На Колвинском месторождении в ряде скважин также получены притоки нефти из доманиковых отложений, в скв. 2-Северо-Колвинская приток нефти получен с аномально-пластовым давлением.
В пределах Пончатинского участка в скв. 1-Пончатинская доманиковые отложения по результатам комплекса ГИС выделены "на продукт", но при опробовании притока не получено.
Основная продуктивность комплекса связана с органогенными постройками и карбонатными пластами шельфового генезиса, перекрывающими эти постройки.
Продуктивность верхнефранских отложений в пределах барьерных рифовых зон и карбонатных банок доказана на Восточно-Колвинском, Северо-Хоседаюском и других месторождениях Хорейверской НГО. Основные запасы доманиково-турнейского комплекса содержатся в фаменских отложениях.
Вдоль северной границы Пончатинского лицензионного участка расположены Северо-Хоседаюское, Западно-Хоседаюское и Сихорейское, месторождения Центрально-Хорейверской рифогенной зоны.
В пределах Сихорейского месторождения открыты 2 залежи - массивная залежь в отложениях нижнего фамена (в восточной части месторождения) и пластовая залежь в отложениях среднего фамена.
Основные запасы содержит пластовая залежь - фонтанные притоки нефти получены в скважинах 51 и 50 дебитами до 450 м3/сут. через штуцер диаметром 12 мм при депрессии 13,03 кгс/см2.
Западно-Хоседаюское месторождение объединяет Западно-Хоседаюскую двухкупольную и Восточно-Сихорейскую структуры. В пределах месторождения установлено 3 залежи нефти: массивная залежь D3fm-III, пластовая залежь D3fm-IIIа в отложениях нижнего фамена и пластовая залежь D3fm-IV в отложениях среднего фамена.
Основные запасы содержит массивная залежь D3fm-III. Фонтанные притоки нефти получены в 7 скважинах дебитом от 14,6 через 5 мм штуцер при депрессии 4,39 кгс/см2 (скв.12) до 153,8 м3/сут. через 9 мм штуцер при давлении 46,53 кгс/см2 (скв. 13), плотность пластовой нефти 0,8934 г/см3.
В пределах Северо-Хоседаюского месторождения, приуроченного к крупной карбонатной банке, выявлено несколько залежей. Наиболее крупная и изученная сводовая массивная залежь нефти в средне-нижнефаменских отложениях. Дебиты скважин составляют от 22,2 м3/сут., на 5 мм штуцере при депрессии 7,8 кгс/м2 до 512,5 м3/сут. на 17 мм штуцере. Этаж нефтеносности 104 м.
В скважинах 2,10 установлены ещё две залежи, расположенные в нижней и средней частях полициклического рифового массива.
Коллекторы залежей Центрально-Хорейверской рифогенной зоны представлены сгустково-комковатыми и комковатыми водорослевыми слабодоломитизированными известняками, формирующими поровый тип коллектора, осложненный в значительной степени кавернозностью. Местами поры и каверны соединяются между собой открытыми трещинами.
Покрышкой служат прослои глинистых известняков фаменского возраста.
В южных районах Хорейверской НГО основные месторождения (Сандивейское, Южно-Баганское, Мусюршорское, и др.) связаны с фаменскими отложениями в пределах франских карбонатных банок.
Форма и размеры резервуара определяются типом постройки и фациальным набором пород её слагающих. В мелких одиночных постройках резервуары небольшие. Более крупные банки имеют внешнюю кольцевую зону по строению напоминающую риф и внутреннюю лагунную часть, например как на Сандивейской и Южно-Баганской площадях. Пустотное пространство максимально развито в рифовом обрамлении постройки, над которым в фаменских отложениях выявлены краевые биогермы и биостромы, надстраивающие позднефранскую карбонатную банку, в которых и обнаружены залежи нефти.
Перспективны также коллектора в выщелоченных разностях карбонатов фаменского яруса, (аналоги пластов Ф4-Ф5) перекрытых визейской покрышкой, в которых установлены залежи нефти в пределах Колвинского мегавала на Возейском, Усинском, Леккерском и др. местрождениях.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.