Пласт Тл2-б1

Тульский пласт Тл2-б условно подразделили на пласты: Тл2-б1 и Тл2-б2, которые разделены перемычкой глинистых алевролитов толщиной 4 – 5 м. Оба пласта являются нефтеносными.

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

При испытании в процессе бурения интервала 1559,0-1585,0 (-1340,1-1366,1) скважины №230 за 22 мин получено 2 м³газированной нефти. ВНК – 1365 м принят по результатам ГИС, залежь высотой 4 м с небольшими размерами 2,1х0,8 км.

Площадь нефтеносности категории С₂составила 1378 тыс.м²(табл.3).

В продуктивной части пласта по ГИС выделено по 1 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,8 (скв.238) – 1,8 (скв.252) м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 1,6 м (табл. 4), средневзвешенная по площади равна 1,0.

Коэффициент песчанистости 0,57, расчлененности 1,0 (табл. 5).

Пласт Тл-2б2

Проницаемый пласт приурочен к центральной части структуры, а на восточном крыле он замещен плотными породами.

Залежь пластовая сводовая, размерами 1,8х0,7 км, высотой 2 м. ВНК принят на абс. отметке –1369 м по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.229.

Площадь нефтеносности категории С₂составила 1116 тыс.м²(табл. 3).

В продуктивной части пласта выделено 1-3 проницаемых прослоев эффективной толщиной 1,2 (скв.230) – 2,6 (скв.252), средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 1,2 м.

Пласт Бб1

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

Нефть через колонну получена в 3-х скважинах – 229, 230, 252, в скв. 238 – получена пластовая вода (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скв. 252 на абс. отметке –1384 м с учетом опробования в колонне.

Залежь пластово-сводового типа имеет размеры 3,2х1,2 км, высоту – 10,0 м. Площадь нефтеносности – 3125 тыс.т.

В пределах пласта по ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,8 м (скв.85) – 3,4 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составил 0,39, расчлененности – 1,4 (табл. 5). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины получилось равным 1,9 м.

Пласт Бб2

Прослеживается в центральной части структуры; на северной периклинали (район скв. 27 – 230) пласт замещен плотными породами.

Промышленная нефть получена в единственной скважине 229, где с абс. отметок –1385,1-1387,1 м получен дебит 30 т/сут через 5 мм штуцер (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта в скв.229 с учетом испытания на абс.отметке –1387 м.

Залежь пластовая с литологическим экраном в северо-восточной части. Размеры её – 1,8 х 0,6 км, высота – 2,0 м.

В пределах пласта Бб2 по данным ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.229) – 4,2 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,43, расчлененности – 1,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,9 м (табл. 3).

Пласт Мл

Пласт в значительной степени является неоднородным. Проницаемая часть приурочена к центральной и юго-восточной части структуры. Промышленный приток получен только в одной скважине 229 (табл. 2), где с абс. отметок –1399,1-1409,1 м получен приток нефти дебитом 23 т/сут через 5 мм штуцер.

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта скв. 229 на абс. отметке –1409 м с учетом испытания в колонне.

Пластовая залежь экранируется плотными породами с юго-запада и северо-востока и имеет размеры 1,0х0,7 км, высоту – 10,0 м.

В проницаемой части пласта в скважинах по ГИС выделено 1-3 проницаемых прослоя эффективной толщиной 5,5 м (табл. 4). Максимальная толщина приурочена к южной периклинали поднятия. Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,60, расчлененности – 2,5 (табл. 5). В скв. 229 эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделена равной 5,0 м; средневзвешенное её значение составило 1,9 м.