2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16.06.2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол №857 от 25.07.03 г.).

В период после утверждения "Технологической схемы разработки месторождения" (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина.

В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.

Всего на 01.01.2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 -- 32 скважин, на объект ЮС1 -- 6 скважин, ЮС2 -- 2 скважины.

По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.

Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 - -2598 м. Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м³/сут. по разведочным скважинам и 125 м³/сут. по эксплуатационным скважинам.

Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101Г, 102, 1103Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м³/сут. и 35 м³/сут. соответственно, переведены в категорию С1.

Граница категории С1 на юго-западе проведена на расстоянии 1,5 км от скважины 316Г, на остальной части залежи - ограничена контуром ВНК и линией замещения коллекторов. Запасы категории С2 по части залежи, в результате корректировки геологической модели и по данным бурения новых эксплуатационных скважины 233 и 132, которые вскрыли водонасыщенные коллектора, списаны.

В результате оперативного пересчета запасов произошло сокращение площади нефтеносности категории С2 с низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами, а средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по залежи по сравнению с утвержденным подсчетом запасов увеличилась с 4.1 м до 5,0 м

Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.

Рисунок 2. Структурная карта по кровле пласта Ач31

Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру основной залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины (экс-пертное заключение №1077-07 оп). В целом по пласту за счет перераспределения нефтенасыщенных толщин ее величина увеличилась на 0,6 м. В результате выпол-ненных работ запасы категории С1 по пласту ЮС1 сократились за счет уменьшения площади нефтеносности (рисунок 3).

Рисунок 3. Структурная карта по кровле пласта ЮС1

Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета представляет таблица1.

Таблица 1. Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета