Бурение разведочной скважины в Ненецком АО на Оленьей площади, страница 13

В  качестве признаков, позволяющих детализировать или дополнить традиционное описание геологической модели нефтегазового объекта, находящегося в сложных коллекторах, необходимо провести анализ фильтрационно-емкостных свойств  (ФЕС) пород коллекторов.

Залежь “Д₁-I”.

Приурочена к нижней части нижнедевонских отложений. Залежь является наиболее распространенной по площади, вскрыта и опробована в скважинах №№ 2, 3, 9, 10, 16, 20,  35, 39, 41, 42, 43, 70, 77, 79. В скважинах № 47, 71, 72, 74, 34 пласт, к которому приурочена залежь «Д₁-I» является водонасыщенным. Притоки нефти получены из всех скважин, находящихся в контуре нефтеносности, в открытом стволе расчетными дебитами от 8,2 м³/с (скв. № 70) до 850 м³/с (скв. № 2), в колонне дебитами от 16,63 м³/с на Нсрд.=1022 м (скв. № 42) до 405 м³/с через штуцер 7 мм (скв. № 20). В скважинах № 77, 79 получены притоки нефти в открытом стволе расчетными дебитами 150 м³/с (скв. № 77) и 39.6 м³/с (скв. № 79). В скв. № 34 верхняя часть продуктивного пласта отсутствует, а нижняя часть непроницаема, что подтверждено результатами испытания в интервалах: 4002-4062 м (абс.отм. -3831.7- -3891.7), 3978-4062 м (абс. отм. -3807.7 - -3891.7) – при депрессии 271-279 кгс/см² за 40-60 мин. притока не получено, поэтому по середине расстояния между скв. № 34 и скв. № 42 проводится условная граница распространения коллектора пласта Д₁-I.

Коллектор сложен слабоизвестковистыми, реликтово-органогенными доломитами, коричневато-серыми и коричневыми от нефтенасыщения. Коэффициент пористости: 11,0 – 15,3 %, коэффициент проницаемости: 0.63 – 2.5 мД.

Плотность нефти 0,834 г/см³, объемный коэффициент 1.165 - принят по результатам исследования глубинных проб нефти, отобранных из скв. №№ 2, 20, 43, 70, 9, 16, 10.

Залежь "Д₁-II".

Залежь "Д₁-II" приурочена к карбонатной пачке, залегающей над залежью "Д₁-I". Западная граница распространения пачки сдвигается на северо-восток, по сравнению с пластом залежи "Д₁-I".

Коллекторы распространены только в восточной части структуры и выделяются по материалам ГИС в скважинах №№ 16, 41, 42, 3, 70, 74, 71 и имеют наибольшую эффективную нефтенасыщенную мощность 20,8 м в скв. №71. Коэффициент пористости: 10,6%.

 В скважинах №№ 3, 41, 42, 71 получены промышленные притоки нефти в колонне дебитами от 15.8 м³/сут на Hср.д.=1537 м или 2 м³/сут переливом (скв. № 71) до 89.47 м³/сут на Hср. д.= 917.5 м (скв. № 41). В скважине №71 вскрыт ВНК на отметке - 3906 м (см. выше в залежи "Д₁-I"). Структурная карта построена по кровле проницаемого пласта и его аналога, так как залежь литологически ограничена по площади.

Коллектор представлен вторичными доломитами, тонкозернистыми, глинистыми, с единичными обломками органики, трещиноватыми, прослоями кавернозными.

Плотность нефти по результатам  определений поверхностных проб 0.858 г/см³, объемный коэффициент принимаем по результатам исследования глубинных проб нефти в залежи "Д₁-I" - 1.165.

Залежь "Д₁-III".

Залежь "Д₁-III" вскрыта скважинами №№47, 71, в которых представлен наиболее полный разрез нижнедевонских отложений. Залежь характеризуется ограниченным распространением по площади и низкими коллекторскими свойствами.

В скважине № 47 получен приток нефти дебитом 7.0 м³/сут на Нср.д.=2455 м, в скважине № 71 - 6.8 м³/сут на Нср.д.=2238 м.

Границы залежи проведены по середине расстояния между скважинами №№47 и 71 и соседними скважинами. На западе залежь ограничивается линией выклинивания  продуктивного пласта, на востоке  ВНК определен на отметке - 3906 м.