины 15Р-ЗС и 28Р-ЗС. Принадлежность выявленных залежей пласту БС17 подтверждается и в представляемой работе в связи с одинаково выполненной корреляцией.
К настоящему времени в пределах северной залежи в районе скважины 15Р-ЗС пробурено 10 эксплуатационных скважин. В 7 скважинах проводись опытные работы по исследованию промысловой характеристики пласта. В результате по всем скважинам была получена пластовая вода с небольшим количеством нефти, дебиты нефти ниже минимально рентабельных при сверхнормативной обводненности (до 99 %). Так в скважине 4000, расположенной в непосредственной близости от скважины 14Р-ЗС, давшей приток нефти дебитом 5,9 м3/сут, за период эксплуатации добыча жидкости составила 365 т, в том числе 46 т нефти.
В результате этих работ запасы залежи отнесены к забалансовым с соответствующими изменениями по протоколу ГКЗ № 11031 от 22 марта 1991 года.
По результатам выполненной интерпретации с учетом материалов опытных работ коллекторы пласта БС17 во всех скважинах характеризуются как водонасыщенные. В связи с этим нефтеносность пласта доказывается здесь только на небольшом участке вокруг скважины14Р-ЗС.
Еще один участок нефтеносности пласта предполагается по материалам интерпретации ГИС в скважине 15Р-ЗС. Условно границы нефтеносности этого участка приняты как литологические с местоположением на 1/3 расстояния от водоносных эксплуатационных скважин. Только с запада границей принят контур ВНК на отметке -2623,5 м. Размеры залежи в этих границах составили 1,7 м х 0,8 км, высота около 20 м. Вместе с тем не исключено, что и этот район характеризуется недонасыщенными коллекторами пласта БС17. Это предположение основывается на том, что поднятый из пласта керн представлен как нефтенасыщенными и водонасыщенными песчаниками.
Залежь в районе скважины 28Р-ЗС дополнительно изучена только одной скважиной 2998, которой подтверждены принятые в подсчете 1986 года построения. Залежь также представляется литологически ограниченной с размерами 6 км х 2,5 км и высотой 51 м от уровня ранее принятого ВНК на отметке -2700 м.
Горизонт БС16
Горизонт БС16 разделен на три самостоятельных пласта БС161, БС162 и БС163, два пласта БС162 и БС163 являются продуктивными и к ним приурочено пять залежей нефти.
Пласт БС163 в песчаной фации выделяется на западном погружении Тевлинско-Русскинского вала. Коллекторы пласта вскрыты на абсолютных отметках от 2583,0 м (скв. 7096) до 2756,2 м (скв.262 Р-Р). В пределах пласта БС163 выделяется крупная зона глинизации, которая подтверждена скважинами 6430, 7829, 7880, 6483 и 6503, и служит экраном для залежи 2 в районе скважины 244Р-Р.
По пласту БС163 выделено две залежи нефти, в районе скважины 246 Р-Р и скважины 244 Р-Р.
Пласт БС162
Коллекторы пласта БС162 распространены в западной части Тевлинско-Русскинского лицензионного участка и вскрыты на абсолютных глубинах от 2611,7 м (скв.105Р-ТР) до 2716,0 (скв. 11Р-ЗТ).
В пределах пласта БС162 выделяется несколько зон глинизации, которые ограничивают коллекторы пласта с юго-востока, разделяя его на отдельные линзы с различным насыщением. Зоны глинизации расположены в районах скважин 9731, 7228, 7286, 6247, 7291, 8683, 8399, 8416, 7756, 7776, 6434, 7990, 6503, 8028, 30Р-ЗС, 8134 и 243Р-Р и ограничиваются половиной расстояния между скважинами с разным насыщением.
Общая толщина пласта изменяется от 9,4 м (скв. 30 Р-ЗС) до 46,0 м (скв. 6127).
Максимальная эффективная толщина пласта вскрыта в скважине 246Р-Р и составляет 16,2 м, минимальная эффективная толщина составляет 1,0 м (скв. 244 Р-Р).
Нефтенасыщенная толщина в пределах пласта БС162 изменяется в пределах от 1,0 м (скв. 244 Р-Р) до 16,2 м (скв. 246 Р-Р).
Пласт БС162 испытан в пяти скважинах 10Р-ЗТ, 53 Р-К, 104 Р-Т, 246 Р-Р и 7014.
При испытании данного пласта получено два непереливающих притока нефти дебитами 6 м3/сут и 11 м3/сут, при Нср.дин=1157 – 1289 м (скв. 246 Р-Р, 10 Р-ЗТ) и два непереливающих притока воды. В скважине 7014 пласт БС162 испытан совместно с пластом БС163, в результате получен приток воды.
