Геология, поиски и разведка залежей нефти в беларуси 7 страница

Залежи саргаевского горизонта установлены в центральном и восточном блоках. Коллекторами являются трещинно-каверновые доломиты общей нефтенасыщенной мощностью 9,8‑12,0 м. Высота залежей 96 и 101 м, дебиты 120‑132 м³/сут.

Залежь в ланском горизонте установлена в центральном блоке. Коллекторами являются песчаники с открытой пористостью 9,3% и проницаемостью 0,05^.10^-12 м². Общая нефтенасыщенная толшщина 9,8 м, высота залежи 106 м. Приток нефти составлял 30 м³/сут.

Нефти подсолевого комплекса легкие (0,820‑0,836 г/см³), малосмолистые (2,7‑4,86%), парафинистые (2,86‑8,88%), малосернистые (0,10‑0,33%), с невысоким содержанием асфальтенов (0,12‑0,81%). Выход легких фракций 40‑60%. Газовый фактор 133‑283 м³/т. Давление насыщения 14,7‑28,6 МПа. Пластовая температура 78‑82 ^оС, температура застывания 3‑14 ^оС.

Южнее восточного блока Тишковского месторождения был получен промышленный приток нефти (48 м³/сут на 2-миллиметровом штуцере) из отложений верхнего протерозоя‑витебского горизонта среднего девона в пределах промежуточного Рассветовского блока.

Южно-Тишковское месторождение нефти выявлено в пределах опущенного крыла зоны поднятий, где установлены залежи в межсолевых отложениях в пределах трех блоков моноклинально воздымающихся на север к зоне их отсутствия (рис. 112, 113). Залежи массивные, тектонически и литолого-стратиграфически экранированные, с водонефтяным контактом на отметках –3720, -3908 и –4239 м. Суммарная нефтенасыщенная мощность 31‑54 м. Коллекторами нефти являются пористые и кавернозные доломиты с открытой пористостью 7,5‑8,1%. Начальные пластовые давления аномально высокие (48,9‑67,7 МПа). Режим залежей упруговодонапорный. Нефть легкая (0,804‑0,858 г/см³), малосернистая (0,02‑0,13%), малосмолистая (до 5,76%), содержание парафина 3‑4%, асфальтенов – 0,10‑0,85%. Выход светлых фракций 69,5%. Газонасыщенность от 117 до 454 м³/т, давление насыщения 14,07‑30,10 МПа.

Речицкое месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанского регионального разлома и содержит залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях.

Залежи в подсолевых ланских, семилукских и воронежских отложениях пластовые тектонически экранированные с юга по разлому верхнесоленосными отложениями (рис. 114, 115).

Размеры ланской залежи 6,7 х 1,5 км, высота 150 м. Пласт-коллектор сложен песчаниками и алевролитами эффективной мощностью 1,2‑15,8 м (средневзвешенная нефтенасыщенная мощность 6 м) с пористостью 14,9‑18,6%. Дебит нефти 42 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере. Плотность пластовой нефти 0,730 г/см³, дегазированной – 0,846 г/см³, газовый фактор 97,2 м³/т, давление насыщения 10,9 МПа. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая. Режим залежи упруговодонапорный, близкий к замкнутому, со слабой активностью законтурной области.

Семилукская залежь самая крупная в подсолевом комплексе Припятского прогиба и имеет размеры 16,2 х 3,2 км, высоту 430 м и средневзвешенную нефтенасыщенную мощность 16,5 м. Коллектор представлен доломитами, реже известняками, и относится к трещинно-каверново-поровому типу со средней открытой емкостью по залежи 6,5% и средней проницаемостью 317^.10^-15 м². Дебит нефти изменяется от 12 до 582 т/сут. Плотность пластовой нефти 0,741 г/см³, дегазированной – 0,851 г/см³, газонасыщенность 114 м³/т, давление насыщения 9,8 МПа. Нефть малосернистая, смолистая, высокопарафинистая.

