Характеристика продуктивных горизонтов

Верейско-башкирский объект

Представлен пластами В-II, В-IIIа верейского горизонта и пластами А_4-1, A_4-2, А_4-3, А_4-4 башкирского яруса. Коллекторами в верейском горизонте являются органогенно-обломочные и водорослево-фараминиферовые известняки порового типа с примесью глинистого материала. Перемычки между пластами сложены аргиллитами. В башкирском ярусе продуктивная часть представлена переслаиванием известняков органогенно-обломочных, кавернозно-поровых с глинистым кристаллическим известняком и доломитами. Пласты верейского и башкирского яруса гидродинамически не связаны между собой.

Пласт В-II. Нефтеносность пласта подтверждена всеми пробуренными скважинами. ВНК залежи принят на отметке -1041 м, как среднее положение между уровнями аналогичных залежей прилегающих Черновского (-1043 м) и Мишкинского (-1040 м) месторождений. Залежь пласта по данным эксплуатационного разбуривания является единой для Лиственского и Мишкинского месторождений. Тип залежи пластовый. Хорошо выдержан по площади и разрезу. Его средняя эффективная толщина - 2.96 м, коэффициент песчанистости - 0.91, коэффициент расчлененности - 1,46. Продуктивность пласта невысокая. Начальные дебиты при раздельном опробовании - 0.7-9.3 т/сут.

Пласт В-IIIа: Раздельно опробован в 9 скважинах, из которых получен приток нефти дебитом от 0.2 м³/сут до 5.5 м³/сут. Первый промышленный приток был получен из скв. №4009. Пласт выдержан по площади и разрезу, отмечаются лишь небольшие участки замещения коллектора плотными породами. От вышележащего пласта В-II отделен плотной карбонатно-глинистой пачкой толщиной 5-7 м. Средняя эффективная толщина -1.05 м, коэффициент песчанистости - 0.95, коэффициент расчлененности - 0.98. Залежь представляет единый резервуар, охватывающий все три купола. На востоке он сливается с аналогичной залежью Мишкинского месторождения. По форме и размерам в плане совпадает с вышезалегающим пластом. Уровень ВНК условно принят на отметке -1048 м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт А_4-1:Залегает на глубине 2-5 м от кровли башкирского яруса. Продуктивность пласта доказана материалами ГИС и раздельным опробованием 5 скважин. Залежь охватывает все три купола и сливается с аналогичным пластом Мишкинского месторождения. Определены небольшие участки замещения коллектора плотными породами. Размещение этих зон хаотичное по все площади залежи. Эффективная толщина - 1.4 м, коэффициенты песчанистости - 0.43, расчлененности -1.75. Уровень ВНК принят на отметке -1054 м.

В районе разведочной скв. №300 выявлена залежь нефти в пластах А_4-1 и А_4-2, залегающая гипсометрически ниже уровня водонефтяного контакта основной залежи на 5 м. ВНК этой залежи принят на отметке -1061 м, нефтенасыщенная толщина - 1.6 м (пласты А_4-1 и А_4-2). В процессе опробования получена нефть дебитом 4.3 м³/сут при Нд=914м.

Пласт А_4-2, залегающий ниже, отделяется от вышеназванного плотной перемычкой толщиной от 0.4 м до 5.0 м. На месторождении выделяется три самостоятельные залежи, контролируемые отдельными куполами. Уровни ВНК: западного -1058 м, центрального -1057 м, Лиственского -1054 м. В отличие, от вышезалегающей, данная залежь не сливается с аналогичной залежью на Мишкинском месторождении. Пласт более однороден, хотя и имеются зоны отсутствия коллектора. Средняя эффективная толщина пласта - 1.95 м, коэффициент песчанистости - 0.70, коэффициент расчлененности - 1.84.

Пласт А_4-3: от вышезалегающего отделяется плотной перемычкой толщиной 1-7 м. На месторождении выделяется семь самостоятельных залежей, которые контролируются приподнятыми участками структуры. Абсолютные отметки водонефтяных контактов этих залежей изменяются от -1062 м на западе до -1057 м на востоке. Слияния с аналогичной залежью на Мишкинском месторождении, несмотря на единый уровень ВНК (-1057 м), не наблюдается. Залежи пластово-сводового типа. Выделяется семь участков замещения коллекторов плотными породами. Эффективная толщина изменяется от 0.6 м до 3.0 м. Коэффициенты песчанистости - 0.67, расчлененности - 1.94. Начальный дебит при раздельном опробовании пласта составил 3.1-6.0 т/сут.

Пласт А_4-4: отделяется от вышезалегающего плотной перемычкой толщиной от 1м до 4 м. На месторождении выделяется 10 залежей. Принятые уровни водонефтяных контактов изменяются от -1065 м на западе до -1055 м на востоке. Исключение составляет залежь на крайнем западе в районе скв. №4175, где ВНК принят на отметке -1055 м. Пласт зонально выдержан, эффективная толщина - 0.8-3.8 м, коэффициент песчанистости - 0.67, коэффициент расчлененности - 2.1. Дебиты пласта при раздельном опробовании составляют 0.9-4.1 т/сут.

Среднее значение толщины верейско-башкирского объекта разработки составляет 32.4 м, изменяясь в пределах 15.5-55.5 м. Средневзвешенные эффективная и нефтенасыщенная толщины по объекту составляют 11.7 (интервал изменения 5.2-25.9 м) и 7.0 м (0.8-16.3 м).

Яснополянский объект

Объединяет пласты (сверху вниз) C₁-al алексинского, Тл-II тульского и Бб-I+Бб-II бобриковского горизонтов. Продуктивные пласты представлены переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников.

