Нефтегазоносность Лозолюкского поднятия

В пределах Лозолюкского поднятия газовая залежь приурочена к пласту В-II, нефтегазовая - к пласту В-IIIа верейского горизонта, нефтяные залежи - к пластам А_4-1+2+3, А_4-4 и А_4-5 башкирского яруса.

Залежь пласта В-II

Пласт представлен одним, реже двумя-тремя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта развита повсеместно и характеризуется высокой послойной и зональной однородностью. Пласт газонасыщен. Газоносность подтверждена в процессе доразведки и эксплуатационного разбуривания месторождения, раздельным (скв. 33, 56, 641) и совместным (скв.31, 32, 54, 55, 59, 642) опробованием скважин. Газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 3,8 м и составляет в среднем 2,4 м. Коэффициент пористости равен 0,14, коэффициент проницаемости - 0,062 мкм². Залежь пластовая сводовая. Уровень ГВК установлен на отметке - 1079 м.

Залежь пласта В-IIIа

Пласт представлен одним, реже двумя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта по сравнению с пластом В-II менее однородна в зональном отношении, имеют место хаотически расположенные зоны замещения коллекторов плотными породами. Пласт газонефтенасыщен. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 1,8 м и в среднем составляет 1,05 м, нефтенасыщенная - от 0,6 до 1,6 м, в среднем 0,82 м. Коэффициент пористости по данным ГИС составляет 0,16, проницаемость по керну - 0,232 мкм². Газоносность пласта, выявленная на стадии геологоразведочных работ, подтверждена в процессе доразведки и эксплуатации месторождения, в скв. 31, 32, 54, 642 совместным опробованием. Нефтеносность подтверждена раздельной эксплуатацией пласта в скв.1069. Учитывая результаты опробования и эксплуатации скв.1069 потенциальные добывные возможности нефтяной оторочки оцениваются как низкие. По типу газонефтяная залежь пласта В-IIIа пластовая сводовая. Уровень ГНК и ВНК установлены на отметках - 1076 м и - 1084 м соответственно.

Залежь пластов А_4-1+2+3

Пласты развиты повсеместно по площади поднятия и представлены от 1 до 5 проницаемых прослоев, разделенных тонкими непроницаемыми перемычками (0,4-0,8 м).

Эффективная часть пластов по площади весьма неоднородна, наибольшая неоднородность отмечается по пласту А_4-1, проницаемые пропластки которого часто замещаются плотными породами. Залежи нефти пластов А_4-1+2+3 образуют единую гидродинамическую систему с единым уровнем ВНК, установленным на отметке - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется от 0,7 до 11,4 м, и в среднем составляет 5,22 м. Коэффициент проницаемости по керну - 0,212 мкм², пористость по ГИС - 0,14. Залежь пластовая сводовая, имеет обширную водонефтяную зону. Залежь характеризуется низкими добывными возможностями (начальный дебит скважин в среднем составил 2,9 т/сут), что связано с неоднородностью объекта, его невысокими коллекторскими свойствами и довольно обширной водонефтяной зоной.

Залежь пласта А_4-4

Пласт А_4-4 представлен одним, реже двумя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта достаточно однородна, зафиксировано три зоны замещения коллекторов плотными породами. Выявленная на стадии геологоразведочных работ нефтеносность пласта подтверждена материалами ГИС, раздельной и совместной эксплуатацией ряда скважин. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 3,0 м, составляет в среднем 1,37 м. Коэффициент проницаемости равен 0,020 мкм², пористости - 0,16.

По типу залежь пластовая - сводовая. Уровень ВНК установлен на отметке - 1094 м. Продуктивность пласта невысокая, дебит нефти по скв. 1063, 1065, ведущим раздельную эксплуатацию пласта, составляет 1,3-2,6 т/сут.

Залежь пласта А_4-5

Нефтеносность пласта выявлена в процессе доразведки и эксплуатации месторождения по материалам ГИС, совместным опробованием скв.32 и эксплуатацией скв.1033.

Эффективная часть пласта очень неоднородна, представлена двумя - тремя, реже одним проницаемым пропластком. Имеют место хаотические замещения коллекторов плотными породами.

Залежи нефти приурочены к пяти локальным куполам, с севера на юг. Уровени ВНК гипсометрически повышаются в южном направлении и изменяются от -1091 м до - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,25 м. Коэффициент пористости - 0,11. Раздельной эксплуатации пласта не ведется, однако, учитывая небольшие размеры залежей, незначительные нефтенасыщенные толщины пласта и низкие коллекторские свойства, можно предположить о низких добывных возможностях залежей.

Залежи нефти приурочены к пяти локальным куполам, с севера на юг. Уровени ВНК гипсометрически повышаются в южном направлении и изменяются от -1091 м до - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,25 м. Коэффициент пористости - 0,11. Раздельной эксплуатации пласта не ведется, однако, учитывая небольшие размеры залежей, незначительные нефтенасыщенные толщины пласта и низкие коллекторские свойства, можно предположить о низких добывных возможностях залежей.

Геологические профили продуктивных отложений Лозолюкского и Зуринского поднятий приведены на рисунках 1.4 и 1.5.

Рисунок 1.4. Геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона Лозолюкского поднятия

Рисунок 1.5. Геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона Зуринского поднятия