Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Продуктивные пласты Д2 и Д1 приурочены к литологически-экранированным залежам живетских и пашийских терригенных отложений.
Дополнительных данных после 1985 г. не получено, так как бурение не проводилось. Объект разработки находится в консервации с 1995 года.
Пласт Д2
Пласт раздельно опробован в 9 скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,9 до 4,2 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Залежь выделена в пределах ВНК минус 1869м. Размеры ее 4,3 х 1,9 -2,2 км, этаж нефтеносности – 22,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 1,0 до 8,0м (табл. П.2.2.). Коэффициент расчлененности пласта равен 2,47, песчанистости – 0,360 (табл. П.2.3.).
Пласт Д1
Проницаемый нефтенасыщенный пласт, представлен переслаиванием песчаников с алевролитами. Пласт отдельно испытан только в 4-х скважинах (9, 391, 400, 403). Дебиты нефти составляют 0,8 – 3,9 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи, ограниченной ВНК минус 1855,0 4,3 х 1,0 – 1,7 км. Этаж нефтеносности 19,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 0,8 до 4,8м (табл. П.2.2.). Коэффициент расчлененности пласта равен 1,5 песчанистости – 0,330 (табл. П.2.3.).
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
В разрезе рифогенных карбонатных отложений в результате корреляции выделяются два продуктивных пласта Т1 и Т0, к которым приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке – 1235 м. Этаж нефтеносности 68 м. Коллекторами служат пористые, кавернозные и трещиноватые известняки. По данным исследования керна и ГИС коллекторские свойства пласта Т0 уступают свойствам пласта Т1.
|
|
|
Таблица 1-Статистические показатели характеристик неоднородности пластов ( горизонтов).
| Пласт | Количество скважин, исполь- зуемых для опреде- ления | Коэффициент песчанистости, доли ед. | Коэффициент расчлененности, доли ед. | Коэффициент воздействия, доли ед. | ||||
| среднее значение | коэффи- циент вариации | среднее значение | коэффи- циент вариации | Расстояние между скважинами, м | ||||
| 300 | 400 | 500 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Д2 | 19 | 0,360 | 0,386 | 2,47 | 0,46 | 0,84 | 0,80 | 0,77 |
| Д1 | 18 | 0,330 | 0,495 | 1,50 | 0,40 | 0,82 | 0,78 | 0,75 |
| Т1 | 129 | 0,352 | 0,451 | 8,23 | 0,42 | 0,83 | 0,79 | 0,77 |
| Т0 | 121 | 0,391 | 0,349 | 4,73 | 0,43 | 0,85 | 0,81 | 0,79 |
| Мл | 97 | 0,697 | 0,313 | 3,28 | 0,65 | 0,97 | 0,96 | 0,95 |
| Бб2 | 78 | 0,535 | 0,469 | 1,52 | 0,59 | 0,90 | 0,88 | 0,86 |
| Бб1 | 65 | 0,476 | 0,524 | 1,13 | 0,40 | 0,88 | 0,85 | 0,83 |
| Тл2-б | 137 | 0,193 | 0,461 | 2,53 | 0,44 | 0,76 | 0,72 | 0,68 |
| Бш4 | 203 | 0,121 | 0,573 | 3,13 | 0,36 | 0,74 | 0,68 | 0,64 |
| Бш3 | 217 | 0,391 | 0,266 | 7,45 | 0,25 | 0,85 | 0,81 | 0,79 |
| Бш2 | 236 | 0,399 | 0,337 | 5,31 | 0,31 | 0,85 | 0,82 | 0,79 |
| Бш1 | 236 | 0,489 | 0,208 | 3,65 | 0,25 | 0,89 | 0,86 | 0,84 |
| В3В4 | 238 | 0,299 | 0,173 | 3,73 | 0,21 | 0,81 | 0,77 | 0,74 |
| КВ1 | 240 | 0,258 | 0,144 | 3,76 | 0,18 | 0,79 | 0,75 | 0,71 |
|
|
|
Кровля турнейских известняков размыта и закарстована, что подтверждается при бурении скважин провалом инструмента и поглощением бурового раствора.
Пласты Т1 и Т0 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт Т1
Размеры в границах пласта 2,7 х 2,7 км.
Пласт опробован в 43-х скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,4 до 24,4 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Большая часть залежи водоплавающая. Нефтяная зона составляет 11 % от общей площади залежи.
Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют значения от 1,6 до 18,6 м (табл.П.2.2.). Статистические показатели неоднородности пластов приведены в таблице П.2.3.
Пласт Т0
В северо-западной части структуры отмечаются по данным бурения зоны отсутствия пласта, т. е. отложения разрушены эрозионными процессами.
|
|
|
Размеры залежи в границах пласта 2,9 х 2,8 км. Пласт опробован раздельно в 22-х скважинах совместно с пл. Т1 в 9-ти, с пл. Мл – в одной скважине. Дебиты нефти составляют 0,8 до 18,0 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.).
Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи.
Бобриковский и радаевский горизонты
В разрезе радаевских и бобриковских отложений выделяются продуктивные пласты Мл, Бб2, Бб1 к которым приурочена пластовая сводовая литологически ограниченная залежь с единым ВНК на абс. отметке – 1220м.
Сокращение глинистых перемычек до 1 м и менее говорит о возможной гидродинамической связи данных пластов.
Важная особенность геологического строения продуктивных визейских отложений Быркинского месторождения заключается в резком увеличении толщины радаевских терригенных пород (пласта Мл) в западной части структуры в зонах развития карстовых воронок и на пониженных участках эрозионной поверхности турнейских карбонатов.
В зонах повышенных участков турнейского рельефа, т. е. на восточном и южном крыле структуры радаевские отложения (продуктивный пласт Мл) отсутствуют, что подтверждается данными бурения и корреляции на основе палеотектонического анализа. На этих участках, т. е. на юге и востоке структуры турнейские карбонаты перекрываются бобриковскими терригенными отложениями (П.28; П.31; П.34).
|
|
|
Пласты Мл, Бб2, Бб1 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт Мл
В кровле радаевского горизонта выделяется промышленно нефтеносный пласт Мл, представленный песчаниками. В предыдущем подсчете этот пласт рассматривался в составе пласта Бб2.
Зоны увеличенной толщины продуктивного пласта Мл, песчаные прослои которого содержат нефть, приурочены к эрозионно-карстовым воронкам и полостям на поверхности турнейских известняков (скв. 519, 492, 473, 469).
Там, где пласт Мл выклинивается и отсутствует, т. е. в южной и восточной части поднятия, турнейская поверхность перекрывается отложениями пласта Бб2.
Пласт опробован в 48 скважинах, и в 11 совместно с пластами Бб, Тл и Т0. Размеры залежи в границах пласта в пределах ВНК минус 1220 м - 2,0 х 2,4 км, этаж нефтеносности 58,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 1,6 до 27,8 м, в водонефтяной зоне - от 0,8 до 25,6 м.
В районе скв. 482 отмечена небольшая залежь, которая имеет ВНК на отметке –1235 м. Размеры ее 0,25 х 0,5 км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 10 м.
Пласт Бб2
В подошве бобриковского горизонта выделяется песчаный нефтенасыщенный пласт, имеющий линзовидное распространение, литологически не выдержанный по площади.
Пласт опробован раздельно в 6 скважинах. Еще в 17 пласт испытан совместно с пластами Тл2-б, Бб1, Мл, Т0 (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.).
Размеры линз составляют 0,3-1,7 х 0,2-1,8 км, этаж нефтеносности от 4,0 до 62,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 8,0 м (табл. П.2.2.). Статистические показатели неоднородности пластов приведены в таблице П.2.3.
Пласт Бб1
К кровле бобриковского горизонта приурочен нефтенасыщенный пласт Бб1, который характеризуется значительной литологической неоднородностью. На южной половине поднятия пласт замещен плотными породами и приурочен к небольшим линзам.
Пласт испытан раздельно в 2х скважинах (462, 491), где получены притоки нефти дебитом 12,7 - 13,0 т/сут (табл. П.(ОТ).1; П.2.1.). Еще в 8-ми скважинах пласт испытан совместно с пластом Бб2 или Мл, либо с обоими.
Размеры залежи, выделенной в пределах ВНК минус 1220 м, составляют 1,2 х 2,9 км, этаж нефтеносности - 65,8 м.
Четыре линзы (районы скважин 422, 446, 433, 441) имеют размеры от 0,25-0,65 км х 0,25-1,1 км, этаж нефтеносности от 23,4 до 51,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне изменяется от 0,4 до 3,4 м (табл. П.2.2.).
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 331; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!