Изучение на примере Ново-Давыдовского месторождения геологическое строение Припятского прогиба, страница 7

 Задонская залежь приурочена (по подсчету запасов) к двум блокам. Резервуар задонского горизонта по предварительным данным имеет строение аналогичное задонско-елецкому (описан ниже), но хуже по коллекторским свойствам.

По данным ГИС в разрезе задонского горизонта  нефтенасыщенные пласты – коллекторы выделены в четырех скважинах 111, 112, 114 и 115. Их толщины изменяются от 3 (скв.112) до 17м (скв.111). Скважины 111, 112, и 114 расположены вблизи ВНК, а максимальные толщины находились (по картам принятым для подсчета запасов) севернее скважины 112. Средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляло 18,4м. Значения открытой пористости по результатам обработки ГИС изменяютя от 6,4% до 11%, средневзвешенная по площади – 9%. По результатам исследования кернового материала по 41 образцу пористой части коллектора из скважин 114 и 119 – средняя пористость составляет 7,8 %и 6,9%. При анализе девяти кавернозно-пористых образцов, при средней емкости 12,8% поровая емкость составляет 52%, каверновая – 48%. Значения нефтенасыщенности изменяются от 70% до 82%, средневзвешенная составляет 75%.

Водонефтяной  контакт установлен по  результатам бурения и ГИС для задонской залежи -  на  отметках – -2680м  для западного блока (категория запасов С2, блок скв.115,114) и  - -2703м -  для восточного (категория запасов С1, блок скважин111, 112 ).

По оперативным  данным УГРР, в результате переинтерпретации заключений ГИС по скважинам 112 и 114, нефтенасыщенных  пластов-коллекторов в них не выделено. Нефтенасыщенные толщины, выделяемые по данным Белгеологии и принятые при подсчете запасов, числящихся на балансе, - водонасыщены. Особое внимание необходимо уделить проблеме интерпретации ГИС и провести уточнение параметров по скважинам, так как данные, приведенные Упргеологией, резко отличаются  от  принятых в подсчете запасов, и если промышленной  залежи не существует, запасы категории С1 по задонской залежи, по-видимому, нужно списать или перевести в категорию С2.

 Несмотря на то, что в контуре задонской залежи было пробурено несколько скважин, она так и осталось недоразведанной. В контуре запасов категории С1 были пробурены скважины 130,  143,  (восточная часть залежи). До предполагаемой залежи пробурена только скважина 130 (на уровне ВНК), где по оперативным данным и выделялся нефтенасыщенный пласт толщиной  порядка 20м, однако, после более детальной и более тщательной переинтерпретации, характер насыщения определен как водонасыщенный. Остальные скважины до задонской залежи недобурены. Однако в скважине 140, пробуренной южнее принятого для задонской залежи  ВНК, по данным ГИС выделяется нефтенасыщенный пласт толщиной 3м. В контуре запасов категории С2 в западной части залежи пробурены скважины 133, 135, 137, 139s2, 145, 146 и  восточной части  - 141g и 148, и не одна из них до предполагемого нефтенасыщенного пласта не добурена.

На Ново–Давыдовском месторождении промышленная залежь приурочена к  елецко-задонским отложениям. Стратиграфически - это  дроздовские и туровские слои елецкого  горизонта и вишанские, тремлянские и  верхне-тонежские слои задонского горизонта.

Нефтенасыщенность елецко-задонского горизонта установлена скважиной 107 и подтверждена скважинами 110, 111, 112,  114, 119(III блок) и 121, 123 (I блок) пробуренными до составления проекта пробной эксплуатации и скважинами 133, 135-137,139s2 –141g, 143, 145,146,148-151s3 ( III блок) пробуренными позже.

В скважине 107 из интервала  2774-2779м в колонне получен приток нефти дебитом 2,2 м3/сут при Нср.дин. =1267м, из интервала  2752-2768м - приток нефти дебитом 6,8 м3/сут при Нср.дин. =1380м. Притоки нефти в эксплуатационной колонне и при освоении открытым стволом получены во всех вышеперечисленных скважинах. Дебиты изменяются от 3,6 м3/сут (скв.114) до 75 м3/сут (скв.110). В скважине 115 в колонне испытания не проводились, при испытании с помощью ИПГ интервалов 2725-2754м, 2742-2778м в открытом стволе  притоков не получено, однако под ЗПК отмечено разгазирование глинистого раствора.