Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

ВВЕДЕНИЕ

Курсовая работа на тему «Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения». Работа состоит из введения, двух глав и заключения.

Тишковское месторождение расположено в пределах Речицко-Вишанской ступени Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба между Осташковичским и Речицким месторождениями. В административном отношении месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса).

Впервые приток нефти на Тишковском месторождении получен в 1966г. из задонских отложений в разведочной скважине 2.

В 1972 г. впервые получен приток нефти из отложений воронежского горизонта при опробовании в открытом стволе разведочной скважины 9095.

При испытании в эксплуатационной колонне скважины 17 в 1974 г. открыта залежь ланского горизонта, в 1975 г. - залежь саргаевского горизонта.

В 1997 г. установлена нефтеносность старооскольских отложений при испытании в эксплуатационной колонне поисковой скважины 9051, и верхнепротерозойских отложений при опробовании в открытом стволе разведочной скважины 9053.

Впервые запасы нефти и растворенного газа на Тишковском месторождении оперативно подсчитаны в 1966 г. [1] Комплексной тематической экспедицией Управления геологии. Оперативные подсчеты и пересчеты запасов по залежам Тишковского месторождения проводились также в 1972 г., 1973 г., 1974 г., 1975 г., 1976 г., 1978 г. [2, 3, 4, 5, 6, 7] отделом подсчета запасов Тематической партии “Производственного объединения “Белоруснефть”. Запасы, пересчитанные в 1978 г. утверждены ГКЗ (протокол № 8281 от 23.05.1979 г.) [8]. В дальнейшем оперативные пересчеты отделом подсчета запасов Тематической партии “Производственного объединения “Белоруснефть” проводились в 1979 г. и 1987 г., [9, 10] отделом подсчета запасов Управления геологоразведочных работ - в 1997 г., 1998 г., 1999 г. [11-13].

Уточнение геологического строения Тишковского месторождения и составление нового проектного документа обусловили необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа продуктивных залежей месторождения по состоянию изученности на 01.01.2011 г. с учетом новых геолого-промысловых данных.

1.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТИШКОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тишковское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими крупными промышленными центрами являются города Светлогорск (28 км севернее), Речица (30 км восточнее) и городской поселок Василевичи (12 км юго-западнее) с железнодорожными узловыми станциями и связанными между собой шоссейными дорогами.

Следует отметить, что межсолевые и подсолевые залежи Тишковского месторождения в плане не совпадают и находятся на расстоянии 11,5 км друг от друга.

Непосредственно на территории месторождения находятся деревни Бушевка, Крынка и Лиски, в 4,3 км южнее деревня Бабичи, в 1 км севернее Елизаровичи.

Транспортные магистрали: железная дорога Гомель-Калинковичи проходит непосредственно по территории межсолевых залежей месторождения, железная дорога Жлобин-Калинковичи-Овруч находится в 26 км западнее; важными шоссейными дорогами являются трассы Бобруйск-Калинковичи-Мозырь, проходящая западнее (на расстоянии 37 км) от места работ и Гомель-Калинковичи-Мозырь - в 18 км южнее. В 9-18 км к югу проходит нефтепровод “Дружба”. Тишковское месторождение является освоенным, поэтому в его пределах проложены все необходимые коммуникации и подъездные пути.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ и РКЗ полезных ископаемых Республики Беларусь являются: на западе и северо-западе - Южно-Осташковичское и Осташковичское (в плане непосредственно примыкают к подсолевым залежам Тишковского); на юго-востоке в 200 м от подсолевых залежей - Южно-Тишковское (расположено межу подсолевыми и межсолевыми залежами Тишковского месторождения); на юго-востоке - Речицкое (в 3 км от межсолевых залежей Тишковского месторождения). К северо-западу в 9 км от межсолевых залежей Тишковского месторождения расположено Западно-Тишковское месторождение, запасы которого не рассматривались РКЗ полезных ископаемых Республики Беларусь.

Открытое в 1966 году Тишковское месторождение начало эксплуатироваться с июня 1969 года (скв.9). Тишковское месторождение открыто трестом "Белнефтегазоразведка" в 1972 г. В промышленную разработку введено в 1976 году.

В настоящее время месторождение разрабатывается согласно проекта разработки, составленного ГО отделом «УкрГИПРОНИИнефть» и утверждённому ПО «Белоруснефть» 21 декабря 1982 года (протокол №11).

На основании анализа геологического материала, полученного в процессе бурения проектных и разведочных скважин, уточнилось геологическое строение месторождения, а по истечению срока действия проектных документов уточнялись проектные показатели разработки на ближайшие пять лет: в 1984 году на 1985-1990 годы, в 1992 году на 1992-1995 годы, в 1995 году на 1996-2000 годы.

