Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность установлена в песчаниках бобриковского горизонта. Притоки нефти также получены из турнейских известняков при опробований пластоиспытателем в процессе бурения. По этим отложениям в бассейне числятся запася категории С₂. Возврат к этому объекту в скважинах исключен. По этой причине залежь нефти турнейского возраста в настоящей работе не рассматривается.

По результатам бурения трех скважин на площади, переинтерпретации сейсмических и промысловых геофизических данных уточнена модель, размеры и строение залежи бобриковском горизонте, в котором выявлены два (I и II) продуктивных пласта песчаника.

По данным структурных подразделений брахиантиклинальная складка по конфигурации и местоположению идентифицируется с сейсмическим поднятием в уточненной интерпритации тематической партии АООТ Волгограднефтегеофизика. Согласно новой модели поднятие несколько меньше по площади по отношению к ранее представляемому, особенно в северной части.

Скв2 – Центральная вскрыла II пласт бобриковского горизонта гипсометрически выше на 25,2м одноименного пласта в скв2 – Малышевской.

Столь резкий перепад отметок кровли пласта на коротком расстоянии между указанными скважинами может отожествляться с дизъюнктивным нарушением этой части площади субширотным малоаплитудным сбросом, выделение которого по сейсмическим данным находится за пределами возможности существующих методов сейсморазведки (ОГТ). Учитывая преимущественно глинистый разрез отложений в приразломной зоне, плоскость нарушения служит экраном пластовых флюидов возможных коллекторов, примыкающих к дизъюнктиву.

От свода складки в северном и южном направлении продуктивные пласты теряют в толщине. Малая толщина I пласта обуславливает его выклинивание и формирование линзы песчаного тела в районе скв15-A и 1-М.

II пласт песчаника замещается непроницаемыми разностями пород в южной части. На вероятность литологического замещения пород-колекторов указывают характер работы скв15-Ф, дренирующей южную часть залежи и добывающей за шесть лет эксплуатации 40,3 тыс.т безводной нефти. Неуклонное падение пластового давления (с 47,7 до 35Мпа, т.е. на 13Мпа) и отсутствие пластовой воды в продукции этой скважины указывает на преимущественно замкнутое строение ловушек и отсутствие дополнительной пластовой энергии в гидродинамической системе за счет напорных вод.

Залежи нефти I пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литологического типа. Размеры залежи 1,75 х 1,0км, площадь нефтеносности 1444тыс.м²; средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина 1,07м; объем нефтенасыщенных пород 1545тыс.м³. Залежи нефти II пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литолого-тектонического типа. Размкры залежи II пласта 2,9 х 1,6км; площадь нефтеносности 3916тыс.м²; средневзвешенная по площади нефтенасыщеная толщина 2,18м; объем нефтенасыщенных пород 8526тыс.м³. Глинистый раздел толщиной 3,5-5м между I и II пластами исключает гидродинамическую связь между ними.

Нефтеносность I пласта установлена в скв15-Ф и скв2-М. В скв2-М этот пласт-коллектор отсутствует. Нефтеносность II пласта установлена во всех трех скважинах месторождения. III пласт водонасыщен.

В III пласте ВНК отсутствует. Вся литологическая ограниченная со всех сторон ловушка заполнена нефтью. Во II пласте ВНК скважинами не пересечен.

Водонасыщенная часть пласта не установлена. Условный уровень подсчета запасов принят на отметке -4181м по гипсометрически наиболее низкой отметке точке пересчета скв15-Ф подошвы пласта. Данная точка пересечения охвачена интервалом перфорации 4217-4227м (-4173,3-4183,4)м, из которого получен промышленный приток нефти.

Дата добавления: 2015-07-20