Прямые признаки в процессе разведочных работ были установлены в керне из отложений девона и верхнего протерозоя. Промышленные притоки нефти получены из отложений вильчанской серии в скважинах 239, 240, 241, 242, 272, 275 (табл. 1.2). Важное обстоятельство в оценке добывных возможностей заключается в том, что только две скважины вступили в эксплуатацию фонтанным способом (240 и 275), остальные – при различных пониженных уровнях нефти в стволе скважины.
Витебско-пярнуские отложения отдельно испытаны в скважине 239.
Добыча нефти осуществляется совместно из двух горизонтов, объединенных в один эксплуатационный объект (рис. 1,10, 1.11, табл. 1.1).
При бурении вскрываются залежи глинистыми растворами плотностью 1,15-1,18 г/см3 при существенно пониженном пластовом давлении (на 01.12.2001 г. 25 МПа), осложняющими ГИС и добычу нефти из-за глубокого проникновения, как фильтрата, так и самого раствора. Наличие в разрезе девонских отложений сульфатных пород еще более осложняет проведение ГИС.
В целом состав пород резервуаров, их типизация и состав цемента песчаников и алевролитов приведены выше.
Коллекторские свойства пород определены на 97 образцах керна по методу Преображенского. Открытая пористость изменяется в пределах от 7,1 до 20,95 %%, составляя в среднем 14,6 %. По данным ГИС пористость изменяется в узких пределах от 14,3 % (скв. 241) до 17,4 % (скв. 240),
Коллектора в пярнуско-витебском (девон) резервуаре проявляются спорадически по площади. По разрезу число продуктивных прослоев изменяется от одного до 5 (рис. 1.10). Максимальная суммарная толщина резервуара по данным ГИС составляет 5,6 м (скв. 239), для которого средневзвешенная пористость составляет 12,3 %. По керну из скв. 239 пористость пород резервуара изменяется от 8,2 до 11,8 %.
Ланско-старооскольская залежь
Ланско-старооскольская залежь находится в промышленной разработке с 1969 года. Добыча нефти осуществляется семью скважинами. Нагнетание производится в две скважины восточного блока 234 и 237.
В 1998 году и позднее осуществлялось бурение разведочных и добывающих скважин на верхнепротерозойскую залежь, которые, естественно, попутно уточняли данные по ланско-старооскольской залежи. Структурную характеристику результаты бурения этих скважин уточнили, но иной способ интерпретации ГИС затрудняет оценку параметров самой залежи.
Например, нефтенасыщенная толщина по скважине 238 определена одним методом 12,9 м, другим – 14,9, в скважине 199, соответственно, 13,0 и 7,0 м, в скважине 237, соответственно, 13,6 и 14,2 м, в скважине 233, соответственно, 14,3 и 12,3 м и др. Существенное отличие и в определении нефтенасыщенности.
В связи с тем, что первый сверху пласт – коллектор в разных частях поднятия расположен на разных стратиграфических отметках, построение структурной карты по резервуару некорректно.
Неоднозначность выделения нефтенасыщенных толщин различными методами, существенно различающимися, не позволяет строить карты. Такая же сложность возникает и при оценке емкости коллекторов.
Естественными границами залежи служат: с юга – Речицкий региональный разлом, с севера – условно принимаемая линия ВНК.
Южная граница установлена по результатам интерпретации данных ГИС по ряду скважин, расположенных вдоль свода структуры. В каждой скважине (270, 240,199,161, 91) уверенно сброс выявляется по непоследовательному налеганию на различные уровни подсолевых отложений пород верхнесоленосной толщи.
Водонефтяной контакт принят условно на отметке -2595 м [ ]. Вместе с тем, согласно выполненной в Упргео интерпретации ГИС некоторых скважин, пробуренных в последние годы на протерозойскую залежь, - в разрезе ланско – старооскольских отложений, выше и значительно выше принятого ВНК песчаники и алевролиты предполагаются водонасыщенными. Следует признать, что ни в одной скважине водонасыщенные объекты не опробовались и не испытывались. Интерпретация материалов ГИС проведена тремя способами.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.