Залежи нефти в неокомских отложениях
Горизонт БС12
Согласно проведенным исследованиям ранее выделенные объекты подсчета запасов 1986 года пласты БС112 и БС12, а также пласт БС111 в районе скважины 28Р-ЗС являются составными частями горизонта БС12 и соответствуют представляемым пластам БС121 и БС122. В подсчете 1986 года представлено, что пласты содержат отдельные не связанные друг с другом залежи, имеют различную площадь распространения и уровни ВНК.
Залежь пласта БС12 выделена в результате бурения 3 скважин 15Р-ЗС, 26Р-ЗС, 35Р-ЗТ. Во всех других разведочных скважинах пласт был вскрыт заглинизированным, кроме скважины 14Р-ЗС, вскрывшей водонасыщенные песчаники. Залежь представлялась, как литологически ограниченная и приурочена к узкой полосовидной зоне развития коллекторов вдоль западного склона Иминского поднятия. Положение ВНК было определено на отметке – 2447 м.
Залежь вышезалегающего пласта БС112 выявлена в этом же районе и также связана с полосовидной зоной развития коллекторов северо-восточного простирания, но значительно большей протяженности. Нефтеносность пласта была установлена в 8 скважинах, пробуренных от западного склона Сорымской структуры (25Р-ЗС) в направлении свода Тевлинского поднятия (3Р-Т, 5Р-Т). Граница залежи на всем ее протяжении обусловлена литологическим замещением коллекторов пласта и только в юго-западной погруженной части определялась ВНК, который был установлен на отметке -2460 м.
Залежь пласта БС111 в районе скважины 28Р-ЗС была представлена литологически ограниченной с трех сторон и только с запада ее границей принят ВНК с отметкой -2742 м.
В настоящее время залежи этих пластов, представляющие один объект разработки, практически полностью разбурены эксплуатационными скважинами. Принципиально модель нефтегазоносности этого объекта не изменилась. В результате работ установлено наличие гидродинамической связи пластов, детализированы особенности развития коллекторов по площади и уточнено положение ВНК.
Гидродинамическая связь пластов горизонта обусловлена наличием зон слияния коллекторов и прерывистым развитием глинистых разделов между пластами. Другим геологическим признаком является последовательное изменение характера насыщения по разрезу горизонта в каждой скважине, отсутствие чередования нефтенасыщенных и водонасыщенных слоев.
Принципиально не изменились и границы развития коллекторов пластов, входящих в состав горизонта. В северной части существенное уточнение площади нефтеносности связано в основном с вскрытием скважинами 103Р-ТР и 63Р-ЗТ зоны глинизации коллекторов горизонта. На юге в результате проведенной корреляции установлено, что песчаники в районе скважины 28Р-ЗС, ранее относимые к пласту БС111, фактически составляют верхнюю часть горизонта БС12 в современных границах.
Положение поверхности ВНК определено в настоящее время по большому количеству скважин, прежде всего расположенных в пределах водонефтяной зоны. В целом подтверждает ее положение, установленное в работе по подсчету запасов 1986 года. В южной части залежи ВНК имеет наиболее низкое гипсометрическое положение, на отметке -2462 м в районе скважины 28Р-ЗС, расположенной на северо-западном погружении Сорымского поднятия. В северо-восточном направлении, по простиранию песчаной зоны пластов БС12, происходит последовательный подъем поверхности ВНК до уровня -2447 м в районе скважины 35Р-ЗТ, расположенной на площади Аикской структуры.
В целом по горизонту БС12 поле нефтеносности прослеживается на расстоянии 36 км, ширина изменяется от 1 км до 4 км, общая высота залежи достигает 100 м.
В связи с различием распределения по площади песчаников нижней и верхней частей горизонта, соответственно выделяемых как пласты БС122 и БС121, различаются и границы их нефтеносности.
Залежь в пласте БС122 с востока по восстанию пласта ограничена зоной выклинивания, на западе ее границей является в основном внешний контур нефтеносности. Общая протяженность залежи составляет 23 км, ширина 2,5-4 км и уменьшается до 1-0,5 км на севере. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в очень широких пределах, от 0,6 м до 30,4 м и в среднем по залежи составляют 6 м, при этом зона наибольших толщин приурочена к осевой части песчаного поля. По величине притоков, которые составили в разведочных скважинах от 2,6 м3/сут до 20 м3/сут, и эксплуатационным данным в пределах залежи имеют место как низкодебитные, так и среднедебитные участки.
Залежь пласта БС121 имеет протяженность 36 км, которая увеличилась по отношению к БС122 за счет развития пласта в северной части, в направлении Тевлинского поднятия. Ширина залежи 1-4 км, высота до 100 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в от 0,6 м до 10,8 м и в среднем по залежи составляют 2,7 м. По результатам опробования залежь может быть охарактеризована как низкодебитная, притоки нефти в разведочных скважинах составляли от 3,8 м3/сут до 15 м3/сут.