Пласт Бб2

На Кокуйском месторождении промышленные запасы нефти в пласте Бб2 приурочены к 7 поднятиям, отсутствуют только на Мазунинском. Всего выделено 1 газоконденсатнонефтяная и 9 нефтяных залежей. Подсчетный план, карта эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин пласта Бб2 приведены в графических приложениях 30 - 32.

Газоконденсатнонефтяная залежь, приуроченная к Кокуйскому поднятию, является основной в пласте Бб2. Залежь пластово-сводовая, к западной, наиболее приподнятой части структуры, приурочена ГШ.

Залежь выделена в контурах ВНК и ГНК, утвержденных ГКЗ СССР при предыдущем подсчете запасов.

В пределах внешнего контура нефтеносности -1425.0 м залежь имеет размеры 8.8´3.8 км, высоту 5.5 м, площадь нефтеносности 25.1 км², в т.ч. в охранной зоне 5.5 км², нефтенасыщенная толщина в среднем – 3.4 м. Начальный дебит нефти в скважине 593 составил 35.0 т/сут.

Газовая шапка, ограниченная внешним контуром газоносности
-1370.0 м, имеет размеры 3.4´1.2 км, высоту 17.0 м, площадь газоносности 3.3 км², среднюю газонасыщенную толщину 1.6 м. Начальный дебит газа в скважине 73Р составил 272.0 тыс.м³/сут через 15 мм диафрагму.

Запасы нефти основной залежи пласта Бб2 отнесены, как и ранее, к категории В, разрабатывается с 1973 года. Залежь содержит 5.9% от суммарных по месторождению запасов нефти, в т.ч. в охранной зоне 1.0%.

Запасы газа ГШ на площади, ограниченной ГНК -1370.0 м, отнесены к категории С₁ по получению газа в разведочной скв. 73Р и составили 1.6% от суммарных запасов газа газовых шапок, конденсата 0.7%.

Нефтяная залежь, выделенная в районе скважины 68П в пределах Кокуйского поднятия, пластово-сводового типа, небольших размеров 0.9´0.6 км, высотой 14.7 м, площадью нефтеносности 0.4 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 0.7 м. ВНК принят на утвержденной ранее абс. отм. -1443.0 м. При опробовании пласта Бб2 совместно с пластом Бб3 в скважине 68П получен приток нефти дебитом 54.4 т/сут на 7 мм штуцере.

Запасы нефти залежи в районе скважины 68П, выделенные на площади, ограниченной ВНК -1443.0 м, отнесены к категории С₁ на основании получения нефти в скважинах 68П и 904 и составили 0.02% от суммарных по месторождению.

Газоконденсатнонефтяная залежь, приуроченная к Кокуйскому поднятию, пластовая сводовая литологически экранированная. ВНК принят на абсолютной отметке -1425.0 м, утвержденной при предыдущем подсчете запасов. Размеры залежи 8.0´3.2 км, высота 55.0 м.

В западной, наиболее приподнятой части структуры, выделено 3 газовых шапки, ограниченных линией ГНК -1370.0 м. Размеры газовой шапки, выделенной в районе скважины 2169, равны 0.2´0.1 км, высота 1.0 м, в районе скважины 2161 – 1.4´0.8 км, высота 0.8 м, в районе скважины 2303 – 0.4´0.2 км, высота 0.2 м.

Площадь нефтеносности составила 20.0 км², в т.ч. в охранной зоне 4.5 км², газоносности – 1.3 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 2.3 м, газонасыщенная 1.1 м.

Начальные запасы нефти, полученные при опробовании пласта в скважинах 81Р и 649, составили, соответственно, 34.0 и 56.0 т/сут на 7 мм штуцере, в скважине 2099 – 28.2 т/сут. Приток газа дебитом
272.0 тыс.м³/сут через 15 мм диафрагму получен в скважине 73Р.

Запасы нефти отнесены к категории В и составили 3.4% от суммарных по месторождению.

На долю запасов газа, отнесенных, как и ранее, к категории С₁, приходится 0.5% от суммарных по месторождению запасов газа газовых шапок, конденсата 0.2%.

Нефтяная залежь, выделенная в районе скважины 68П в пределах Кокуйского поднятия, пластово-сводового типа, размером 0.6´0.4 км, высотой 10.7 м, площадью нефтеносности 0.2 км², нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 3.5 м. ВНК принят на утвержденной ранее абс. отм. -1443.0 м. При опробовании пласта совместно с пластом Бб2 в скважине 68П получен приток нефти дебитом 54.4 т/сут на 7 мм штуцере.

Запасы нефти залежи в районе скважины 68П, выделенные на площади, ограниченной ВНК -1443.0 м, отнесены к категории С₁ на основании получения нефти в этой скважине и составили 0.1% от суммарных по месторождению. Залежь работала с 1973 года совместно с пластом Тл2-б.