Промышленные залежи нефти установлены в карбонатных отложениях нижнего силура, верхнего девона и нижнего карбона. Основные перспективы месторождения связаны с карбонатными отложениями нижнефаменского подъяруса верхнего девона.
Для характеристики параметров пластов и их неоднородности привлечены данные промыслово-геофизических исследований (ГИС), результаты лабораторных исследований керна и детальная корреляция геологического разреза по скважинам (граф прил. 2- смотреть).
После подсчета запасов в 2008 г. на месторождении пробурены 4 эксплуатационные скважины: 113, 114а, 118 и 120 – все забоем в отложениях верхнего девона фаменского яруса.
Залежь нефти в карбонатных отложениях веякской свиты нижнего силура -S1vk характеризуется как пластовая, сводовая, литологически ограниченная (граф. прил. 3-смотреть, граф. прил. 9- смотреть). Водонефтяной контакт не вскрыт, уровень нефтеносности принят по подошве нефтенасыщенного коллектора на отметке 3799 м.
Размеры залежи 1×0,75 км; высота – 3,8 м; глубина залегания – 3903 м.
Отложения силура вскрыты в четырех скважинах: в одной (скв. 1) они продуктивны, в остальных – коллектора замещены плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 3,8 до 7,2 м, составляя в среднем 5,8 м. В контуре нефтеносности одна скважина (граф. прил. 6). Значение эффективной нефтенасыщенной толщины по одной скважине равно 3,8 м. Водонасыщенные коллектора не выделяются
Характеристики неоднородности имеют следующие значения: коэффициент гранулярности – 1, коэффициент расчлененности – 1.
Залежь нефти в карбонатных отложениях нижнефаменского яруса верхнего девона – D3fm1(zd) приурочена к верхнему пласту коллекторов в биогермной толще облекания задонского возраста. Залежь характеризуется как пластовая, сводовая. Глубина залегания 3089 – 3182 м. Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменского подъяруса толщиной 47 – 139 м. Снизу залежь ограничивает плотный пласт известняков толщиной 10 – 56 м.
В данной работе на 01.01.2009 г. скорректирован структурный план и карта нефтенасыщенных толщин по результатам бурения эксплуатационных скважин (113, 114а, 118 и 120), не вошедших в подсчет запасов 2008 г. (протокол № 1473 – ДСП).
Скв. 118 пробурена в центральной части залежи между скв. 106 и 2. В верхней части разрез из-за отсутствия записи каротажа (только ГК в интервале а.о. 3150 – 3160 м) и искажением показаний ГИС из-за присутствия цементного кольца (интервал а.о. 3165 – 3179 м) информация о коллекторах продуктивных отложений отсутствует. Кроме того, скважина не вскрыла подошву пласта. Вскрытая мощность нефтенасыщенных толщин в скв. 118 составляет 13 м.
Скв. 120 и 113 пробурены в районе скв. 1 и 110.
Скв. 120 вскрыла кровлю проницаемого коллектора на 35 м выше, чем ожидалось, а скв. 113 на уровне планируемых. Нефтенасыщенные толщины ожидались в этих скважинах порядка 20 м, но в результате комплексной интерпретации ГИС составили 5,7 и 4,6 м соответственно для скв. 120 и 113.
Скв. 114а пробурена в 300 м южнее скв. 3 на юго-западном окончании залежи на 10 м выше предполагаемой отметки. Нефтенасыщенная толщина составила 22,1 м, но по данным ГИС нижняя часть разреза обводнена.
Строение залежи показано на структурной карте кровли проницаемых карбонатных отложений нижнефаменского возраста и геологическом разрезе (граф. прил. 4, 10-11). Уровень подсчета минус 3082 м. Установленный этаж нефтеносности 93 м. Размеры залежи в пределах контура продуктивности составляют 9×0,75÷1,6 км.
По скважинным данным общая толщина пласта составляет в среднем 67,9 м, минимальная – 44,2 м (скв. 110), максимальная – 90,9 м (скв. 101).
Эффективная толщина составляет в среднем – 23,3 м, изменяясь от 2,2 м (скв. 114) до 42,3 м (скв. 4). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 4,6 м (скв. 113) до 37,6 м (скв. 106) при среднем значении 20,8 м (граф. прил. 7- смотреть).
В распределении эффективных толщин коллекторов наблюдается общая закономерность, обусловленная структурным положением отдельных куполов залежи с максимальными толщинами в их своде. В то время, как в скважинах, пробуренных в более пониженных участках залежи (скв. 108, 103 и 101), разделяющих купола, отмечается значительное сокращение числа и толщины проницаемых разностей в толще пластового резервуара (до 9 и 11%).
В пределах продуктивной части разреза коэффициент гранулярности изменяется в широких пределах – от 0,08 до 0,75 и составляет в среднем 0,36; коэффициент расчлененности – от 3 (скв. 113) до 19 (скв. 4) при среднем значении 10 прослоев.
Предполагаемый режим залежи упруго-водонапорный. Основной напор законтурных вод следует ожидать с западной стороны, где в предрифовой зоне развиты органогенно-обломочные коллектора в шлейфе рифа. С востока, в зоне развития шельфовых отложений следует ожидать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и отсутствие активного водонапорного режима.
Залежь нефти в карбонатных отложениях серпуховского яруса (пласт 1) нижнего карбона – С1s1 приурочена к подангидритовому пласту, который прослеживается в подошве сульфатно-карбонатной толщи серпуховского возраста. Залежь пластовая, сводовая (граф. прил. 5- смотреть). Глубина залегания 2785 – 2841 м.
В контуре нефтеносности находится 10 скважин. При опробовании скв. 113 в перфорированной колонне интервала 3057 – 3068 м (абс. отм. 2686,4 – 2696,3 м) после СКО получен приток безводной нефти дебитом 48 м3/сут на штуцере 8 мм.
Уровень водо-нефтяного контакта (на абс. отметке минус 2701 м), принятый в предыдущем подсчете запасов, по совокупности данных испытаний, керна и ГИС подтвержден результатами бурения новых скважин и результатами испытаний в эксплуатационной колонне в скв. 113. Размеры залежи составляют 4,1×0,8÷1,8 км. Установленный этаж нефтеносности залежи – 28 м.
Покрышкой для залежи служат сверху сульфатные отложения пласта 2 серпуховского яруса толщиной 13 – 15 м. Подстилает залежь плотный карбонатно-глинистый пласт визейских отложений толщиной 15 – 17 м (граф. прил. 12- смотреть).
Общая мощность пласта 1 в пределах его продуктивности составляет 28 м, изменяясь от 25,4 до 32,0 м. Эффективные толщины колеблются от 14,0 до 23,5 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,0 до 12,2 м (граф. прил. 8- смотреть). Коэффициент гранулярности составляет 0,66; коэффициент расчлененности – 6.
Предполагаемый режим залежи упруговодонапорный.