Как и на других месторождениях Припятского прогиба на Осташковичском месторождении наблюдается вертикальная площадная зональность вод. По условиям создания напора и разгрузки осадочный комплекс подразделяется на ряд водосных комплексов:
· водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;
· пермских, каменноугольных, данковского горизонта верхнего девона;
· межсолевых отложений;
· подсолевых отложений.
Водовмещающие породы межсолевых отложений представлены известняками и доломитами, общей мощностью от 220 м до 553 м. Притоки воды изменяются от 30 м3/сут при динамическом уровне 1000 м до 612 м3/сут при динамическом уровне 412 м. Воды комплекса напорные и относятся к рассолам хлоркальциевого типа с минерализацией 340 – 360 г/л. Рассолы содержат промышленные концентрации брома: 2100 – 2980 мг/л и йода 21 – 72 мг/л. Отмечается высокое содержание стронция: 1740 – 2340 мг/л и аммония 714 –
945 мг/л, причем наиболее высокие концентрации аммония приурочены к скважинам, вскрывшим подошвенные воды. Водорастворенный газ углеводородного состава. Содержание метана изменяется в пределах 70 – 90 % , тяжелых углеводородов – 3,1–7, 2 %.
Концентрация азота составляет 6 – 12 %, причем отмечается преобладание биогенного азота порядка 80 %. Содержание гелия изменяется в пределлах 0,1 – 0,4 %. Температура рассолов зависит от глубины и изменяется в пределах 54 – 680.
Водовмещающающие породы подсолевого комплекса представлены известняками, доломитами, песчаниками, алевролитами, общей мощностью 242 – 490 м. Притоки воды изменяются в пределах 37 – 362 м 3/сут. Воды подсолевого комплекса относятся к рассолам хлоркальциевого типа. Рассолы характеризуются высоким содержанием аммония–707 мг/л
и промышленными концентрациями брома ( 3200 мг/л ) и йода 31 мг/л.
Промышленная нефтеносность связана с отложениями саргаевского, семилукского, воронежского горизонтов.
Залежь саргаевского горизонта вскрыта отдельными скважинами, изучена недостаточно.
Семилукская залеж вскрыта и оконтурена 34 скважинами, Опробование семилукских отложений проведено в 26 скважинах. Водонефтяной контакт по материалам промыслово – геофизическим исследований и результатам опробований расположен на абсолютной отметке – 3202 м. Высота залежи 200 м. Залежь относится к типу пластовых, тектонически экранированных. Коллекторами нефти являются преимущественно доломиты.
Залежь воронежского горизонта вскрыта 34 скважинами. Опробование отложений воронежского горизонта проведины в 12 скважинах. Результаты опробований воронежских отложений свидетельствует о их высокой неоднородности, выражающейся в резкой изменчивости емкости и фильтрационных свойств по площади и разрезу вплоть до полного отсутствия коллекторов коллекторов. Об этом свидетельствует отсутствие притоков пластовых флюидов в скважинах 4, 6,16, 30, 78, 81, 93, 210.
Притоки нефти получены в скважинах 7, 14, 20, 49, 64, 209, 211, 212, дебит изменяется от 1 до 300 т/сут. По результатам бурения, опробования и интерплитации материалов промыслово – геофизических исследований было установлено, что залежь нефти воронежского горизонта состоит из двух участков, разобщенных друг от друга зоной замещения пластов – коллекторов непроницаемыми породами – восточного и западного. Северной границей воронежской залежи восточного блока служит абсолютная отметка нижнего нефтенасыщенного пласта в скважине 20 – 3176 м. Граница воронежской залежи западного блока принята на абсолютной отметке – 3196 м, что соответствует середине расстояния между нижним нефтенасыщенным пластом в скважине 22 и верхним водонасыщенным пластом в скважине 11. Высота залежи восточного блока 225 м, западного блока 190 м. Коллекторами нефти являются доломиты, известняки. Залежь пластовая, тектонически экранированная и литологически ограниченная. С юга подсолевые залежи экранируются разломом.
Залежь нефти задонского горизонта вскрыта и оконтурена 100 скважинами.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.