Границами семилукской залежи служат: на юге – региональный сброс, на северо – востоке вдоль крыла и восточной периклинали линия ВНК. В указанных границах размеры залежи: по длинной оси от 12,2 км, по короткой – переменные: 3 км в центральной части и 1,8 км в восточной. Высота залежи 460 м.
Граница между флюидами (нефтью и водой) доказана результатами бурения и принята на глубине с абсолютной отметкой - 2786 м.
Серия сбросов, пересекающая всю подсолевую толщу и в том числе отложения воронежского горизонта, указывает на более позднее время их стабилизации. Поэтому плановая форма структуры как по нижневоронежской пачке, так и верхневоронежской, повторяет в общих чертах семилукскую (рис. 1.4, 1.5).
Границами для нижневоронежской пачки служат: на юге – плоскость Речицко-Вишанского разлома, на востоке – поперечное тектоническое нарушение – сброс, на западе – тектоническое нарушение и граница замещения коллекторов. Северная граница особенно сложная: в пределах восточных блоков границей служит ВНК, для большей части резервуара линия замещения коллекторов (рис. 1.5).
Границы залежи I пачки воронежского горизонта более сложные, чем по нижней пачке, преимущественно это границы замещения коллекторов. ВНК не установлен.
Структурные построения по елецкой залежи (IVпачка) и задонской залежи (VIII-IXпачки) отражают положение сохранившейся части свода, северного крыла и обеих пери –клиналей (рис. 1.6,1.7, 1.8).
Южной границей ловушки и одновременно нефтяных залежей служит граница отсутствия межсолевых отложений.
Кроме границы, отражающей наличие вреза и уничтожения межсолевых отложений, имеется несколько участков отсутствия коллекторов (рис. 1.6, 1.7, 1.8) и, соответственно, там проводится локальная граница резервуара.
Согласно пересчету запасов для всех межсолевых залежей принят единый ВНК на отметке – минус 2088 м.
За 13 лет, прошедших с даты пересчета запасов, пробурен ряд скважин, позволяющий утверждать о различном положении граничной плоскости “нефть-вода”: для IX пачки – минус 2090 м и VIII пачки – минус 2066 м (рис. 1.9).
1.2. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности
Залежь нефти верхнего протерозоя выявлена в 1998 году скважиной 240. Бурением скважин 239, 241, 242, 272, 275 подтверждена нефтеносность протерозойских и в отдельных скважинах витебских отложений; в определенной мере уточнены границы залежей.
Как видно из рисунка 1.1, естественными геологическими границами залежи нефти служат на юге – региональный сброс и на востоке – линия выклинивания протерозойских отложений. На севере залежь нефти ограничена поверхностью ВНК, проводившегося предварительно на отметке –2750 м, но после бурения скважины 270 ситуация сложилась следующая. В скважине 270 поверхность верхнего водонасыщенного пласта устанавливается по данным ГИС на отметке –2762 м, а подошва нижнего нефтенасыщенного интервала в скважине 241 на отметке –2748 м. Условно средняя между ними линия проходит на отметке –2755 м. Водонефтяной контакт для северного блока скважин 272, 275, 242 может оказаться иным.
Вильчанский резервуар представлен пачкой пород водноледниковой фации, сложенной песчаниками слабосцементированными полевошпатово-кварцевыми, прослоями песчаники гравелитовые, переходящие в гравелиты; все породы хорошо отсортированы. Цемент гидрослюдистый и глинисто-гидрослюдистый, редко с примесью карбонатов. Как коллектор все породы этой серии – порового типа.
Толщина отложений уменьшается от 25-30 м до возможного выклинивания с северо-запада на юго-восток.
Со стратиграфическим несогласием на породы вильчанской серии венда налегают витебско-пярнуские отложения. Представлены они разнозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с примесью гравийного материала с прослоями мергелей, глин и сульфатно-карбонатно-глинистых пород. Песчаники по площади распространены не повсеместно.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.