Бурение разведочной скважины в Ненецком АО на Оленьей площади, страница 12

Горючие сланцы широко распространенны, высокого качества и встречены как в верхнедевонских, так и верхнеюрских отложениях.

Рудные полезные ископаемые. На среднем Тиммане давно известно рассеянное полиметаллическое орудинение, связанное с жилами, секущими палеозой, но промышленные месторождения пока не найдены.

Нерудные полезные ископаемые. Представлена: барит, исландский шпат, гипс каменная соль, строительные материалы. [2]

2. Специальная часть.

2.1. Общая характеристика месторождения.

Месторождение расположено в северо-восточной части Хорейверской впадины, открыто в 1987 году скважиной 20.

Промышленные притоки получены из карбонатных коллекторов терригенно-карбонатных отложений нижнего девона, которые экранируются кыновско-саргаевской  глинисто-карбонатной покрышкой верхнего девона. Выявлены три залежи нефти (D-I, D₁-II, D₁-III). По величине извлекаемых запасов категории C оно относится к категории крупных; по подготовленности запасов к освоению находится на стадии разведки в нераспределенном фонде недр.

В настоящее время на месторождении пробурено 28 скважин, в т.ч. 14 поисковых и 14 разведочных. Девятнадцать скважин вскрыли продуктивные отложения: в четырнадцати из них получены промышленные притоки нефти.

В скважине 20 из отложений нижнего девона D-I при опробовании интервала 3923-3968 м ИП КИИ-146 за 50 минут стояния при депрессии 15,3 мПа получено 16,9 м³ разгазированной нефти.

При испытании скважины 20 в эксплуатационной колонне, в интервале 3918-3945 м был получен фонтанный приток нефти дебитом 630 м/сут.; штуцер 12 мм.. С мая 1987 г. по июнь 1988 г. после отбора 7100 м³ нефти пластовое давление
снизилось с 44,2 до; 39,9 мПа... Градиент пластового давления снизился с 0,118 до 0,106 мПа. Скважина работала высокопродуктивно весь период опытной эксплуатации. Отмечался быстрый выход на режим и почти мгновенное восстановление давления Ртр=8,5, Рзтр=8,2 мПа.

Всего за период с 1987 год по 1991 г. было отобрано 13670 м³ нефти. Нефть легкая, плотность в пределах от 0,83 до 0,86 %, малосернистая: содержание серы 4,16 – 0,53 %, смолистая: содержание смол до 8 %.

Месторождение является многопластовым, сложным по типам экранирования, с трещинно-поровым коллектором.

2.2. Описание залежей.

Особенностью месторождений нефти и газа, открытых в силурийско-девонских отложениях, к которым относится и месторождение им. А.Титова, является сложное строение залежей на фоне внешне простой морфоструктуры вмещающих пород. Большинство залежей относится к пластовым, стратиграфически и литологически экранированным, когда основным их показателем служит параметр “коллектор-неколлектор”. Неравномерное распределение карбонатного коллектора по площади и в объеме каждого продуктивного горизонта определяет характер его нефтегазонасыщения. Распределения по площади продуктивных и непродуктивных участков выглядит довольно мозаично, значительно варьируют величина заполнения продуктивного горизонта флюидам, иногда существенно различаются уровни газонефтяных (ГНК), газоводяных(ГВК) и водонефтяных контактов (ВНК) в отдельных частях единой залежи и другое. Эти особенности месторождений рассматриваемой территории весьма осложняют их поиски и разведку (В.Б. Арчегов, Э.А. Базанов, 2000).

Характерным для карбонатных толщ, является сплошная и очень неравномерная нефтенасыщенность, обусловленная трещиноватостью карбонатных пород. Интенсивность нефтенасыщения тесно связана с пористостью и проницаемостью (поровой и трещинной).  Вмещающие порово-проницаемые зоны низкопористых пород, нередко также оказываются продуктивными. Для таких интервалов разреза обычно малые, но продолжительные по времени притоки. Известны крупные залежи нефти, приуроченные исключительно к низкопористым породам, как, например, верхнемеловые залежи Восточного Предкавказья, пермо-карбоновая залежь месторождения Тенгиз в Прикаспийской впадине и другие. (Л.П. Гмид ,1991).