Начальное пластовое давление в залежи, замеренное при освоении первой скважины 110 - 33 МПа на глубине 2740 м.
Водонефтяной контакт для задонско-елецкой залежи принят для подсчета запасов, числящихся на балансе, на абсолютной отметке – -2651 м для западного блока и – -2649 м для – восточного. Высота залежи изменяется от 39м (скв.107) до 90м (скв.114). При пересчете 2005 года ВНК принят единый для елецко-задонской залежи – -2649 м, высота залежи практически не изменилась.
Залежь I блока (III-IV блоков) открыта скважиной 121, в которой из интервалов 2698-2715м и 2723-2732м получен фонтанный приток нефти дебитом 106 м3/сут на 4мм шт. Стратиграфически залежь приурочена к тонежским отложениям задонского горизонта (ранее считалось к вишанским и верхнетонежским. В скважине 123, пробуренной юго-восточнее скважины 121, также получен приток нефти в эксплуатационной колонне дебитом 7 м3/сут., но из отложений елецкого горизонта (инт.2693-2698м). Скважина122 пробурена юго-западнее скважин 121 и 123, в ней при испытании в открытом стволе получен приток пластовой воды дебитом 26,4 м3/сут из елецких отложений. В скважине 124, пробуренной северо-восточнее скважины 123 и юго–восточнее скважины 121, притоки пластовой воды получены в эксплуатационной колонне из отложнеий елецкого (дроздовские и туровские слои) и задонского (вишанские слои) горизонтов дебитами от 0,56 м3/сут до 3,6м3/сут.
Коллекторами межсолевой залежи восточного блока являются в верхней части органогенные известняки в различной степени доломитизированные неравномерно перекристализованные, неравномерно трещиноватые, слабо кавернозные и внижней части (низы елецкого и задонский горизонты) – доломиты вторичные с ярко выраженной органогенной структурой, от скрыто до тонкомелкокристаллического, пористо-кавернозного и трещиноватого. По порам и кавернам наблюдаются следы нефти и темно-коричненевого битума. В керне продуктивных отложений наблюдаются выпоты подвижной коричневой нефти с пузырьками газа и резким запахом нефти.
В скважине 123 в нефтенасыщенной части разреза выделено 3 пласта толщиной от 2 до 4,6м, общей толщиной – 9,2м. Разделяют их два плотных пропластка толщиной 6 и 3м. Доля нефтенасыщенных пластов от общей толщины нефтяного резервуара составляет чуть более 50%. Коэффициент пористости в среднем составляет – 0,083 и колебания значений его незначительно, коэффициент нефтенасыщенности – 0,67, изменяясь от 0,51 до 0,79.
В скважине 121 нефтенасыщенные коллекторы залегают в верхней части разреза. Здесь выделено 4 пласта коллектора толщиной от 1,4м до 5,8м, общей толщиной 12,8м. Разделяющие их пропластки имеют толщины от 2 до 8,2м. Доля нефтенасыщенных пластов от общей толщины нефтенасыщенной части составляет 45,6%.
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный.
Тип залежи – пластовая тектонически и литологически экранированная.
Условное ВНК - 2551м – принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пласта коллектора в скважине 123.
3.2 Физико–химическая свойства и состав нефти и газа
Физико – химические свойства пластовой нефти определены по 9 глубинным пробам из трех скважин (110, 111, 119) в лаборатории «БелНИПИнефть», дегазированной по 7 пробам их 6 скважин. Свойства нефтей по скважинам 107, 110,111, 112, 114 приведены по данным «БЕЛНИГРИ».
Для задонско – елецкой залежи давление насыщения нефти газом находится в пределах 8,65 – 10,20 МПа при среднем значении 9,04 МПа. Среднее значение газосодержания составляет 92,18 м3/т, при изменении значений от 87,4 до 103,23 м3/т (максимальное значение - в пробе нефти из скважины 111). По своим значениям нефть относится к маловязким и имеет среднее значение - 1,41 мПа*с и средне-плотным - 768кг/м3. Объемный коэффициент составляет 1,25. Пластовая температура - 600С.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.