Пласт C₁-al: залегает на 5-15 м выше кровли терригенной части тульского горизонта в подошвенной части известняков окского надгоризонта. В отличие от первоначального подсчета, где залежь была представлена единой литологически ограниченной только в пределах западного купола, по вновь полученным данным выделяется 6 самостоятельных залежей. Все залежи приурочены к западному и центральному поднятиям на собственно Лиственском куполе пласт отсутствует. Выклинивание пласта, установленное ранее, подтвержденная граница незначительно сместилась на запад. Небольшая зона отсутствия пласта отмечена на западе в районе скв. №№4041 и 4348. Отмечается сокращение площади нефтеносности. Уровни водонефтяных контактов по залежам следующие: две залежи на западном куполе (район скв. №4047 и скв. №305) имеют отметку ВНК -1300 м; две залежи на центральном куполе (район скв. №204 и скв. №219) - 1298 м; залежь на юге месторождения скв. №4044) - 1303 м; залежь на западе месторождения (скв. №4175) -1282м.

Пласт зонально неоднороден, максимальные эффективные толщины отмечаются в центральной и северной частях месторождения (до 7 м). Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.0 м, изменяясь от 0.8 м до 8.9 м. Коэффициент песчанистости - 0.78, коэффициент расчлененности - 1.58. Тип залежей пластовый и пластовый литологически экранированный. Начальные дебиты скважин при раздельном опробовании изменяются от 2.1 м³/сут. до 13.0 м³/сут.

Пласт Тл-II: Отделяется от алексинского плотной глинисто-карбонатной пачкой толщиной 17-20 м. Первоначально пласт был картирован совместно с пластами бобриковского горизонта, как единая гидродинамическая система с отметкой ВНК -1317.7 м. Полученная в результате разбуривания, дополнительная информация показала, что пласты тульского и бобриковского горизонтов достаточно изолированы друг от друга и образуют самостоятельные резервуары.

По пласту Тл-II зафиксировано 11 самостоятельных залежей, в т.ч. 5 залежей на западном куполе, одна - на центральном и 5 - на собственно Лиственском. Уровни водонефтяных контактов залежей на западном куполе изменяются: -1315 м (скв. №4175), -1318 м (скв. №204), -1319 м (скв. №4047), -1323 м (скв. №4044). На центральном куполе залежь имеет отметку ВНК -1318 м. На собственно Лиственском - все залежи имеют одинаковый уровень ВНК -1317 м.

Для пласта характерна неоднородность по разрезу и в плане. Количество пропластков в пласте колеблется от 2 до 4. Наибольшая расчлененность отмечается на центральном и Лиственском куполах (3.73), на западном - 2.97, средняя по пласту - 3.46. Коэффициент песчанистости равен 0.36-0.4. Наибольшая нефтенасыщенная толщина - 6.8 м, наименьшая - 0.8 м.

Продуктивность скважин невысокая, начальный дебит при раздельном опробовании изменяется от 1.7 м³/сут. до 10.6 м³/сут. на западном куполе и от 2.5 м³/сут. до 13.0 м³/сут. - на собственно Лиственском. Тип залежей пластовый сводовый.

Пласты Бб-I и Бб-II: Отделяется от вышезалегающего плотной аргиллитовой перемычкой толщиной 2-8 м. Отличаются неоднородность, как по разрезу, так и по площади, имеются окна слияния этих пластов, что дает основание рассматривать их как единый резервуар. Общая нефтенасыщенная толщина пластов изменяется от 0.8 м до 10.0 м. Коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 2.39 и 0.57.

На месторождении выделяется 9 залежей, из них на западном куполе - 4, на центральном - 2 и собственно Лиственском - 3. Абсолютные отметки водонефтяных контактов на западном куполе изменяются от -1315 м (на западе) до -1325 м (на юге). Для залежей центрального купола характерен одинаковый уровень ВНК -1320 м. На Лиственском куполе уровень водонефтяного контакта изменяется от -1318 м (на юге и востоке) до -1322 м (на севере). Тип залежей слоисто-массивный.

Раздельное опробование пластов проведено в 12 скважинах, нефть получена из 4-х. Дебит нефти изменяется от 2.6 м³/сут. до 14.8 м³/сут.

Все продуктивные пласты визейского яруса объединены в один объект разработки - яснополянский. Средняя толщина объекта составляет 17.0 м, изменяясь от 3.4 м до 33.8 м. Толщина непроницаемых разделов колеблется в пределах 0.1-18.6 м, составляя в среднем 4.6 м.

Турнейский объект

Представлен одним пластом, залегающим в кровле упинского горизонта турнейского яруса и отделен от вышезалегающего нефтенасыщенного пласта плотной глинисто-карбонатной пачкой толщиной 15-20 м. Продуктивная часть горизонта представлена переслаиванием плотных пористых разностей известняков и доломитов.

Коллекторами являются, в основном, сгустково-фораминиферовые и полудетритовые известняки.

На сегодняшний день закартировано 13 залежей нефти, из них 5 - на западном куполе, 4 - на центральном и 3 - на собственно Лиственском. Абсолютные отметки водонефтяных контактов залежей колеблются в пределах -1351-1361 м на западном куполе; -1350-1362 м - на центральном; -1360-1365 м - на Лиственском. По результатам разведочного бурения скв. №300 открыта самостоятельная залежь, которая контролируется небольшим поднятием. Уровень ВНК принят условно на отметке -1368 м.

Пласт выдержан по площади и разрезу. Средняя нефтенасыщенная толщина по объекту составляет 6.9 м, изменяясь от 0.6 м до 17.4 м. Продуктивность залежей не высокая, что связано с высокой вязкостью нефти. Дебиты нефти изменяются от 1.7 м³/сут. до 9.8 м³/сут.