2.4 Характеристика продуктивных пластов

Характеристика продуктивных пластов Родникового месторождения дана в табл. 2.1, характеристика неоднородности пластов в табл. 2.2. Запасы нефти по категориям С2 и АВС на 01.01.2010 года приведены в табл. 2.3 и табл. 2.4.

Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки Тюменской (горизонтЮС2) и Васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС1), а так же отложения Мегионской свиты нижнего мела (горизонтБС12, пластБС11, горизонт БС10), сложенные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.

Пласт ЮС2 приурочен к отложениям кровли Тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,8 м, эффективная толщина пласта 4,44 м, нефтенасыщенная 4,44 м. Песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства.

Пласт ЮС1 приурочен к кровле Васюганской свиты Родникового месторождения. В литологическом отношении пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

В пределах месторождения выявлены три залежи нефти, контролируемые локальными структурами, осложняющими Северо-Еловое и Восточно-Моховое поднятия. ВНК условно принят на отметке 2757 м. Предполагаемый тип залежи -- пластово-сводовый.

Пласт БС12 приурочен к верхней части Мегионской свиты. Ее особенностью является клиноформенное строение продуктивных отложений. Слагающие горизонт пласты с востока на запад накладываются один на другой, постепенно исчезая или сливаясь, друг с другом в восточном направлении.

Горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин аргиллитоподобных.

Пласт БС12 является основным объектом разработки, имеет в составе три залежи. ВНК на каждой залежи имеет разное значение. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта в центральной части месторождения достигают 9,8 м, к периферии уменьшаются до 4-4,5 м и менее.

Залежь 1 (северная залежь пласта БС12) сформировалась на Родниковом поднятии, имеющем северо-восточное простирание.

ВНК по северной залежи колеблется по разведочным скважинам от 2400 до 2414 м. Наиболее высокие отметки ВНК приурочены к северо-западному крылу поднятия, наиболее низкие - к юго-восточному.

Средняя нефтенасыщенная толщина горизонта БС12 по северной залежи составляет значение около 4,1 метров. Минимальная - 0,8 метра, максимальная - 13,6 м. Высота залежи около 23 метров.

Залежь 2(южная залежь пласта БС12) приурочена к Северо-Еловому поднятию. Наиболее низкий ВНК отмечается на восточном крыле структуры и на ее южном окончании.

В разрезе горизонта БС10 выделяют пласты - БС1 и БС2. Пласты характеризуются близкими свойствами. Нефтеносные коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми.

В своде Северо-Елового поднятия к пласту БС1 приурочены две за-лежи, ВНК принят на абсолютной отметке -- 2215 м.

Пластом БС2 контролируется три залежи. Положение ВНК залежей принимается на абсолютной отметке -- 2255 м.