Геология, поиски и разведка залежей нефти в беларуси 6 страница

Залежь в подсолевом воронежском горизонте пластовая, тектонически и литологически экранированная размером 18,9 х 0,8‑2,6 км и высотой 330 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 34 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6,5%.

Залежь в семилукском горизонте пластовая, тектонически экранированная размером 18,2 х 0,8‑2,5 км и высотой 300 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 26 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 7,6%.

Залежь в саргаевском горизонте пластовая, тектонически и литологически экранированная. Размер залежи 18 х 0,6‑2,3 км, высота 277 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 18 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 5,8%.

Залежь в ланском горизонте пластовая, тектонически экранированная. Размер залежи 6,2 х 1,0 км, высота 137 м. Глубина залегания залежи 2760 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 35 м. Открытая пористость терригенных коллекторов 14%.

В межсолевых задонско-елецких отложениях установлены залежи в двух блоках размером 3,1 х 1,2 и 5,2 х 1,3 км и высотой 100 и 66 м. Залежь сводовая массивная, тектонически экранированная в первом блоке и сводовая пластовая, тектонически экранированная во втором блоке. Нефтенасыщенная мощность 53 и 43 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 9%.Глубина залегания залежей 2420 м.

Южно-Вишанское месторождение нефти содержит небольшую сводовую пластовую, тектонически экранированную залежь размером 3,0 х 1, 2 км и высотой 225 м в межсолевых задонско-елецких отложениях в пределах южного опущенного крыла Вишанского поднятия. Нефтенасыщенная мощность горизонта 25 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 6,1%. Глубина залегания горизонта 2640 м.

Мармовичское месторождение нефти содежит залежи в подсолевом и межсолевом комплексах.

Залежь в подсолевых саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах пластово-массивная тектонически экранированная с юга по разломам евлановско-ливенскими карбонатными и соленосными, петриковским глинистыми и верхесоленосными отложениями (рис. 87, 88, 89). Размеры залежи 8 км в длину при ширине 0,7‑0,8 км и высоте 180 м. Общая нефтенасыщенная мощность достигает 21,2 м. Нефтевмещающими породами являются развитые по органогенным известнякам вторичные кавернозные доломиты. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый. Открытая пористость 3,0‑4,5%, проницаемость изменяется от 79^.10^-15 до 91^.10^-15 м². Нефть имеет плотность 0,818 г/см³, содержит 0,3% серы, 6,8% парафина, 0,7% асфальтенов и 8,5% смол силикагелевых. Начало кипения 55 ^оС, выход светлых фракций 53%. Пластовая нефть легкая (0, 615 г/см³) с газовым фактором 285‑324 м³/т. Начальное пластовое давление составляло 33‑34 МПа, пластовая температура 65 ^оС.

Ловушками для залежей в межсолевых задонско-елецких отложения являются две антиклинали. Западная антиклиналь расположена в поднятом крыле разлома и примыкаетс севера к зоне отсутствия межсолевых отложений. Восточная антиклиналь расположена в пределах промежуточного блока и разбита поперечными разломами на три блока (см. рис. 89). Западная залежь массивная сводовая, частично стратиграфически экранированная на юге. Размер залежи 6,0 х 1, 9 км, высота 140 м. В пределах восточной антиклинали установлены две массивные, тектонически экранированные залежи общей длиной около 8 км при ширине до 1,7 км и высоте 140 м.

Коллекторами в межсолевом комплексе являются органогенно-детритовые известняки и доломиты трещинно-каверново-поровые со средней открытой емкостью 6,8% и проницаемостью 100^. 10^-15 м². Нефтенасыщенная мощность достигает 72 м, средняя по площади – 29 м. Нефтенасыщенность превышает 70%. Начальные дебиты скважин изменяются от единиц до 215 м³/сут. Режим залежей упруго-водонапорный и упругий. Начальное пластовое давление 30,8‑33 МПа, пластовая температура 57‑65 ^оС. Нефть имеет плотность 818,6‑857 кг/м³. Среднее содержание серы 0,3%, парафина – 5,7%, выход светлых фракций 33‑44%. Газовый фактор изменяется от 68 до 84 м³/т.

