Верхне-девонско-турнейский карбонатный комплекс

По промыслово-геофизическим данным в отложениях турнейского яруса на месторождении прослеживается 2 проницаемых пласта Т1 и Т2.

Пласт т1

Приурочен непосредственно к кровле турнейского яруса. В колонне опробованы 5 скважин – 27, 229, 230, 238, 252 (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке –1432,0 м по опробованию и данным ГИС скважины 230.

Залежь массивного типа имеет размеры 3,4х1,3 км, высоту – 18,0 м. Площадь нефтеносности составила 4238 тыс.м²(табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта по ГИС выделяется 8-10 проницаемых прослоев эффективной толщиной 7,0 м (скв.230) – 9,4 м (скв.229); средневзвешенная по залежи величина составила 4,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту – 0,47, расчлененности – 9,3 (табл. 5).

Пласт т2

Продуктивный пласт Т2 располагается в 20-28 м от кровли турнейского яруса. От вышележащего пласта Т1 данный пласт отделяется пачкой глинистых известняков толщиной 4-6 м.

В колонне опробована скважина 252, где с абс. отметок –1442,4-1453,4 м получена нефть дебитом 1 т/сут при Ндин – 80 м (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно на абс. отметке –1454 м по опробованию в колонне скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. Площадь нефтеносности составила 1717 тыс.м². В контуре нефтеносности располагаются еще две скважины 229 и 230, где пласт Т2 является нефтеносным по данным ГИС.

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено по два проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,4 м (скв.229) – 2,0 м (скв.230), средневзвешенное значение которой получилось равным 1,1 м. Коэффициент песчанистости по пласту – 0,32; расчлененности – 1,75 (табл. 5).

2.4. Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по керну

Исследование керна по скв. 229, 230, 238, 252 Забродовской площади проводилось в ООО «ПермНИПИнефть» в 1999 – 2001 гг. Ниже приводится краткая характеристика нефтенасыщенных частей продуктивных пластов сверху вниз.

Пласт Бш

По данным скв. 230, 252, 229, нефтенасыщенная часть пласта составлена известняками фораминиферово-водорослевыми, детритово-комковатыми и органогенно-детритовыми с прослоями доломитов мелкозернистых кавернозно-пористых (в скв. 230 и 252). В известняках отмечается доломитизация, редкие каверны, секущие и вертикальные доломитовые и нефтяные трещины. Пористость коллекторов от 7,7 до 14,8%, проницаемость мкм², средние – 12,2% по 17 имкм²по 16 определениям; нефтенасыщенность – 0,587. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,14 и 1,735 (неоднородна выборка значений проницаемости).

Пласт Тл2-а

Нефтенасыщенная часть пласта в скв. 229, 230 сложена песчаниками кварцевыми мелкозернистыми алевритистыми, слабо глинистыми, нередко с доломитовым и известковым цементом. Пористость коллекторов 14,6 – 18,1%, проницаемость мкм²; средние – 16,6% имкм²по 8 определениям, нефтенасыщенность – 0,838. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости – 0,08 и 0,705 (выборка однородна по значениям пористости и достаточно однородна – по проницаемости).

Пласт Тл2-б1

Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в скв.229 и представлена алевролитами крупнозернистыми песчаными и песчанистыми, иногда с битумным цементом, и песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми, иногда с карбонатным цементом. Коллекторские свойства невысоки – пористость до 19,2%, проницаемость не более мкм²; средние – 15,9% по 7 имкм²по 6 определениям; нефтенасыщенность – 0,755 по 6 определениям. Коэффициент вариации пористости и проницаемости – 0,163 и 0,418 (выборки представительных данных однородные).