Ключевые слова: нефтегазоносность, очаговое заводнение, залежь.

Рис. 1. Сводный геолого-геофизический разрез Мортымья-Тетеревского месторождения

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях верхней, средней юры в пластах Пабалакской (вогулкинская толща) и Т₁ тюменской свит и в образованиях коры выветривания. В целом верхнеюрский комплекс имеет сложную геометрию, которая обусловлена наличием многочисленных выступов и прогибов, осложняющих крылья Тетеревского вала, а также обширной зоны выклинивания продуктивного пласта в сводовой части структуры. Коллекторы пласта П подвержены литологическому замещению, в пределах сводов погребенных структур отложения абалакской свиты отсутствуют (зона выклинивания).

Отложения тюменской свиты имеют локальное распространение, в литологическом отношении представлены песчаниками и алевролитами русловых, озерно-аллювиальных фаций, однако не исключен переходный характер фаций — от континентальных к морским. От вышележащих отложений абалакской свиты (пласт П) проницаемые породы отделены маломощной и невыдержанной по площади глинистой перемычкой.

Породы коры выветривания, к которым приурочены нефтяные залежи, представлены в основной массе сильно измененными, почти нацело потерявшими первоначальную структуру, метаморфическими сланцами, метаморфизованными песчаниками. По трещинам развивается мелкозернистый кварц, кальцит, сидерит. Проницаемые отложения коры выветривания нефтеносны в присводовой части Тетеревского вала.

Пласт П отличается от пласта Т₁ улучшенными ФЕС: по ГИС средняя величина пористости составила 23 %, проницаемости — 297,4·10–³ мкм², соответственно пласт Т_1–18,0 % и 9,7·10–³ мкм². Значения коэффициентов пористости и проницаемости отложений КВ приняты по аналогии с Северо-Даниловским месторождением и составляют 19,0 % и 3,0·10–³ мкм².

Месторождение достаточно изучено промыслово-геофизическими, гидродинамическими и физико-химическими исследованиями.

Нефтегазоносность залежей

Мортымья-Тетеревское месторождение открыто в 1961 г. разведочной скважиной № 28Р, в которой из отложений абалакской свиты был получен фонтан нефти дебитом 112 м³/сут. Месторождение расположено в юго-восточной части Шаимского района Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях абалакской (пласт П) и тюменской (пласт Т₁) свит, а также в образованиях коры выветривания (КВ). Этаж нефтеносности на месторождении составляет 300 м.

На Мортымья-Тетеревском месторождении числятся запасы по 8 залежам:

 Мортымья-Тетеревская (пласты П+КВ, Т₁) — в разработке пласты П, Т₁ и КВ;

 Западно-Мортымьинская Блоки I+II+III (П+КВ) — в разработке;

 Северо-Мортымьинская (пласт П) — в разработке;

 Южно-Мортымьинская (П+КВ) — в разработке;

 Южно-Тетеревская (П+КВ) — в разработке;

 Восточно-Тетеревская Блоки I+II (П+КВ) — в разработке;

 Северо-Средне-Тетеревская (пласт П) — в разработке;

 Мало-Мортымьинская (пласт П) — в разработке.

По величине извлекаемых запасов, утвержденных ГКЗ — 93925 тыс. т месторождение относится к категории крупных.

Формирование коллекторов продуктивной части разреза проходило в континентальных (пласт Т₁ и КВ) и прибрежно-морских (пласт П) условиях. Нефтеносность залежей контролируется в основном структурно-тектоническими и литологическими факторами.

Внедрение очагового заводнения.

Протоколом ЦКР был утвержден «Проект разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», который предусматривал сочетание внутриконтурного, законтурного и очагового заводнения. Дальнейшее развитие очагового заводнения являлось одним из принципиальных положений «Проекта разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», утвержденного протоколом ЦКР № 1081 от 20 июня 1984 года и предусматривающего организацию очагового заводнения в 26 скважинах.

Проектная работа «Уточненные технологические показатели разработки Мортымья-Тетеревского месторождения», составленная в 1993 году и утвержденная ТКР, предусматривала переход на очагово-избирательную систему заводнения, для чего необходимо было перевести под нагнетание 64 скважины добывающего фонда.

«Проектом доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», который был утвержден протоколом, также предусматривалась очагово-избирательная система заводнения.

«Анализ разработки Мортымья-Тетеревского месторождения» также предусматривал очагово-избирательную (с переходом на блочно-замкнутую) систему заводнения — перевод под нагнетание 23 скважин.

«Дополнением к проекту доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», утвержденному протоколом, на основании которого месторождение разрабатывается в настоящее время, также предусматривалось продолжение очагово-избирательного заводнения.

Таким образом, первоначальная организация рядной системы расположения скважин предполагала последующую трансформацию, по мере уточнения геологического строения, в очагово-избирательную систему заводнения. Переход на очагово-избирательную систему начался в 1974 году и продолжается по настоящее время.

Проведенный анализ скважин нагнетательного фонда Мортымья-Тетеревского месторождения на 01.01.2016 г показал, что 38 из них можно рассматривать как очаговые. С начала разработки закачка воды по очаговым скважинам составила 74355 тыс. м³. В среднем в одну очаговую нагнетательную скважину закачано 1957 тыс. м³ воды, значения распределились в диапазоне от 48 тыс. м³ до 5141 тыс. м³.

На 01.01.2016 г. количество действующих очаговых скважин насчитывает 26 единиц, что составляет 18,6 % от действующего нагнетательного фонда (140 скважин). Средняя приемистость по очаговым нагнетательным скважинам составляет 264 м³/сут и изменяется в диапазоне от 23 м³/сут. до 721 м³/сут. Всего в 2015 году закачка воды осуществлялась в 26 очаговых скважин, годовой объем закачанной воды составил 2600 тыс. м³, средняя приемистость — 286 м³/сут.

Литература:

1. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин: РД 153–39.0–069–0: утв. М-вом энергетики Рос. Федерации 09.02.01 // Справочно-правовая система «Гарант» / НПП «Гарант-Сервис». — Послед. обновление 07 сентября 2015 г.
2. РД 153–39.0–109–01 Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. — М.: Минэнерго РФ, 2002. 76 с.
3. Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001 г. № 136-ФЗ (с изменениями и дополнениями) // Справочно-правовая система «Гарант» / НПП «Гарант-Сервис». — Послед. обновление 07 сентября 2015 г.