Полесское месторождение нефти содержит залежь нефти в сульфатно-карбонатной пачке боричевских слоев в основании верхней соленосной толщи (рис. 90, 91). Она приурочена к ангидритовому валу шириной около 1 км и длиной до 15 км на северном склоне межсолевого поднятия. Сульфатно-карбонатная пачка имеет трехчленное строение и состоит из нижнего и верхнего ангидритовых пластов мощностью до 50‑60 м и среднего ангидритово-карбонатного пласта мощностью до 24 м, который и является нефтеносным. В нем выделяется 1‑2 пласта коллектора мощностью от 1,6 до 4,0 м и суммарной мощностью от 3,0 до 5,2 м. Коллекторы представлены сгустково-комковатыми сульфатно-карбонатными известняками трещиноватыми и каверново-пористыми с эффективной емкостью 5‑8%, определенной в шлифах. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Средневзвешенная по залежи эффективная мощность пласта-коллектора составляет 3,8 м, открытая пористость 9,7%, нефтенасыщенность 84%.

Залежь имеет протяженность 12 км при ширине до 0,8 км и высоте 160 м. Начальное пластовое давление составляло 30,5 МПа, пластовая температура 55 ^оС. Начальные дебиты в скважинах в процессе опробывания изменялись от 40 до 116 м³/сут и резко снижались в процессе разработки до 4‑16 м³/сут. Залежь литологически ограниченная на севере и юге и тектонически экранированная на западе и востоке, поэтому режим залежи упругий, о чем свидетельствует и резкое падение дебитов в процессе эксплуатации.

Удельный вес нефти от 0,771‑0,823 г/см³ в пластовых условиях до 0,872‑0,886 г/см³ в поверхностных условиях. Газонасыщенность нефти 67 м³/т. Содержание в нефти асфальтенов 1,6%, смол – 12,9%, парафина – 6,4%, серы – 0,5%. Выход светлых фракций 33,5%.

Новодавыдовское месторождение нефти расположено между Мармовичским и Давыдовским месторождениями и содержит залежь нефти в елецких отложениях межсолевого комплекса и небольшие залежи в задонских и подсолевых воронежских отложениях (рис. 92). Ловушкой для елецкой залежи служит обособленный блок, ограниченный с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, а с юга, запада и востока разрывными нарушениями. Залежь массивно-пластовая, водоплавающая, с ВНК на отметке -2586 м, высотой 65 м и нефтенасыщенной мощностью 32,6 м. Нефтенасыщенными являются пористые, трещиноватые и кавернозные известняки и вторичные доломиты. Открытая емкость изменяется в широких пределах (от 2,7 до 22,8%) при среднем значении 8,6%. Нефтенасыщенность изменяется от 75 до 78%. Нефть легкая (0,852‑0,856 г/см³), парафинистая (5,47%), смолистая (5,75%), содержит 0,62% асфальтенов. Выход легких фракций 48%. Температура застывания 14 ^оС. Газонасыщенность пластовой нефти 83 м³/т. Пластовое давление на глубине 2981 м – 35,8 МПа.

Давыдовское месторождение нефти расположено в центральной части Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления между Полесским, Новодавыдовским и Мармовичским месторождениями на западе и Ново-Сосновским и Западно-Сосновским месторождениями на востоке. Залежи нефти здесь установлены в подсолевых семилукских и воронежских, в межсолевых и верхнесоленосных отложениях.

Залежи нефти в семилукском и воронежском гризонтах пластовые, тектонически экранированные и контролируются блоком в поднятой приразломной части ступени с моноклинальным наклоном отложений на север и с экранами по разломам на юге, западе и востоке (рис. 93, 94). Размеры залежей 6,5 х 0,5 км, высота 50 и 90 м, нефтенасыщенная мощность 14 и 12 м, нефтенасыщенность пород 73%. Породы-коллекторы представлены трещиноватыми доломитами. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый. Эффективная емкость 4,4‑9,0% (в среднем 6,4%) в семилукском и 4,2 – 5,8% (в среднем 5,1%) в воронежском горизонте. Дебиты нефти 60‑360 м³/сут. Режим залежей упруговодонапорный, начальное пластовое давление на глубине 3015 м составляло 33,8 МПа. Пластовая температура 65 ^оС. Нефть подсолевых залежей легкая (0,780‑0,803 г/см³), малосернистая (до 0,12%), смолистая (до 4,3%), парафинистая (4,1‑5,8%). Содержание легких фракций 62‑67%. Газовый фактор 266 м³/т, давление насыщения 21 МПа.

