2.3. Нефтегазоносность

Месторождение приурочено к Южно-Чайкинской структуре, подготовленной структурным бурением в 1982 году; в 1984 году – передано в фонд подготовленных.

В течение 1999-2001 гг. на структуре пробурено 4 скважины до отложений турнейского яруса:

поисковые – 229;

разведочные – 230, 238, 252.

Максимально вскрытая глубина 1790 м (скв.252). Все скважины – в консервации. При структурных построениях учтены ранее пробуренные скважины Чайкинской площади – скв. 27 (1967 г.) и скв.85 (1978 г.). Надо отметить, что скв. 238 не подтвердила наличие южной вершины на Южно-Чайкинской структуре практически по всем горизонтам, она оказалась на южной ее периклинали.

В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность в карбонатных отложениях среднего (пласт Бш) и нижнего карбона (пласты Т1 и Т2); а также в терригенных отложениях яснополянского (пласты Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2, Бб1 и Бб2) и малиновского (пласт Мл) надгоризонтов.

Верхне-визейско-башкирский карбонатный комплекс Пласт Бш

Продуктивный пласт Бш прослеживается в 8,0-9,8 м от кровли башкирского яруса.

В колонне опробована скв. 252 давшая безводную нефть (1,2 т/сут при Рзаб. – 1,3 МПа); остальные скважины опробованы в процессе бурения (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке –1015 м по опробованию через колонну скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. В скв. 238 пласт является по данным ГИС водоносным с кровли пласта –1016 м, что подтверждено испытателем пластов.

Массивная залежь имеет размеры 4,75х1,6 м, высота залежи – 10,0 м.

Залежь разделена условной линией, проведенной на середине расстояния между скв. 229 и 252; южная половина залежи отнесена к категории С₁, а северная – к категории С₂.

Площадь нефтеносности составила 5564 тыс.м²(кат. С₁+С₂) (табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено 2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.252) – 2,8 м (скв.230); средневзвешенная по категории С₁эта величина составила 0,9 м, по категории С₂– 1,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту – 0,13, расчлененности – 2 (табл. 5).

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

По данным ГИС в пределах надгоризонта выделены пласты: Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2 (окский надгоризонт), Бб1 и Бб2 (кожимский надгоризонт). Все пласты являются продуктивными.

Пласт Тл2-а

Тульский пласт Тл2-а является проницаемым только в 4-х скважинах – 229, 230, 238, 252.

Залежь приурочена к центральной части структуры (район скв. 229 и 230). Зона отсутствия коллекторов приурочена к восточной части. В скв. 238, 252 пласт Тл2-а по ГИС является водоносным.

Нефть через колонну получена в скв. 230 с абс.отметок –1353,1-1355,1 м дебитом 28 т/сут через 6 мм штуцер. В скв. 229 пласт опробован испытателем пластов (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта Тл2-а в скв. 230 на абс. отметке –1355 м.

Залежь пластовая литологически экранированная имеет размеры 1,5х0,9 км, высоту – 4,0 м.

В пределах проницаемой части пласта в скважинах выделено по 1-2 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,6 м (скв.238) – 1,2 м (скв.230); средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,8 м.