Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 4

Радаевское месторождение является многопластовым. Во вскрытом разрезе осадочного чехла промышленная нефтеносность  установлена в терригенном девоне (пласт Д-1 пашийского горизонта) и нижнем карбоне (пласты В₁ турнейского яруса, С-II и C-III радаевского,  С-I и С-Iа бобриковского горизонтов).Залежь нефти пласта С-I

Пласт С-I приурочен к верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, в основном, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями алевролитов и глин. Пласт залегает на средней глубине 1400 м, на 1.01.2006 г. вскрыт 281 скважиной.

Залежь нефти простирается узкой полосой с юго-запада на северо-восток до 20 км, объединяя единым контуром нефтеносности все купола структуры. Гипсометрическое положение водонефтяного раздела обосновано при подсчете запасов в пределах абс. отметок –1189-1201 м, причем отмечается его закономерное погружение с северо-востока на юго-запад, что совпадает с направлением регионального напора пластовых вод. Ширина залежи изменяется от 3 км на Сергиевском и Радаевском куполах до 1 км на 2-м участке Малиновского купола.

Залежь нефти пластового типа, с обширной водонефтяной зоной в границах Малиновского и Радаевского куполов. Покрышкой залежи являются плотные известняки тульского горизонта (репер «плита») и глинистый пропласток, непосредственно перекрывающий продуктивный пласт. Подстилается пласт пачкой глин и алевролитов.

Пласт характеризуется значительной неоднородностью. Его общая толщина изменяется в широких пределах: от 12-13 м в северо-восточной части площади (скважины 25, 26, 31 и др. Сергиевского купола) до 68.8 м в юго-западной (скв. 319 Малиновского купола). Увеличение толщин происходит по мере приближения к осевой зоне Камско-Кинельской впадины (Малиновский купол).

Значения эффективных толщин пласта также изменяются в широких пределах: от 2.1 м (скв.13) до 61.9 м (скв. 319), что связано как с вариациями общих толщин, так и с изменчивостью фациального состава отложений, количеством и толщиной глинисто-алевролитовых прослоев в разрезе пласта. В ряде скважин пласт представлен монолитным песчаным телом (скв. 13,14, 23, 25 и др. Сергиевского купола, скв. 63, 174, 177, 180 Студено-Ключевского купола), в других – разделен непроницаемыми глинистыми перемычками на серию (до 11-13) проницаемых пропластков (скв. 340, 348 Малиновского купола).

Подсчет запасов нефти залежи пласта С-I [2] производился по участкам, границы которых проведены с учетом многокупольного строения структуры: Сергиевский, Студено-Ключевской и Радаевский купола, 1-й и 2-й участки Малиновского купола

1.2  Коллекторские свойства пласта

Лабораторные анализы керна выполнялись в лаборатории физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть» и в КНИИ НП (ВОИГ и РГИ).

В целом объем исследований коллекторских свойств по керну, отобранному в 59 скважинах, включая плотные разности, составил: 1780 определений пористости и 1452 определений проницаемости. Для расчета средних значений были использованы данные 901 определения пористости и 613 - проницаемости по керну из эффективных нефтенасыщенных интервалов.

Геофизические исследования скважин проведены на большинстве подсчетных объектов. Пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов оценивалась по данным ГИС для 232 интервалов методом ПС и 514 интервалов методом НГК. Начальная нефтенасыщенность определялась по ГИС (по удельным электрическим сопротивлениям пород) на основе петрофизических зависимостей между параметром пористости и пористостью и параметром насыщения и водонасыщенностью, установленным по данным электрометрических исследований керна Радаевского месторождения. Средневзвешенные значения нефтенасыщенности рассчитывались в целом по 507 интервалам.

Пласт СI

Залежи нефти пласта СI отмечены на Сергиевском, Студено-Ключевском, Радаевском и Малиновском куполах месторождения.

Пласт СI расположен в верхней части горизонта и литологически представлен песчаниками, неравномерно расчлененными прослоями плотных алевролитов и глин.