Залежь в межсолевых отложениях массивная сводовая, литологически экранированная с юга зоной выкливания межсолевых отложений, и приурочена к брахиантиклинали, примыкающей с севера к разлому (рис. 94, 95). Размеры залежи 6 х 2 км, высота 145 м. Мощность нефтенасыщенных пород от 50-53 м в своде до 5‑10 м на периклиналях. Коллекторами являются доломитизированные известняки и доломиты неравномерно пористые, кавернозные и трещиноватые. Средняя эффективная емкость 7,4%. Режим залежи упруговодонапорный, начальные дебиты нефти 57 м³/сут, пластовое давление на глубине 2500 м 30,5 МПа, температура пласта 59 ^оС. Нефть межсолевой залежи имеет среднюю плотность 0,857 г/см³, малосернистая (0,32%), малосмолистая (12,4%), парафинистая (4,2%). Выход светлых фракций 43,7%. Газонасыщенность 88 м³/т, давление насыщения 8,4‑10,1 МПа.

Залежи в боричевских отложениях аналогичны залежам, описанным на Полесском месторождении.

Западно-Сосновское месторождение нефти находится восточнее Давыдовского в поднятой приразломной части Речицко-Вишанской ступени и содержит залежь нефти в межсолевых отложениях (рис. 96, 97). Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная по разлому с юга, размер залежи 3,4 х 0,6 км, высота 42 м. Она контролируется полубрахиантиклиналью субширотного простирания, примыкающей с севера к Речицко-Вишанскому региональному разлому. Породы-коллекторы продуктивного елецкого горизонта представлены доломитизированными органогенными известняками. Пористость коллекторов изменяется от 3,5 до 11,5%. Эффективная нефтенасыщенная мощность 21,6‑27,6 м. Дебиты нефти 7,1‑11 м³/сут. Начальное пластовое давление в залежи 34 МПа, пластовая температура 64 ^о С на глубине 2790 м. Нефть средней плотности (0,841‑0,853 г/см³), парафинистая и высокопарафинистая (от 4,40 до 14,4%), малосернистая, малосмолистая (5,2‑13,4%). Выход легких фракций 30‑31%. Газовый фактор –78,6 м³/т, давление насыщения – 8,89 МПа.

Новососновское месторождение нефти расположено к северу от Западно-Сосновского и содержит сводовую пластовую, тектонически экранированную залежь в межсолевых елецких отложениях. Размер залежи 3,5 х 0,5 км, высота залежи 150 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 15 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 10%.

Хуторское месторождение нефти находится к северу от Новососновского и содержит пластовую литологически экранированную залежь нефти во внутрисолевом горизонте галитовой субформации. Размер залежи 2,6 х 1,7 км, высота 90 м. Нефтенасыщенная мощность пласта 8,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6,7%.

Славаньское месторождение нефти расположено в опущенном крыле Речицко-Вишанского разлома к югу от Западно-Сосновского месторождения и также содержит залежь нефти в межсолевых отложениях (см. рис. 96, 97). Залежь контролируется примыкающей с юга к разлому гемиантиклиналью и разбита субмеридиональным разломом на два блока. Залежь массивная, тектонически экранированная на севере по разлому нижнесоленосными отложениями. Размеры залежи в западном блоке 5 х 0,25‑0,70 км, высота 450 м, в восточном блоке – размеры 2,5 х 0,5 км, высота 350 м. Начальные дебиты нефти составляли 30‑100 м³/сут на 6-миллиметровом штуцере. Коллекторы представлены доломитами трещинно-каверново-поровыми с пористостью 4,5‑13,7% (в среднем 8,1%) в западном и 4,6‑7,8% (в среднем 6,3%) в восточном блоке. Средняя нефтенасыщенная мощность коллекторов западного блока 101,6 м, восточного – 42,3 м. Режим залежей упруговодонапорный. Нефти плотностью 0,872 и 0,855 г/см³, содержание смол 7,5 и 9,5%, парафина – 4,4 и 3,8%, серы – 0,4%. Выход светлых фракций 35‑41%. Газонасыщенность 97 и 105 м³/т, давление насыщения 12 МПа.

Сосновское месторождение нефти находится между Западно-Сосновским и Осташковичским месторождениями в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в межсолевых и подсолевых отложениях.

Залежь нефти в межсолевых отложениях сводовая, массивная размерами 3,0 х 1,5 км и высотой 60 м приурочена к своду антиклинали субширотного простирания в поднятом крыле Речицко-Вишанского разлома (рис. 98, 99). Продуктивная часть разреза в кровле межсолевых отложений представлена органогенными известняками и доломитами с трещинно-каверново-поровым типом коллектора и пористостью от 3,0 до 14,4%. Начальные дебиты нефти изменяются от 12 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 260 м³/сут на 12-миллиметровом штуцере. Режим залежи упруговодонапорный, близкий к упругому, ввиду незначительного влияния водонапорной системы. Начальное пластовое давление составляло 34‑35 МПа на глубине 2737 и, а температура – 66 ^оС на глубине 2750 м. Дегазированная нефть имеет средний удельный вес 0,850 г/см³, кинематическую вязкость от 12^.10^-6 до 19^.10^-6 м²/с при 20 ^оС. Нефть малосернистая (0,38%), парафинистая (4,4%), малосмолистая (8,7%), с небольшим содержанием асфальтенов (1,58%). Выход светлых фракций составляет 43‑45%. Газовый фактор достигает 133,8 м³/м³.

В подсолевых отложениях залежи нефти установлены в двух блоках в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах.

В западном блоке подсолевые залежи установлены в воронежском и семилукском, в восточном – в саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах. Залежи пластовые, тектонически экранированные (рис. 99, 100). Размер западной залежи 2,0 х 0,2‑0,6 км и высота 35 м, восточной ‑5 х 1 км и 150 м.

Воронежский горизонт сложен доломитами с трещинно-порово-каверновым типом коллектора и пористостью от 2,0 до 8,5%, а проницаемостью до 0,8^.10^-15 м². Эффективная нефтенасыщенная мощность колеблется от 2 до 16 м. Начальные дебиты изменялись от 19 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 254 м³/сут на 18-миллиметровом штуцере. Начальное пластовое давление составляло 36,6 МПа на глубине 3150 м., а температура – 72 ^оС. Нефть удельного веса 0,785 г/см³, кинематической вязкостью 1,5^. 10^-6‑5,3 ^. 10^-6 м²/с. Содержание серы не превышает 0,4%, парафина – 5,6%. Выход светлых фракций 58‑63%. Газовый фактор достигает 500 м³/т, давление насыщения – 25,2 МПа.

Семилукский горизонт представлен доломитами с коллекторами трещинно-порово-кавернового типа с пористостью от 2,0 до 8,8% и проницаемостью до 0,3^.10^-15 м². Эффективная нефтенасыщенная мощность 13,6‑18 м. Начальные дебиты по семилукской залежи при испытании изменялись от 44 м³/сут на штуцере диаметром 4 мм до 424 м³/сут на 12-миллиметровом штуцере. Начальное пластовое давление на глубине 3200 м составляло 39,1 МПа, а температура – 73‑78 ^оС. Нефть плотностью 0,795‑0,813 г/см³, кинематической вязкостью 1,9^.10^-6 –8,4^.10^-6 м²/с. Содержание серы ‑ до 0,20%, парафина – до 8,8%, смол – 10%, асфальтенов – 1,7‑2,2%. Газовый фактор достигает 500 м³/т, давление насыщения 26,8 МПа.

