1.4 Нефтегазоносность

Согласно принятой схеме районирования Столбовое нефтяное месторождение входит в Кaймыовский нефтегазоносный район.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными верхнеюрскими отложениями васюганской свиты. Регионально продуктивный горизонт Юl включает три нефтяные залежи, приуроченные к пластам Ю₁⁰, Ю₁^1А и Ю_I^1Б.

Пласт Ю₁⁰ литологически представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми. Увеличение общих и эффективных толщин пpoслеживается с северо-востока на юго-запад, изменяясь соответственно от 2м до 10,3м и от 0м до 8,4м.

Водонефтяной контакт по пласту Ю₁⁰ принят по разведочным скважинам. В южной и восточной частях залежи водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скважине 101р на а.о. -2420м, где при испытании получен приток нефти дебитом 3,3 м³/сут. на 2,8 мм штуцере. В скважине 99р на а.о. -2430м получен приток пластовой воды. На западном склоне структуры ВИК опускается до а.о. -2431м по подошве пласта в скважине 97р, где получен приток нефти дебитом 2,8 м³/сут. на 4 мм штуцере. Водоносная часть залежи вскрыта скважинами 102 и 104, где кровля пласта отмечается соответственно на а.о. ­2462м и -2444м.

Дебиты нефти в разведочных скважинах составили 2,8 - 5,2 м³/сут. на 4мм штуцере. На эксплуатационных скважинах - от 3,8 т/сут. до 22,6 т/сут. на 6мм штуцере.

Начальное пластовое давление составляет 25,3 - 26,0 МПа. Залежь пласта Ю₁⁰ пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи - 15х8км, высота ее 103м. Водонефтяная зона составляет 4,5% от общей площади залежи.

сатно-нефтяную залежь с единственными уровнями ВНК и ГНК, то есть верхнеюрский резервуар Столбового месторождения имеет определенное сходство с резервуарами массивно - пластового типа.

При этом вследствие литологической изменчивости и невыдержанности продуктивный пласт васюганской свиты, особенно ее верхней части (пл. Ю₁₀, Ю₁₁, Ю₁₂) на площади их распространения выделяются изолированные линзы песчано - алевритовых коллекторов, которые можно рассматривать как “залежи II порядка”, литологически ограниченные со всех сторон. В данном случае мы имеем дело с изолированной линзой коллектора, гидродинамически не связанной с основной частью залежи пл. Ю₁₃.

Подтверждением этому может служить тот факт, что в расположенной здесь же, на южном крыле Столбового поднятия, скв.183 кровли пласта Ю₁² находится на абсолютной отметке -2240,4м, а эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 4м при суммарной эффективной его толщине 8 м., т.е. ВНК находится на отметке -2244,4 м, совпадающей с утвержденной ГКЗ. Пласт Ю₁₃ в скв.183 водонасыщен.

По результатам машинной интерпретации подошва последнего газоносного пласта горизонта Ю₂ в скв.151 отбивается на глубине 2348,0 м (абсолютная отметка - 2229,7 м), а горизонт Ю₃ водонасыщен, то есть в нем не содержатся залежи на отметках, превышающих отметку ВНК.

Что касается эксплуатации скважин, то, по данным ГИС и опробования, отметки ВНК и ГНК в них бессистемно изменяются в достаточно широких пределах в разные стороны, что видно из рассмотрения отметок газо-, нефте- и водонасыщенных пропластков.

Нефтяные оторочки продуктивных пластов верхней юры имеют кольцеобразный вид. Высота этажа нефтеносности в различных скважинах изменяется от 15,6м до 22,7м, причем значениями мощности этажа от 15 до 18 м характеризуется тремя скв., а от 20 до 23м - в восьми скв. Среднее значение высоты этажа нефтеносности равно 19,5м. Палеозойские отложения переходного комплекса, залегающие ниже горизонта Ю², юрские осадочные отложения, породы мелового возраста (куломзинская свита, тарская свита, киялинская свита, покурская свита, ипатовская свита), по данным ГНС и испытаний в разведочных скважинах, не содержали нефтегазоносных коллекторов.