По поверхностям задонского, петриковского и подошве домановичского горизонтов межсолевые отложения имеют блоково-пликативное строение. Наиболее изучены бурением блоки III, II, I на Березинской площади и Отрубовский блок. Заслуживают дальнейшего изучения бурением вновь выделенные на Березинской площади блоки IV-VIII. Породы в пределах блоков испытывали деформации, вплоть до образования полуантиклиналей (Отрубовский блок) и брахиантиклиналей (III, II блоки). Многие разломы, ограничивающие межсолевые блоки, не имеют продолжения в подсолевых отложениях. Для них на структурных картах приняты буквенные обозначения.
1.4. Нефтегазоносность.
Промышленная нефтегазоносность Березинского месторождения связана с карбонатными коллекторами петриковского, елецкого и задонского горизонтов межсолевой толщи.
Из новых скважин, пробуренных с отбором керна, признаки нефтеносности отмечены в керне 121 и 122-й скважин в виде резкого нефтяного запаха, выпотов нефти, примазок битумов, нефтяных пятен и капель.
Притоки нефти получены из отложений петриковского, елецкого и задонского горизонтов, которые и являются объектами подсчета нефти Березинского месторождения.
Месторождение разбито системой субширотных тектонических нарушений на ряд блоков. Залежи нефти выявлены в блоках I,II и III.
Залежь I блока вскрыта 2-мя скважинами: 17 и 21. Характер насыщения продуктивной части разреза скв.9 не установлен. Продуктивные отложения встречены на отметках ¾ 1439м (скв.21) ¾ 1508м (скв.17). В процессе бурения горизонт опробован 3-мя скважинами.
Всего проведено 29 испытаний: из них 19 в открытом стволе пластоиспытателями типа ЗПКМ и КИП и IO ¾ в эксплуатационной колоне.
В пределах залежи притоки нефти получены при опробовании в эксплуатационной колонне скважин 17 и 21.
К описываемому периоду относится испытание в эксплуатационной колонне скважины 17 интервала 1646 ¾ 1933м. В результате получен приток нефти и пресной технической воды дебитом 15,5 м3/сут.
При испытании в колонне скважины 21 из интервала 1676 ¾ 1762м получен приток нефти дебитом 9,8 м3/сут; из интервала 1626 ¾ 1666м получен приток нефти дебитом 19,2 м3/сут. При испытании в колонне интервала 1612 ¾ 1622м получена нефть с продуктами реакции кислоты без определения дебита, а в интервале 1612 ¾ 1762м ¾ приток нефти дебитом 18,5 м3/сут.
При опробовании в процессе бурения скважины 9 притоков не получено. За подсчетный период новых скважин не бурилось.
Коллекторами нефти описываемой залежи являются доломиты и частично известняки. Тип коллектора порово - каверново - трещинный.
Залежь I блока классифицируется как массивная, тектонически экранированная. Границами залежи I блока на северо-востоке и юго-западе являются разломы. Западная и восточная границы условны и проведены на удвоенном расстоянии сетки эксплуатационных скважин. Режим залежи упруговодонапорный со слабым влиянием законтурной зоны. Размеры залежи I блока ¾ 1,2 х 0,7 км. Высота залежи составляет 200м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются, от 8,6 до 75,8м.
Во II блоке пробурено 14 скважин, 8 в контуре и 6 за контуром. Из них за рассматриваемый период залежь вскрыли 6 скважин, за контуром пробурено 3 скважины.
Продуктивные отложения встречены на отметках ¾ 1695,4м (скв. 11) ¾ 1802,5м (скв.126) и опробована всеми скважинами. Всего проведено 40 испытаний: из них 22 в открытом ствола пластоиспытателями и 18 в эксплуатационной колонне. После подсчёта 1979 года ¾ 13 испытаний: 2 ¾ в открытом стволе и 11 в эксплуатационной колонне. В нефтяной зоне притоки нефти получены при опробовании в открытом стволе скважин 3 и 11, в эксплуатационной колонне - в скважинах 3,11,125,126,128,140, 143. Первооткрывательницей залежи II блока является скважина 3.
За описываемый период в колонне залежь II блока опробовалась в скважинах 125,126,128,140,143.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.