Саргаевский нефтеносный горизонт также сложен трещинно-порово-каверновыми доломитами. Эффективная нефтенасыщенная мощность саргаевского горизонта 7‑10 м. Начальные дебиты по саргаевской залежи в процессе испытания изменялись от 50 м³/сут на штуцере диаметром 4 мм до 120 м³/сут на 10-миллиметровом. Начальное пластовое давление в саргаевской залежи на глубине 3252 м составляло 39,3 МПа, температура –73 ^оС. Нефть удельного веса 0,838‑0,840 г/см³ и кинематической вязкостью 21^.10^-6‑51^.10^-6 м²/с. Содержание серы 0,19‑0,44%, парафина – 4,3‑8,2%, смол – 4,7‑9,9%, асфальтенов – 1,06‑1,95%. Выход светлых фракций составляет 44‑50%. Газовый фактор достигает 400 м³/т, давление насыщения 8,7 МПа.

Пожихарское месторождение нефти расположено к югу от Сосновского и содержит залежь нефти в межсолевом комплексе (см. рис. 98, 99). Залежь массивная, стратиграфически экранированная с юга зоной отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 6,5 х 0,5 км, высота 69 м. Коллекторы представлены трещинно-кавернозно-пористыми доломитами с открытой пористостью от 4 до 11%. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта 8‑18 м. Начальное пластовое давление в залежи на глубине 2790 м составляло 30,4 МПа, пластовая температура – 68 ^оС. Дебиты изменяются от 44 до 50 м³/сут на 4 и 6-миллиметровых штуцерах. Нефть средней плотности (0,875 г/см³), парафинистая (5,2‑8,1%), малосернистая (менее 0,5%), малосмолистая (11,2%), Выход легких фракций 40‑42%. Газонасыщенность 135,5 м³/т, давление насыщения 11,3 МПа.

Южно-Сосновское месторождение нефти расположено к югу от Пожихарского в опущенном южном крыле Речицко-Вишанского разлома (рис. 101, 102). Залежь в межсолевых отложениях сводовая, пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная и контролируется полуантиклиналью, примыкающей с юга к зоне отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 4,7 х 1,5 км, высота 700 м. Пласты-коллекторы представлены доломитами и доломитизированными известняками, кавернозными, пористыми и трещиноватыми. Среднее значение емкости по залежи 8,1%. Эффективная мощность продуктивной части разреза изменяется от 20 до 213 м. Залежь характеризуется высокими фильтрационными свойствами коллектора и высокими (до 590 м³/сут) дебитами. Как и для других месторождений южных опущенных крыльев Речицко-Вишанской зоны поднятий, для месторождения свойственно аномально высокое пластовое давление (50‑51 МПа на глубине 3500 м), что соответствует вертикальному градиенту 1,45. Нефти легкие (0,841‑0,878 г/см³), малосернистые (0,18‑0,45%), малосмолистые (2,5‑18,0%), парафинистые (3,1‑10,2%). Выход бензиновых фракций 36‑51%. Газонасыщенность нефтей составляет 68‑78 м³/м³, давление насыщения 12,0‑13,0 МПА.

Чкаловское месторождение нефти расположено в опущенном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий восточнее Южно-Сосновского и западнее Южно-Осташковичского месторождений. Залежь в межсолевых отложениях контролируется наклоненной на юг моноклиналью, экранированной с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, ограниченной по простиранию и разбитой на два блока поперечными сбросами (рис. 103, 104). Размеры залежи западного блока 3,0 х 0,5‑0,6 км, восточного – 4,5 х 0,25‑0,65 км, высота залежей – 283 и 260 м. Залежи пластово-массивные, тектонически экранированные. Нефтеносны вторичные доломиты задонского и елецкого горизонтов, развитые по органогенным известнякам. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Величина открытой емкости 5,9‑6,0%. Средняя нефтенасыщенность 75,6‑77%. Величина нефтенасыщенной мощности изменяется от 1,4 до 106 м. Начальные дебиты скважин составляли 0,5‑120 м³/сут. Начальное пластовое давление 58,1 МПа на отметке –4034 м, пластовая температура 92 ^оС. Режим залежей упруговодонапорный. Газонасыщенность нефти 124,5‑130,6 м³/т. Нефть легкая (0,846‑0,849 г/см³), малосернистая (0,12%), парафиновая (3,5%), малосмолистая (3,2‑3,5%), с невысоким содержанием асфальтенов (0,3%). Выход легких фракций 45‑46%.

Осташковичское месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в саргаевских, семилукских и воронежских отложениях, в межсолевом комплексе в задонско-елецких и петриковских отложениях и в верхнесоленосном комплексе в лебедянском горизонте.

Ловушкой в подсолевых отложениях является наклоненная на север под углом 7‑8^о моноклиналь, ограниченная на юге Речицким региональным, а на востоке и западе локальными субмеридиональными разломами. Размеры ловушки 12,5 х 2,5‑3,5 км. Залежи пластовые, тектонически экранированные, размер залежей 10,6 х 1,2‑1,5 км при высоте до 270 м. Коллекторами являются кавернозные и трещиноватые доломиты с открытой емкостью 5,9‑7,0%. Дебиты до 800 м³/сут на 25-миллиметровом штуцере. Нефти легкие (0,814‑0,844 г/см³), малосернистые (0,2‑0,4%), парафинистые (4,9‑9,17%), малосмолистые (3,7‑12,0%). Содержание легких фракций – 48‑61%. Начальное пластовое давление 36,8 МПа, газонасыщенность 98‑171 м³/м³, давление насыщения 18,0‑18,9 МПа.

Залежь нефти в задонско-елецких отложениях наиболее крупная в Припятском прогибе. Залежь контролируется брахиантиклиналью (рис. 105, 106), примыкающей с севера к зоне отсутствия межсолевых отложений. Залежь сводовая массивная с тектоно-стратиграфическим ограничением на юге. Размеры залежи 9,5 х 1,7‑3,3 км, высота 186 м. Нефтенасыщенная мощность 12‑162 м. Продуктивная толща сложена доломитами с прослоями доломитизированных известняков, преобладающий тип емкости порово-трещинно-каверновый. Открытая емкость коллекторов изменяется от 6 до 15,3% составляя в среднем 6,2‑8,6%. Начальные дебиты нефти 7‑430 м3/сут. Нефть плотностью 0,847‑0,907 г/см³ и вязкостью от 34^.10^-6 до 118^.10^-6 м²/с содержит 0,45‑0,9% серы, 3,4‑13,1% парафина, 10,0‑15,4% смол силикагелевых. Выход легких фракций 29‑45%. Газонасыщенность нефти 74‑95 м³/т, давление насыщения 9,5‑10,3 МПа.

В межсолевых петриковских отложениях установлено две литологически ограниченные залежи размерами 7,5 х 0,5‑1,5 км и высотой 100 м (восточная) и 2 х 1 км и высотой 100 м (западная). Нефтенасыщенная мощность 10 м, открытая пористость 6‑8%. Начальные дебиты скважин до 100 м³/сут. Нефть плотностью 0,883 г/см³.

Залежь нефти в ангидритовом горизонте галитовой субформации пластовая, литологически ограниченная и контролируется антиклинальной стуктурой внутрисолевого пласта. Размеры залежи 11,0 х 0,6‑3,2 км, высота 340 м. Коллекторами являются известняки и кавернозно-пористые доломиты эффективной мощностью от 2‑3 до 7‑8 м и открытой пористостью до 7%. Дебиты до 36 м³/сут. Нефть легкая (0,85‑0,88 г/см³), малосернистая (0,68%), парафинистая (3,8%), малосмолистая (11,6%).

Южно-Осташковичское месторождение нефти находится непосредственно к югу от Осташковичского в опущенном южном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий. Здесь открыта скважиной № 19 небольшая залежь в подсолевых отложениях в промежуточном блоке и скважиной № 18 залежь в межсолевых отложениях (см. рис. 105, 106).

Залежи в подсолевых отложениях пластовые, тектонически экранированные, размером 2,5 х 0,25‑0,75 км, высотой 110 м. Нефтенасыщенная мощность в воронежском горизонте – 8 м, в семилукском – 8,8 м, в саргаевском – 8 м, в ланском – 9 м, открытая пористость соответственно 3,7; 5,7; 5,0 и 12%. Дебит нефти 8 м³/сут.

Межсолевая залежь приурочена к полусводу субширотного простирания, примыкающему с юга к зоне отсутствия межсолевых отложений. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная. Размеры залежи 6,5 х 0,5‑1,3 км, высота 790 м. Коллекторами являются пористо-кавернозные доломиты с открытой емкостью от 5 до 22,4% (в среднем около 7%). Эффективная нефтенасыщенная мощность 25‑185 м. Высокие емкостоно-фильтрационные свойства обусловили высокие (до 1598 м³/сут) дебиты нефти. Начальные пластовые давления аномально высокие (53 МПа на отметке –3720 м). Нефти легкие (0,841‑0,855 г/см³), подвижные (вязкость 9^.10^-6‑27^.10^-6 м²/с), малосернистые (0.19‑0,45%), парафинистые (4,2‑11,%), малосмолистые (6,0‑11,1%). Выход легких фракций 33‑40%. Газонасыщенность 114 м³сут, давление насыщения 12,0‑12,4 МПа.

В боричевских слоях верхней соленосносной толщи установлена небольшая залежь нефти размерами 1,5 х 0,4 км и высотой 400 м. Нефтенасыщенная мощность ‑ 10 м, пористость ‑ 7%, дебит ‑ 5,16 м³/сут, плотность нефти ‑ 0,848 г/см³.

Западно-Тишковское месторождение нефти расположено в поднятом крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в межсолевом и верхнесоленосном комплексах.

Залежь нефти в межсолевом комплексе контролируется брахиантиклиналью субширотного простирания (рис. 107, 108), разбитой субмеридианальным сбросом на два блока. Залежи массивные сводовые, размеры западной залежи 2,0 х 0,7 км, восточной 2,3 х 1,3 км, высота залежей 140 и 120 м. Коллекторами являются трещиноватые известняки, пористые и кавернозные доломиты. Открытая пористость 3,75‑16,35%. Нефтенасыщенная мощность 2,8‑21,8 м. Дебит нефти 47,9 м³/сут на 9-миллиметровом штуцере. Режим залежи упруговодонапорный. Плотность нефти 0,810 в пластовых и 0,888 г/см³ в поверхностных условиях, газосодержание 46‑50 м³/т, выход легких фракций 24‑36%.

Внутрисолевая залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная (рис. 109) и контролируется брахиантиклиналью, примыкающей с севера к зоне выклинивания горизонта. Установлено две залежи: западная размером 1,3 х 1,1 км и восточная размером 6,0 х 0,5‑1,5 км. Суммарная нефтенасыщенная мощность изменяется от 2,2 до 26, 4 м. Режим работы залежи упругий. Коллекторами являются доломитизированные известняки. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Открытая емкость 2,15‑16,75. Нефть плотностью 0,903 г/см³, газосодержание 25‑41 м³/т, выход легких фракций 18‑36%.

Тишковское месторождение нефти содержит залежи в подсолевых отложениях воронежского, семилукского, саргаевского и ланского горизонтов в пределах трех моноклинальных блоков, ограниченных с юга субширотным Речицко-Вишанским региональным разломом амплитудой до 2 км и разделенных субмеридиональными локальными сбросами (рис. 110, 111). Залежи пластовые, тектонически экранированные.

Залежи в верхнем и нижнем пластах воронежского горизонта эффективной мощностью от 5,5 до 16, м установлены в центральном и восточном блоках. Коллекторами являются трещинно-поровые доломиты с открытой емкостью 6%. Высота залежей 158‑194 м. Дебиты нефти 132‑268 м³/сут.

Залежи семилукского горизонта установлены во всех трех блоках. Эффективная мощность продуктивных пород 12,4 м. Коллекторами являются доломиты. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Коэффициент открытой пористости 9,3%, проницаемости – 0,028^.10^-12 м². Высота залежей 196 м. Дебиты 298 м³/сут.

Дата добавления: 2015-08-29