В воронежском горизонте выявлено два нефтеносных пласта соответственно в нижней и верхней пачках. Залежь размером 16 х3,5 км и высотой 485 м. Породами-коллекторами являются доломиты и известняки трещинно-каверново-порового типа со средней величиной открытой емкости по залежи 6% и нефтенасыщенной мощностью 1,0‑18,8 м.

В межсолевом комплексе разведаны две промышленные залежи.

Залежь в задонском горизонте (VIII и IX пачки) пластовая стратиграфически экранированная с юга зоной отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 11, х 0,6‑2,3 км и высота 200 м. Нефтевмещающие породы эффективной мощностью от 1,2 до 46,4 м представлены доломитизированными известняками с пористостью 7,9%.

Залежь в елецких отложениях (IV литологическая пачка) имеет размеры 13,0 х 2,7 км и высоту 360 м. Горизонт сложен каверново-пористыми известняками с пористостью 6% и нефтенасыщенной мощностью от 1,2 до 18,2 м. Дебиты до 323 т/сут.

Плотность сепарированной нефти в межсолевых залежах 0,871 г/см³, давление насыщения 5,1‑5,8 МПа, газонасыщенность 42,6‑48 м³/т. Нефть малосернистая, парафинистая, смолистая.

Небольшие залежи нефти в межсолевом комплексе имеются в петриковском горизонте и в подсолевом комплексе в породах фундамента, венда и основания среднего девона.

Днепровское месторождение нефти расположено восточнее Речицкого в поднятом крыле Речицко-Вишанского разлома и содержит пластовые, тектонически экранированные с юга сбросом большой амплитуды залежи нефти в воронежском и семилукском горизонтах. Размеры залежей 2,2 х 0,1‑0,3 км и 7,0 х 0,3‑1,0 км, высота залежей 50 и 258 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 13 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 4,8 и 5,4%.

Красносельское нефтегазоконденсатное месторождение с двумя залежами в межсолевых отложениях контролируется полусводом размером 8,0 х 1,5 км, расположенном в опущенном крыле Речицко-Вишанского разлома. Полусвод примыкает с юга к разлому и разбит на блоки серией субширотных и субмеридиональных разломов (рис. 116, 117).

Нижнезадонская залежь пластовая, тектонически экранированная. Коллекторами являются биогермные известняки трещинно-порово-каверновые с пористостью 6,7‑7%, нефтенасыщенностью 65,8‑84,4%, проницаемостью 0,010^.10^-12 м² и нефтенасыщенной мощностью от 12 до 22,4 м. Режим залежи упруговодонапорный. Газовый фактор нефтяной части залежи 20,7 м³/т, газоконденсатной –679 м ³/т. Пластовая температура 83 ^оС. Водонефтяной контакт залегает на отметке –2870 м, газонефтяной контакт для газоконденсатной части залежи находится на отметке –2847 м. Начальное пластовое давление 42 МПа. Получены притоки нефти (5 м³/сут) и газа с конденсатом (5м³/сут). Нефть легкая (0,833 г/см³), парафинистая (8,88%), малосмолистая (2,75%), малосернистая (0,24%), маловязкая (1,54^.10^-3 Па^.с). Температура застывания нефти 16 ^оС, выход светлых фракций 86,6%.

Верхнезадонско-елецкая залежь пластовая литологически и тектонически экранированная. Породами-коллекторами являются доломиты биогермного происхождения с пористостью от 3,7 до 9,9%, нефтенасыіенностью от 50,3 до 93,2%, проницаемостью до 0,040^.10^-12 м². Начальное пластовое давление нефтяной залежи 43,8 МПа, газоконденсатной – 39,6 МПа. Пластовая температура 93 ^оС, газовый фактор 1425 м³/т. Были получены притоки нефти и конденсата дебитами от 4,77 до 101 м³/сут. Режим залежи упруговодонапорный. Водонефтяной контакт принят на отметке –3333 м, газонефтяной контакт для газоконденсатной залежи – на отметке –3282 м. Нефть очень легкая (0,715‑0,777 г/см³ в газокноденсатной и 0,830 г/см³ в нефтяной части), парафинистая (4,05%), малосмолистая (2,55%), малосернистая (0,065%), маловязкая (0,58^.10^-3 Па^.с). Температура застывания нефти 9 ^о С, выход легких фракций ‑ до 87%.

В восточной части месторождения была установлена нефтеносность петриковского горизонта.

Ветхинское месторождение нефти находится к югу от Красносельскогои содержит залежи нефти в подсолевых воронежском, семилукском и ланском горизонтах. Залежи пластовые,тектонически экранированные по дугообразному сбросу. Глубина залегания залежей от 3640 до 3840 м, размеры залежей небольшие (0,6 х 0,2‑0,3 км), высота 100, 65 и 50 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 15, 9 и 9 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 5,3%, терригенных –14,4%.

Залежь в межсолевых елецких отложениях сводовая пластовая, литологически экранированная. Залежь мелкая (0,5 х 0,5 км), с невысоким (16 м) этажем нефтеносности и нефтенасыщенной мощностью 15 м.

Левашевское месторождение нефти расположено севернее Днепровского месторождения и содержит две пластовые сводовые литологически и стратиграфически экранированные залежи нефти в межсолевых отложениях с упругим и упруговодонапорным режимом со слабой активностью законтурных вод.

Нижняя залежь размером 2,6 х 1,1 км и высотой 32 м установлена в играевских слоях задонского горизонта. Приток нефти составил 4,2 м³/сут. Коллекторами служат трещиноватые известняки нефтенасыщенной мощностью 6‑32 м.

Верхняя залежь в вишанских слоях задонского горизонта имеет размеры 2,9 х1,8 км м высоту 62 м. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые известняки суммарной нефтенасыщенной мощностью от 20,6, до 26 м, средневзвешенной пористостью 7,7% и проницаемостью – 0,040^.10^-12 м². Притоки нефти составили 52,8 и 86,4 м³/сут. Нефти легкие (0,832‑0,849 г/см³) с выходом светлых фракций 40,8‑49,6%.

Червонослободская зона нефтенакопления расположена на западе южной поднятой части Червонослободско-Малодушинской ступени в поднятом северном крыле Чевонослободско-Малодушинского регионального разлома и в пределах Червонослободской зоны поднятий. Она включает Октябрьское, Северо-Чистолужское, Северо-Домановичское и Казанское нефтяные месторождения.

Октябрьское месторождение нефти содержит залежи в подсолевом и межсолевом комплексах (рис. 118, 119, 120).

В подсолевом комплексе разведана залежь нефти в ланском горизонте и выявлены мелкие залежи в семилукском и воронежском горизонтах. Залежь в ланском горизонте размером 2,6 х 0,25 км и высотой 25 м пластовая, тектонически экранированная с юга Червонослободско-Малодушинским, а с запада и востока оперяющими субмеридиональными разломами. Коллектором является песчаник мощностью 7,2‑10,2 м со средневзвешенной пористостью 17,5%. Притоки нефти 0,5‑3,5 м³/сут. Нефть тяжелая (0,929‑0,966 г/см³) и вязкая, с повышенным содержанием серы (1,90‑2,99%), асфальтенов (4,34‑8,70%), парафина (0,8‑3,75), смол силикагелевых (31‑50%). Температура застывания нефти 14‑24 ^оС.

Залежь в межсолевых отложениях пластово-массивная сводовая, тектонически экранированнная. Размер залежи 2,5 х 0,2‑0,9 км. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые доломиты с емкостью от 1,7 до 17,7% (в среднем 5,35%). Притоки нефти составили 6,4‑11 м³/сут. Нефть повышенной плотности (0,945‑0,965 г/см³), вязкая (200^.10^-6‑272^.10^-6 м²/с). Содержание серы составляет 2,7‑4,7%, асфальтенов –6,0‑17,8%, парафина – 0,9‑3,85, смол силикагелевых – 28,5‑54,1%. Температура застывания изменяется от 14 до 23 ^оС.

Северо-Чистолужское нефтяное месторождение расположено к востоку от Октябрьского в северном поднятом крыле Червонослободско-Малодушинского разлома и содержит залежи нефти в межсолевых задонских и верхнесоленосных лебедянских отложениях.

Залежь в задонском горизонте пластовая, тектонически экранированная. Размер залежи 5,0 х 0,4‑0,7 км, высота залежи 120 м. Глубина залегания горизонта 2070 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 23 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 6,3%.

Залежь в лебедянском горизонте пластовая тектонически и литологически экранированная. Размер залежи 7,0 х 2,5 км, высота 270 м. Глубина залегания горизонта 1930 м, нефтенасыщенная мощность 13 м. Открытая пористость коллекторов ‑ 7%.

Северо-Домановичское месторождение нефти расположено к востоку от Северо-Чистолужского и содержит залежи нефти в межсолевом и верхнесоленосном комплексах (рис. 121, 122, 123).

Залежь в задонских межсолевых отложениях пластовая тектонически экранированная на юге зоной отсутствия межсолевых отложений, на западе и востоке – разрывными нарушениями. Пласты-коллекторы нефтенасыщенной мощностью от 3‑6 до 31 м сложены каверново-пористыми и трещиноватыми доломитами и известняками с пористостью 5‑11,6% (в среднем 6,7%). Притоки нефти составляли до 19 м³/сут на 6-миллиметровом штуцере. Нефть легкая, (0,856‑879 г/см³) малосернистая (0,51%), смолистая (11,1%), высокопарафинистая (6,4%). Выход легких фракций ‑ 45%.

Залежь нефти в лебедянском горизонте верхнесоленосного комплекса связана с сульфатно-карбонатной пачкой пород в нижней части галитовой субформации. Залежь размером 6,0 х 1,5 км линзовидно-пластовая и литологически экранированная с юга зоной выклинивания горизонта. Коллектором являются известняки доломитизированные и брекчиевидные с открытой пористостью 5‑10,5% (в среднем 6,5%). Нефтенасыщенная мощность пластов-коллекторов изменятся от 1,4 до 45,6 м. Залежь характеризуется аномально‑высокими пластовыми давлениями, составляющими 33.6‑36,6 МПа на глубине 2190‑2200 м. Нефть тяжелая ((0,956‑0,997 г/см³), сернистая (0,8%), парафинистая (4,15), высокосмолистая ((24,2%). Выход легких фракций 43%. Газонасыщенность не более 10,2 м³/т.

На площади был получен также небольшой (0,88 м³/сут) непромышленный приток нефти из подсолевых карбонатных отложений семилукского горизонта.

Казанское месторождение нефти в залежью в подсолевых воронежских отложениях установлено к востоку от Северо-Домановичского месторождения. Залежь пластовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 2,0 х 0,3‑0,5 км, высота 100 м. Нефтенасыщенная мощность 21 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 5,3%.

Руднинско-Малодушинская зона нефтенакопления расположена в восточной части Червонослободско-Малодушинской ступени и включает Северо-Притокское, Золотухинское, Западно-Малодушинское, Старо-Малодушинское, Малодушинское, Барсуковское и Надвинское месторождения нефти.

Северо-Притокское месторождение нефти содержит пластовые тектонически экранированные залежи в семилукских и воронежских отложениях в пределах моноклинально погружающегося на северо-восток блока, ограниченного с юго-запада дугообразно изогнутым сбросом амплитудой 50-80 м и разбитого на блоки субмеридиональными сбросами (рис. 124, 125). В пределах трех блоков установлены небольшие (2,5 х 0,5 и 1,5 х 0,5 км) залежи нефти. Нефтеносны трещиноватые и пористо-кавернозные доломиты со средней пористостью 6,3% в семилукском и 2,5‑3,1% в воронежском горизонтах и нефтенасыщенной мощностью 8,5‑9,5 м и 5,6‑8,2 м. Дебиты нефти составляли до 115 м³/сут на 6-миллиметровом щтуцере из семилукского и до 20 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере из воронежского горизонта. Режим залежей упруговодонапорный. Пластовое давление составляет 45‑48 МПа на глубинах 4200‑4300 м, а пластовая температура – 88 ^о С. Нефти семилукского и воронежского горизонтов легкие (0,860 3и 0,850 г/см), малосернистые (0,37 и 0,22%), парафинистые (4,8 и 5,1%), смолистые (5,2‑6,7 и 5,4%). Температура застывания 17 и 9 ^оС, выход легких фракций 42,7 и 47%. Газонасыщенность 63,9 и 67,7‑76,9 м³/т.

Северо-Новинское месторождение нефти расположено между Северо-Притокским и Золотухинским месторождениями, содержит пластовые тектонически экранированные залежи нефти в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах и контролируется блоком с северным наклоном отложений, ограниченном сбросами с юго-запада, северо-запада и юго-востока. Размеры залежей ‑ 2,5 х 0,1‑0,5 км, высота ‑ 72, 62, и 94 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 8, 13 и 28 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 4‑7%.

Золотухинское месторождение нефти расположено в западной части Малодушинской зоны поднятий и содержит сводовую массивную, литологически и стратиграфически экранированную залежь в межсолевых задонских, елецких и петриковских отложениях в пределах антиклинали размером 10,0 х 05‑1,0 км и высотой 400 м по изогипсе –2400 м, которая ограничена на юго-востоке зоной отсутствия межсолевых отложений (рис. 126, 127). Межсолевая толща представлена тонким переслаиванием мергелей, известняков, доломитов, глин и аргиллитов и коллектора с емкостью около 0,5% относятся к трещинному типу. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 60 до 280 м. Нефть легкая (0,869‑0,893 г/см³), малосернистая (0,42%), высокосмолистая (до 18,3%), парафинистая (4,6%). Выход легких фракций ‑32%. Дебиты после ввода в эксплуатацию достигали 1025 м³/сут. Начальное пластовое давление на глубине 1980 м составляло 32,9 МПа.

В подсолевых отложениях разведаны пластовые тектонически экранированные залежи нефти в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах размерами 8,5 х 1,1 км, 7,5 х 1,0 км и 6,0 х 0,7 км, высотой 200, 150 и 90 м с едиными водонефтяным контактом на отметке –3441 м. Продуктивны трещинно-каверново-поровые известняки и доломиты со средней открытой пористостью 7,3; 10,8; 6,3% и эффективной нефтенасыщенной мощностью 20; 20 и 10 м. При испытании семилукского и воронежского горизонтов были получены фонтаные притоки нефти дебитом 192 и 216 м³/сут на 8 и 10-миллиметровом штуцерах. Нефть легкая (0,872‑0,878 г/см³), малосернистая ((0,41%), смолистая (8,1%), парафинистая (4,6%). Начальное пластовое давление на глубине 3700 м составило 37,2 МПа.

Ведричское месторождение нефти расположено к востоку от Золотухинского в поднятом северном крыле Червонослободско-Малодушинского регионального разлома и содержит небольшую (2,6 х 1,1 км) пластовую, тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте. Залежь контролируется моноклинально погружающимся на север блоком, ограниченным с юга региональным, а по простиранию локальными разломами. Высота залежи 220 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 7,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 8,6%.

Малодушинское месторождение нефти с залежами в семилукском горизонте подсолевого карбонатного комплекса расположено в средней части Малодушинской зоны поднятий и включает Западно-Малодушинское, Старо-Малодушинское и собственно Малодушинское месторождения (рис. 128, 129. Залежи контролируются блоками, наклоненными к северо-востоку под углом 18^о, вершины которых на юге примыкают к разлому амплитудой 400‑500 м. Ловушки образованы изгибами разлома. Размеры структур: Малодушинской – 9,25 х 1,25 км, Старомалодушинской – 2,2 х 0,7 км, Западно-Малодушинской – 3,2 х0,5 км. Высоты залежей 350, 230 и 110 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Толщина продуктивного горизонта 25‑30 м, средняя нефтенасыщенная мощность изменяется от 12 до 17 м. Продуктивны трещинно-каверново-поровые доломиты со средневзвешенной емкостью от 8, 5 до 12%. Дебиты составляют 32‑550 м³/сут. Начальное пластовое давление 34,6‑44,1 МПа. Режим залежей упруговодонапорный. На Малодушинском месторождении нефтеносны также воронежские отложения. Нефть легкая (0,802‑0,860 г/см³), малосернистая (0,07‑0,50%), парафинистая (5,43‑6,40%), содержание смол и асфальтенов колеблется от 1,50 до 11,90%. Газосодержание ‑ от 80 до 364 м³/т. Выход светлых фракций ‑ 44‑65%.

Северо-Малодушинское нефтяное месторождение расположено к северу от Малодушинского на погружении ступени и контролирется моноклинально погружающимся на север блоком, ограниченным малоамплитудными разломами с юга, запада и востока. Залежь в воронежском горизонте пластовая, тектонически экранированная, размер залежи 2,7 х 0,3‑0,4 км, высота 200 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 22 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 3,8%.

Барсуковское месторождение нефти расположено в восточной части Малодушинской зоны поднятий и содержит залежи нефти в ланском, саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах подсолевых терригенного и карбонатного комплексов и в межсолевом комплексе.

Залежи нефти в подсолевом комплексе пластовые, тектонически экранированные и контролируются блоком, моноклинально погружающимся на север под углом 20‑25^о и ограниченным с юга разломом амплитудой 300‑400 м, а с запада и востока сбросами амплитудой 100‑150 м (рис. 130, 131).

Продуктивные отложения ланского горизонта сложены песчаниками с прослоями алевролитов с нефтенасыщенной мощностью от 4,8 до 18, 8 м (в среднем 8,48 м), пористостью 9,6‑17,5% (в среднем 13,8%), проницаемостью 0,015^.10^-12м² и средней нефтенасыщенностью 87,2%. Начальные дебиты колебались от 26 до 53 т/сут.

В саргаевском горизонте нефтеносны доломиты трещинно-каверново-поровые с нефтенасыщенной мощностью от 1,2 до 17, 2 м (в средняем 5 м), пористостью от 5,1 до 10,8% (в среднем 7%), проницаемостью 0,004^.10^-12 м² и нефтенасыщенностью 80%. Размеры залежи 2,4 х 0,9‑1,9 км, высота 700 м. Дебит 16 т/сут. Режим залежи упруговодонапорный.

Семилукская залежь наиболее крупная (размеры 5,5 х 2,5 км) и с большим (1010 м) этажом нефтеносности. Коллекторами служат трещинно-порово-кавернозные доломиты с открытой пористостью от 5,3 до 13,8% (в среднем 9,2%), нефтенасыщенностью 85% и проницаемостью 0,080^.10^-12 м². Нефтенасыщенная мощность изменяется от 8,4 до 24 м (средняя мощность 16 м). Водонефтяной контакт залегает на отметке –3714 м. Начальный среднесуточный дебит нефти составил 169 т/сут при начальном пластовом давлении 43,8 МПа.

Коллекторы в воронежском горизонте представлены каверново-трещинными известняками с емкостью от 4,5 до 10,4% (в среднем 7,4%) в верхней и от 4% до 15% (в среднем 7%) в нижней части горизонта. Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0,8 до 14,8 м (средняя 3,4 м) в верхней и от 0,8 до 11 м (средняя 3,86 м) в нижней части горизонта. Коллекторы не выдержаны по площади и залежь пластовая, стратиграфичеси и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0 х 1,2‑2,5 км, высота около 1000 м. Режим залежи упруговодонапорный. Среднесуточный дебит скважин достигал 128 т/сут, начальное пластовое давление – 47,6 МПа при отметке водонефтяного контакта –3714 м.

В межсолевом комплексе залежь сводовая, массивная, литологически ограниченная. Коллектор представлен тонким чередованием карбонатных пород, мергелей и глин и является трещинным. Размеры залежи 1,0 х 0,6 км. Приток нефти достигал 45 м³/сут при начальном пластовом давлении 38,8 МПа при положении водонефтяного контакта на отметке –2910 м.

Нефти Барсуковского месторождения легкие (0,818‑0,840 г/см³), малосернистые (0,10‑0,36%), парафинистые (4,20‑11,97%). Выход легких фракций ‑ 44,9‑52,4%. Газосодержание ‑ 126,7‑268,9 м³/т. Пластовая температура 81‑84 ^оС, температура застывания ‑ 13‑18 ^о С.

Надвинское месторождение нефти расположено на востоке Малодушинской зоны поднятий и по подсолевым отложениям представляет собой наклоненную на север моноклиналь, ограниченную с юга сбросом большой амплитуды и разбитую на блоки оперяющими сбросами меньшей амплитуды (рис. 132, 133). Промышленные залежи нефти установлены в двух блоках в ланском и семилукском горизонтах. Залежи пластовые, тектонически ограниченные, связь залежей с законтурной зоной отсутствует. Режим залежей упругозамкнутый. Начальные дебиты нефти 1‑13 т/сут. Нефти легкие (0,840‑0,866 г/см³), выход леких фракций 34‑51%, газосодержание 28,6‑76 м³/т.

Северо-Надвинское нефтяное месторождение расположено к северу от Надвинского и содержит небольшую пластовую, тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте размером 1,7 х 0,6 км и высотой 100 м. Глубина залегания залежи 3210 м. Залежь приурочена к моноклинально погружающемуся на север блоку, ограниченному с юга дугообразно изогнутым разломом. Нефтенасыщенная мощность горизонта 7,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 8,6%.

Летешинское нефтяное месторождение расположено южнее Надвинского и содержит небольшие (0,4 х 0,5 и 0,5 х 0,5 км) пластовые тектонически экранированные залежи в семилукском и ланском горизонтах в пределах небольшого блока, ограниченного сбросами со всех сторон. Высота залежей 115 м, глубина залегания 2800 и 2900 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 19 и 22 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 5,7%, терригенных – 12%.

Комаровичско‑Савичская зона нефтенакопления расположена в Южном нефтеносном районе в пределах Внутреннего грабена и приурочена к Заречинско-Савичской зоне поднятий Заречинско-Великоборской ступени. В ее пределах открыто Комаровичское месторождение нефти.

Комаровичское месторождение нефти содержит небольшую залежь в семилукском горизонте. Залежь пластовая, тектонически экранированная и приурочена к блоку с северным падением отложений, ограниченному с юга, запада и востока малоамплитудными (25‑50 м) сбросами (рис. 134, 135). Размеры залежи 2,3 х 0,4 км, высота 50 м. Нефтеносны неравномерно пористые и трещиноватые доломиты с открытой пористостью 8,8% и нефтенасыщенной мощностью 7,8 м. Дебит нефти изменялся от 90 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 170 м³/сут на 8-миллиметровом штуцере. Нефть тяжелая (0,930‑0,948 г/см³), содержание серы 0,8‑1,22%, асфальтенов – 12,5‑16,89%, смол силикагелевых – 13,4‑15,3%, содержание легких фракций – до 35%.. Газовый фактор составляет 22 м³/т.

Дата добавления: 2015-08-29