Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

<38 39 404142 43 44 >

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).

Пласт	Количество скважин, исполь- зуемых для опреде- ления	Коэффициент песчанистости, доли ед.	Коэффициент расчлененности, доли ед.	Коэффициент воздействия, доли ед.
		среднее значение	коэффи- циент вариации	среднее значение	коэффи- циент вариации	Расстояние между скважинами, м



Д2		0,360	0,386	2,47	0,46	0,84	0,80	0,77
Д1		0,330	0,495	1,50	0,40	0,82	0,78	0,75
Т1		0,352	0,451	8,23	0,42	0,83	0,79	0,77
Т0		0,391	0,349	4,73	0,43	0,85	0,81	0,79
Мл		0,697	0,313	3,28	0,65	0,97	0,96	0,95
Бб2		0,535	0,469	1,52	0,59	0,90	0,88	0,86
Бб1		0,476	0,524	1,13	0,40	0,88	0,85	0,83
Тл2-б		0,193	0,461	2,53	0,44	0,76	0,72	0,68
Бш4		0,121	0,573	3,13	0,36	0,74	0,68	0,64
Бш3		0,391	0,266	7,45	0,25	0,85	0,81	0,79
Бш2		0,399	0,337	5,31	0,31	0,85	0,82	0,79
Бш1		0,489	0,208	3,65	0,25	0,89	0,86	0,84
В3В4		0,299	0,173	3,73	0,21	0,81	0,77	0,74
КВ1		0,258	0,144	3,76	0,18	0,79	0,75	0,71

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.

<38 39 404142 43 44 >

Дата добавления: 2019-12-09; просмотров: 624;