Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

Продуктивные пласты Д₂ и Д₁ приурочены к литологически-экранированным залежам живетских и пашийских терригенных отложений.

Дополнительных данных после 1985 г. не получено, так как бурение не проводилось. Объект разработки находится в консервации с 1995 года.

Пласт Д₂

Пласт раздельно опробован в 9 скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,9 до 4,2 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Залежь выделена в пределах ВНК минус 1869м. Размеры ее 4,3 х 1,9 -2,2 км, этаж нефтеносности – 22,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 1,0 до 8,0м (табл. П.2.2.). Коэффициент расчлененности пласта равен 2,47, песчанистости – 0,360 (табл. П.2.3.).

Пласт Д₁

Проницаемый нефтенасыщенный пласт, представлен переслаиванием песчаников с алевролитами. Пласт отдельно испытан только в 4-х скважинах (9, 391, 400, 403). Дебиты нефти составляют 0,8 – 3,9 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи, ограниченной ВНК минус 1855,0 4,3 х 1,0 – 1,7 км. Этаж нефтеносности 19,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 0,8 до 4,8м (табл. П.2.2.). Коэффициент расчлененности пласта равен 1,5 песчанистости – 0,330 (табл. П.2.3.).

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

В разрезе рифогенных карбонатных отложений в результате корреляции выделяются два продуктивных пласта Т₁ и Т₀, к которым приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке – 1235 м. Этаж нефтеносности 68 м. Коллекторами служат пористые, кавернозные и трещиноватые известняки. По данным исследования керна и ГИС коллекторские свойства пласта Т₀ уступают свойствам пласта Т₁.

Таблица 1-Статистические показатели характеристик неоднородности пластов ( горизонтов).

Кровля турнейских известняков размыта и закарстована, что подтверждается при бурении скважин провалом инструмента и поглощением бурового раствора.

Пласты Т₁ и Т₀ рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.

Пласт Т₁

Размеры в границах пласта 2,7 х 2,7 км.

Пласт опробован в 43-х скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,4 до 24,4 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Большая часть залежи водоплавающая. Нефтяная зона составляет 11 % от общей площади залежи.

Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют значения от 1,6 до 18,6 м (табл.П.2.2.). Статистические показатели неоднородности пластов приведены в таблице П.2.3.

Пласт Т₀

В северо-западной части структуры отмечаются по данным бурения зоны отсутствия пласта, т. е. отложения разрушены эрозионными процессами.

Размеры залежи в границах пласта 2,9 х 2,8 км. Пласт опробован раздельно в 22-х скважинах совместно с пл. Т₁ в 9-ти, с пл. Мл – в одной скважине. Дебиты нефти составляют 0,8 до 18,0 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.).

Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи.