Верхнедевонско-турнейский НГК
Пласт Фр
А) ВНК принят отметке минус 1699 м. Залежь массивного типа. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,0х0,5 км, нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м.
Б) Расчленённость -3. ФЕС принимают по аналогии с вышележащим пластом Фм.
Пласт Фм
А) ВНК фаменской залежи принят отметке минус 1699 м по результатам опробования скв. №38, 39, 40. Тип залежи пластовая сводовая, литологически ограниченная, тип коллектора карбонатный. Размеры в пределах контура нефтеносности 5,8 х 5,8 км. Общая толщина пласта в пределах аналогов по пробуренным скважинам изменяется от 57,2 до 206,9 м, составляя в среднем 122,9 м. Эффективная толщина достигает 45,6 м, нефтенасыщенная толщина - 0,6-39,9 м, средневзвешенное по площади значение равно 15,4 м.
Б) Пористость и проницаемость в нефтенасыщенной части колеблется в пределах 5,9-24,0%, проницаемость 1,03-1245*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 57,1-95,4; средние – 11,9%, 103*10-3мкм2 и 81,4. Гидропроводность по воде удаленной зоны пласта составляет 0,5 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,37. Расчлененность – 25,5.
В) Величина давления насыщения 11,04 МПа, пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 29̊C.
Пласт Т1
А) Пласт Т1 имеет ограниченное распространение, он залегает в виде кольца, обрамляя со всех сторон разрушенную фаменско-франскую постройку, замещаясь плотными породами в восточной части. ВНК принят на отметке минус 1699 м. Тип залежи - пластовая сводовая стратиграфически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,0х0,8 км. Общая толщина пласта по пробуренным скважинам изменяется от 29,8 до 46,0 м, составляя в среднем 36 м. Эффективная толщина равна 9,8-26,1 м при среднем значении 18,1 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 22,0 м, средневзвешенная по площади – 8,8 м.
Б) Гидропроводность равна 9,4 мкм2*см/(мПа*с). ФЕС принимают по аналогии с нижележащим пластом Фм. Кпесч – 0,5. Расчленённость – 12,5.
В) Пластовое давление 17,56 МПа, пластовая температура 27,5̊С, давление насыщения 11,15 МПа, газосодержание 142,0 м3/т.
Пласты Фр, Фм, Т1 представлены на схематично геологическом профиле. (Прил.4.1)
Окско-башкирский НГК
Пласт Ок
А) Пласт залегает в верхней части окского надгоризонта и сложен известняками и доломитами. Покрышкой залежи является 25-метровая толща плотных глинистых известняков верхней части окского надгоризонта. ВНК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 1475 м, по результатам опробования скв.№ 48. Тип залежи – пластовая сводовая литологически ограниченная. Размеры залежи 4,8х3,8 км. Пласт развит на всей территории месторождения, его общая толщина равна 28–35,5 м при среднем значении 32 м. Эффективная толщина изменяется от 0,5 до 11,2 м, средняя эффективная толщина пласта 5,1 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,5-11,2 м, средневзвешенное значение-3,0 м.
Б) Пористость составляет 12,9%, проницаемость 4,94*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 63,5. Гидропроводность удаленной зоны пласта равна 0,59 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,16. Расчленённость 5,2.
В) Пластовое давление 17 МПа, пластовая температура 23̊С, давление насыщения 12,71 МПа, газосодержание 83,3 м3/т.
Пласт Срп
А) Пласт залегает в верхней части серпуховского яруса, сложен известняками и доломитами. Залежь нефти с ВНК минус 1286 м выделяется в районе скв. № 47 по результатам её опробования. Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 0,5х0,4 км. Общая толщина пласта составляет 15,1 м. Эффективная толщина составляет 4,4 м. Нефтенасыщенная толщина 4,4 м, средневзвешенное значение - 2,9 м,
Б) Коллекторские свойства невысокие, пористость 9,4– 11,6%, проницаемость 1,99–9,68*10-3 мкм2, расчетная нефтенасыщенность 57,1– 69,6 средние по трем определениям – 10,5%, 5,1*10-3мкм2 и 63. Гидропроводность удаленной зоны пласта равна 23,4 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,29. Расчленённость – 4.
В) Пластовое давление 15,5 МПа, пластовая температура 25̊С, давление насыщения 13,58 МПа, газосодержание 53,8 м3/т.
Пласт Бш3
А) Пласт приурочен к отложениям прикамского горизонта, залегающего на размытой поверхности серпуховского яруса. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1282 м. Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 4,6х2,8 км. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 23,2 м, составляя в среднем 13,6 м. Эффективная толщина пласта – 2,3-10,4 м при среднем значении – 5,3 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется по территории от 0,8 до 8,4 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина - 4,2 м.
Б) Пористость коллекторов в нефтенасыщенной части 8,5–24,6%, проницаемость 1,46-1122*10-3 мкм2, расчетная нефтенасыщенность – 41,0–89,4 средние – 19,3%, 204*10-3 мкм2 и 76,1. Кпесч – 0,39. Расчленённость - 5,6.
В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.
Пласт Бш2
А)Пласт приурочен к отложениям черемшанского горизонта, сложенного известняками и доломитами с подчинённым значением известняковых конгломератов и гравелитов, мергелей и аргиллитов. Опробование пласта Бш2 проводилось совместно с пластами Бш1 и Бш3. Отдельно пласт Бш2 не испытывался, при опробовании его совместно с пластом Бш1 низшая отметка получения безводной нефти минус 1278,6 м зафиксирована в скв. № 515, на основании чего ВНК пласта Бш2 принят на абсолютной отметке минус 1279 м. Залежь нефти пластовая сводовая литологически ограниченная в центре залежи и на северо-востоке, её размеры 4,8х3,2 км. Пласт развит на всей территории месторождения, его толщина в пределах аналогов 5,7-17,4 м, среднее значение – 8,8 м. Эффективная толщина составляет 0,5-6,2 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,5-6,2 м, средневзвешенное значение - 2,2 м.
Б) Пористость 8,8–23,4%, проницаемость 1,05-263*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 48,6–84,9 средние для нефтенасыщенной части пласта – 15,0%, 68,1*10-3мкм2 и 75. Кпесч – 0,44. Расчленённость - 3,9.
В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.
Пласт Бш1
А) Пласт Бш1 залегает в нижней части мелекесского горизонта, сложенного известняками шельфового мелководья, переслаивающихся с сильно глинистыми известняками. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1279 м по результатам испытания и ГИС скважин № 44 и 45. Залежь нефти пластовая сводовая, её размеры 5,0х3,8 км. Пласт развит на всей территории месторождения, его толщина в пределах аналогов равна 5,6-13,3 м при среднем значении 9,3 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 4,9 м, средняя эффективная толщина пласта - 3,0 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,4-4,9 м, средневзвешенная - 2,8 м.
Б) Пористость нефтяных коллекторов 8,8–22,5%, проницаемость 0,97-227*10-3мкм2, расчетная нефтенасыщенность 43,7–84,4 средние значения для пласта 15,7%, 43,6*10-3мкм2 и 68,7. Гидропроводность по воде удаленной зоны пласта составляет 0,23 мкм2*см/(мПа*с). Кпесч – 0,322. Расчленённость – 3,3.
В) Пластовое давление11,86 МПа, пластовая температура 22̊С, давление насыщения 11,65 МПа, газосодержание 49,7 м3/т.
Верхнекамменноугольно-нижнепермский НГК
Пласт См
А) Залежь нефти выделяется в юго-западной части структуры в районе скв.№48. Флюидоупором для сакмарской залежи служат трансгрессивные глинистые и окремнённые известняки артинского яруса. ВНК принят на абсолютной отметке минус 736 м по результатам опробования в колонне скв.№48 Тип залежи – пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 1,8х0,9 км. Пласт См прослежен по всей территории месторождения. Общая толщина пласта в пределах аналогов изменяется от 20,8 до 34,2 м, составляя в среднем 27,4 м. Эффективная толщина пласта составляет 7,8-17,4 м при среднем значении 12,2 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,0 до 6,6м, средневзвешенная по площади - 3,5 м.
Б) Пористость коллекторов нефти 9,7–18,4%, проницаемость 0,76–81,6* 10-3мкм2, нефтенасыщенность (расчетная) 48–80,4 средние – 13,2%, 21,9*10-3мкм2 и 69,8. Кпесч – 0,445. Расчленённость – 8,8.
В) Пластовое давление 9,4МПа, пластовая температура 16̊С, давление насыщения 6,65 МПа, газосодержание 52,5 м3/т.
Пласты Ок, Срп, Бш1-3, См представлены на схематично геологическом профиле (Прил.4.2).
Ниже в таблице 4.1 представлена характеристика коллекторов по залежам.
П.4.1 Схематический геологический профиль турне-фаменско-франских отложений по скв. 49-50-425-421-439-401-36.
П.4.2 Схематический геологический профиль пермских и каменноугольных отложений линия (II - II).
Таблица 4.1 Характеристика коллекторов по залежам.
Заключение.