2.1 Геологическая характеристика месторождения

Эксплуатационное разбуривание Тарасовского месторождения начато в 1986 г. На 01.07.88 г. на месторождении пробурено 197 скважин, интерпретация геофизических материалов которых позволила значительно уточнить геологическое строение верхних пластов БП₇, БП₈, БП_{9 .}

Залежь пласта БП7 вскрыта всеми пробуренными скважинами в интервале отметок 2320,4-2371,2м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0,8 до 8.0 м Водо-нефтяной контакт по данным разведочных скважин проводится на средней отметке 2339 м. Высота залежи составляет 50 м, размеры 13х9 км. Залежь пластовая сводовая с многочисленными зонами замещения коллекторов глинисто-алевритистыми разностями. По данным ГИС коллекторы имеют очень низкую емкостно-фильтрационную характеристику; рд 6-11 омм, Qпс -0,4-0,6, в разрезе представлены отдельными прослоями, не выдержанными по площади.

Во многих скважинах коллекторы пласта БП7 ввиду их сильной глинизации имеют неясную характеристику насыщения. Пласт испытан только в одной скважине № 59 в которой получен незначительный приток нефти дебитом 5,9 м3/сут при Ндин 1560 м исходя из этого, залежь пласта БП7 принята для разработки в качестве возвратного объекта с пластов БП8, БП9.

Залежь пласта БП8 является основным объектом разработки, вскрыта всеми пробуренными скважинами на абсолютных отметках 2374-2425.4 м. ВНК проведен по данным разведочных скважин на абсолютных отметках 2417,9-2425,4 м. Данные эксплуатационных скважин принятому положению ВНК не противоречат. При интерпретации материалов ГИС выявилась четкая закономерность распространения коллекторов на западном и восточном куполах структуры. На западе в скважинах встречаются два типа разреза: в одних пласт представлен песчаником по всему разрезу толщиной до 25,4 м с незначительными прослоями плотных и глинистых пород, в других кровле пласта развит довольно однородный песчаник различной толщины, к подошве он замещается глинисто-алевритистыми разностями. Емкостно-филътрационная характеристика этих коллекторов высокая.

На востоке, особенно в центральной части, массивные коллектора расчленяются на отдельные прослои толщиной 1-2м, к подошве происходит полная их глинизация. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,4 до 11,4 м. Размеры залежи составляют 13х9,5км, высота ее 46 м, залежь является пластовой сводовой. В целом по пласту БП8 за счет увеличения нефтенасыщенных толщин, объем нефтесодержащих пород увеличивается примерно на 20%(без учета возможного уменьшения толщин на неразбуренной части на востоке залежи).

Нефтяная залежь БП9 отделяется от выше лежащего пласта БП8 глинистым разделом толщиной 10-15 м. Пласт вскрыт на абсолютных отметках 2402-2436 м. Залежь водонефтяная, поэтому все скважины пробуренные в пределах контура вскрыли ВНК. По результатам разведочных скважин положение его фиксируется на отметках 2431,1-2435 м. По данным эксплуатационных скважин возможен подъем ВНК на восточном склоне до 2420 м. Эффективные толщины пласта изменяются от 30,0 до 16,6, м нефтенасыщенные от 26,6 до 2,8. Пласт БП9 относительно однороден, но в средней части содержит перемычку разной толщины, достаточно выдержанную по площади, которая позволяет разделить (хотя и несколько условно) пласт на два интервала БП91, БП92. Размеры залежи 6х11 км, высота 30 м. В целом за счет расширения площади нефтеносности на юго-востоке, а также увеличения нефтенасыщенных толщин, увеличился объем нефтесодержащих пород. Но требует уточнения нефтенасыщенность коллекторов, величина которой, вероятно, ниже принятой.

По Тарасовскому месторождению по всём пластам БП7-БП142 была принята единая минерализация пластовых вод 18 г/л, удельное сопротивление которой 0,14 омм. По предварительному заключению пластовая вода более пресная и имеет большее сопротивление.

Исходя из соотношения Рпкр=Рв*Рн*Рп, критическое сопротивление при выделении нефтенасыщенных коллекторов следует увеличить. В подсчете запасов Рпкр принято равным 7,1 омм при О пс=0,4.

Залежь пласта БП10-11 является самым крупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластовая сводовая с обширной газовой шапкой, размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК (2529,31-3,9м) составляют 8,5х12 км. высота 31,5м. Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м. Размеры нефтяной оторочки составляют 15х17,5 км, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4+- 11,2 м. с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 м высота нефтяной части 47м. В строении пласта, хотя и несколько условно можно выделить три слоя: верхний, нижний - с преобладанием слабопроницаемых пород и средний наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС10-11 выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нет выдержанной глинистой перемычки и гидродинамические пласты связаны между собой. Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованием материалов эксплуатационных скважин, между пластами БС10 и БС11 в сводовой части структуры глинистый раздел толщиной 4м достаточно выдержан. Это говорит о том, что газовая часть залежи пласта БС10 на большой площади (5,5х10,5км) изолирована от нефтяной, и лишь по периметру контура газоносности полосой 1-2км этот раздел менее 4м. Коллекторы подгазовой зоны приурочены в основном к пласту БС10-сильно расчленены и имеют высокую прерывистость. Толщины изменяются от 0 м (скв. 78,1616) на западе до 10,4 м (скв.б7) на востоке.