По последним представлениям УГРР малоамплитудное нарушение порядка 30 метров в районе скважины 9029, разделявшее Ново-Давыдовское месторождение на два блока, не существует. Нарушение, установленное по данным ВСП между скважинами 130 и 140, при последующей переинтерпретации тоже не подтвердилось. Таким образом, елецко-задонская залежь приурочена к единому блоку III. Поверхность елецкого горизонта имеет преимущественно моноклинальное залегание с подъемом пород в южном направлении (ранее представлялось - в северном). К южной границе блока приурочено несколько полусводов в районе скважин 137 (юго-западнее), 114 (в своде), 112 (южнее), 148 (южнее). Однако нужно отметить, что расположение южной границы блока в район скважине 112 и 148 не подтверждено фактическим материалом, в отличие от района скважин 137 и 114, где ее местоположение уточнено по результатам ВСП.
Восточная граница I-II (основных) блоков Ново – Давыдовского месторождения проходила по скважине 116, которая пересекла тектоническое нарушение амплитудой порядка 100 м. Так принято при подсчете запасов. Последние сейсмические исследования предполагают наличие нарушения, ограничивающего залежь в 50м восточнее скважины 107. Блок II, где находится скважина 151 проблематичен по перспективам нефтенасыщенности, так как представляет собой грабен.
В строении I блока (старое название - III-IV) до сих пор существует несколько вариантов и бурение новых скважин принципиальных изменений в эти представления не внесло. Скважины 117 и 125 оказались пробуренными за пределами блока. Бурение скважины 124, где получены притоки пластовой воды, ясности не внесло. Не доказано и не опровергнуто представление о наличии тектонического нарушения между скважинами 121 и 123 (принятое при подсчете запасов на этом участке). Для последнего подсчета запасов после бурения скважины 124 принят вариант с наличием тектонического нарушения между скважинами 121 и 123 и нарушением ограничивающим III блок с запада, проведенным восточнее скважины 124. В варианте Упргеологии структура III- IV блоков представляет собой единый блок I(южная граница проведена южнее скважины 122) с частично размытым сводом в районе скважины 121.
3 Нефтегазоносность
3.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных отложений и их неоднородности
Нефтеносность подсолевых карбонатных отложений установлена и изучена только одной скважиной – 110, где при опробовании в процессе бурения с помощью ИП из интервала 3054-3109м (воронежский, семилукский и саргаевский горизонты) получен приток нефти дебитом 1,92 м3/сут и из интервалов 3034-3041м, 3050-3063м (воронежский горизонт) при испытании в эксплуатационной колонне получен приток безводной нефти дебитом 6,7м3/cут. при Нср.дин=126,3м.
Коллектора представлены в основном доломитами и реже известняками трещиноватыми и кавернозными с выпотами и примазками темно – коричневой нефти.
По данным ГИС в отложения воронежского горизонта выделено 4 пласта – коллектора с общей толщиной 18,1м. Открытая пористость составляет 5,4%, по лабораторным иследованиям керна (36 образцов из скважины 110) – 4,4%. Однако, при исследовании кавернозных образцов установлено, что каверновая емкость составляет 64% общей емкости образцов. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный. Нефтенасыщенность по данным ГИС составляет в среднем 79%.
Тонежская ( задонская ) залежь вскрыта скважиной 111, где из интервала 2833-2836м при испытании в эксплуатационной колонне получен фонтанный приток нефти дебитом 37 м3/сут (6мм шт.), а при испытании интервала 2845-2849м получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 4 м3/сут при Нср.дин.=1285,2м (30% нефти). В скважине 112 из интервала 2866-2872м в колонне получен приток нефти с пластовой водой, дебитом 1,5 м3/сут ( Нср.дин=1237м ), из интервала 2850-2858м – приток воды с пленкой нефти дебитом 1,3 м3/сут( Нср.дин=1299м ). В скважине 114 при испытании колонне из интервалов 2853-2861м, 2823-2833м получены притоки пластовой воды с пленкой нефти дебитом 2,2 м3/сут ( Нср.дин=1193м) и 8,4 м3/сут( Нср.дин=1010м), соответственно. В скважине 119 из интервала 2949-2857м в колонне получены притоки воды с нефтью дебитом 3,3 м3/сут.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.