3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса

Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Сопоставление индексации пластов визейского яруса

Индексация ПЗ 1993 г.	Тл-I	Тл-II	Бб-I	Бб-II	Бб-III
Современная индексация	C-I+C-II	C-III	C-IV	С-V	C-VI

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, с конкрециями пирита.

Пласт С-I залегает в кровле терригенной пачки тульского горизонта, имеет ограниченное распространение, характеризуется линзовидным строением и прослеживается преимущественно в центральной части месторождения. Пласт С-I сложен преимущественно алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями, и лишь в некоторых скважинах встречаются линзы песчаников толщиной 0,4-1,8 м, в единичных случаях до 3,3 м (скв.611). От нижележащего продуктивного пласта С-II отделяется глинистой пачкой, толщиной 0,6-2,2 м, в редких случаях песчаные пласты С-I и C-II сливаются в единый (скв.112Р). При подсчете запасов пласт С-I объединен с нижезалегающим, наиболее выдержанным пластом С-II в единый подсчетный объект С-I+II. Продуктивный пласт С-II представлен как песчаниками, так и алевролитами, иногда замещенными аргиллитовыми разностями.

Пласт С-I+II состоит из 1-5 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,9. Общая толщина пласта С-I+II изменяется от 2,3 до 12,0 м, в среднем составляет 5,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 7,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина –2,3 м. В скважинах 1501, 1515, 1512, 1604, 114Р, 117Р коллектор пласта замещен аргиллитовыми разностями. По данным ГИС средневзвешенная по толщине пористость пласта составляет в среднем 20 %, нефтенасыщенность – 71 %.

По пласту С-I+II выделяются четыре залежи, разделенные прогибами до 5 м: основная (р-н скв.121Р и 82Р), залежив районах скв.119Р, 366Р и 108Р. Основные характеристики залежей приведены в табл. 3.1. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

Пласт С-III состоит из одного-трех, иногда четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Пласт развит повсеместно, за исключением скважины 1530, в которой коллектор замещен глинистыми разностями. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 3,0 м до 7,6 м, в среднем составляет 5,4 м. Эффективная толщина меняется от 0,9 м до 4,5 м, в среднем –2,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-III выделяется пять залежей нефти. Залежи пласта C-III пластовые сводовые, основные параметры залежей приведены в таблице 3.1. Водонефтяной контакт по залежам принимается условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом испытаний в эксплуатационной колонне.

Пласт C-IV залегает в нижней части тульского горизонта, состоит из одного-двух, редко трех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,4. Общая толщина пласта изменяется от 2,5 до 4,6 м, в среднем – 3,4 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,8 м до 3,6 м, составляет в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 1,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 68%. В скважинах 79Р, 19, 36, 554, 1509, 1527 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

Согласно структурным построениям, по пласту C-IV выделяются четыре залежи нефти. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытания в колонне. Залежи пластовые сводовые, участками литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1.

Пласт С-V залегает в кровле бобриковского горизонта, развит повсеместно. Состоит из одного-трех, редко четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Общая толщина пласта изменяется от 4,8 до 7,6 м, составляет в среднем 6,1 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,4 м до 4,2 м, в среднем – 2,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам – 2,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20 %, нефтенасыщенность – 66 %.

По пласту C-V выделены четыре залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, их размеры, уровни водонефтяных контактов приведены в таблице3.1. ВНК приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытаний.

Пласт С-VI залегает в основании бобриковского горизонта. Состоит из одного-двух, редко трех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,6. Общая толщина пласта в пределах залежей нефти изменяется от 2,5 до 8,0 м и составляет в среднем 4,2 м. Эффективная часть пласта характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Общая эффективная толщина меняется от 0,5 м до 6,2 м, составляя в среднем 2,3 м. В скважинах 32, 549, 1505, 1562, 108Р, 113Р коллектор пласта замещен глинистыми разностями. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-VI выделены три залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, частично литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1. ВНК в районах скв. 121Р и 82Р приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 121Р и 82Р соответственно. В районе скв.1508 ВНК принят по аналогии с соседней залежью (р-н скв. 121Р).

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин визейского яруса представлена на графическом приложении 10.