Месторождение имеет блоковое строение. Выделено три блока: западный, центральный и восточный. В настоящее время в эксплуатации находятся залежи: центрального блока воронежского, семилукского, ланского горизонтов; восточного блока -- залежь семилукского горизонта и Рассветовского блока - залежи верхнепротерозойского, старооскольского, саргаевского, и семилукского горизонтов. Основными объектами разработки являются воронежский и семилукский горизонты центрального и восточного блоков. Из- за обводнения добывающего фонда залежь нефти воронежского горизонта восточного блока в 1999 году не разрабатывалась. Две скважины (99 и 113) эксплуатируют залежь ланского горизонта центрального блока. В 1996г. открыто Рассветовское месторождение нефти.

С 1997г. введена в эксплуатацию скважина 51. В 1998г. составлен проект пробной эксплуатации. По результатам испытаний скважин, гидродинамических исследований, физико-химических свойств нефти установлено, что физико-химические свойства Рассветовского и Тишковского месторождений практически одинаковы. На основании этого Рассветовское месторождение присоединено к Тишковскому и считается Рассветовским блоком Тишковского месторождения.

На Рассветовском блоке выделены залежи нефти в верхнепротерозойских, старооскольских, саргаевских и семилукских отложениях.

Тишковское месторождение расположено на территории Речицкого района Гомельской области Республики Беларусь. Ближайшие промышленные центры г. Речица, г. Светлогорск. Ближайшей транспортной магистралью является дорога Гомель - Калинковичи. В орогидрографическом отношении месторождение находится в восточной части Припятского Полесья, сильно заболоченной и залесённой низменности.

Абсолютные отметки рельефа варьируют от 110 до 140 м. Гидросеть представлена большим количеством мелиоративных каналов и водоёмов, реками Днепр, Березина, Ведрич. Климат района умеренно континентальный, среднегодовая температура воздуха +7 градусов. Среднегодовое количество осадков 550-560 мм, промерзание почвы достигает 80-90 см, преобладающими ветрами являются западные. Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф. В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе. Через узел подготовки нефти в нефтепровод "Дружба", газ перерабатывается на БГПЗ.

Таким образом, на балансе РУП “Производственное объединение “Белоруснефть” по состоянию на 01.01.2011 г. [14] по Тишковскому месторождению числятся запасы: по категории А: начальные геологические- 8274 тыс. т нефти и 1608 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 2967 тыс. т нефти и 584 млн. м3 растворенного газа; по категории С1: начальные геологические - 2988 тыс. т нефти и 537 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 899 тыс. т нефти и 331 млн. м3 газа).

За весь период эксплуатации на дату пересчета (01.01.2011 г.) по Тишковскому месторождению добыто 2755,678 тыс. т нефти и 548,681 млн. м3 растворенного газа. Данные по залежам представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Количество добытой нефти и газа

Залеж	Количество добытой нефти и газа
воронежская центрального блока	413,349 тыс. т нефти и 55,866 млн. м3 газа,
воронежская восточного блока	236,360 тыс. т нефти и 55,426 млн. м3 газа,
семилукская западного блока	20,762 тыс. т нефти и 4,403 млн. м3 газа,
семилукская центрального блока	1061,808 тыс. т нефти и 194,629 млн. м3 газа,
семилукская восточного блока	867,913 тыс. т нефти и 208,374 млн. м3 газа,
саргаевская центрального блока	58,431 тыс. т нефти и 9,788 млн. м3 газа,
саргаевская восточного блока	39,935 тыс. т нефти и 7,520 млн. м3 газа,
ланская центрального блока	38,504 тыс. т нефти и 6,801 млн. м3 газа,
старооскольская восточного блока	3,220 тыс. т нефти и 0,590 млн. м3 газа,
вильчанская серии вендского комплекса восточного блока	15,396 тыс. т нефти и 5,284 млн. м3 газа.

1.2 Литология и стратиграфия месторождения

В геологическом строении Тишковского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижнесоленосная, межсолевая, верхнесоленосная и надсолевая.

Породы кристаллического фундамента вскрыты скважинами 5, 7, 13, 21, 23, 24, 35, 40, 96, 100, 9053, 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 и представлены гранито-гнейсами темными, плотными, крепкими, состоящими из полевого шпата розового цвета, кварца серого и других темноцветных минералов, а также гранитами розового цвета, крупнокристаллическими, хлоритизированными, разрушенными, оталькованными. Порода разбита трещинами под углом 80-90о, залеченными хлоритом со следами течения и зеркалами скольжения. Максимальная вскрытая толщина пород 119,9 м (скв. 9053).

Подсолевая терригенная толща сложена образованиями верхнепротерозойской эратемы и девонской системы палеозойской эратемы в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на породах кристаллического фундамента.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями вильчанской серии вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольского и ланского горизонтов.

Породы вильчанской серии вскрыты в разрезах скважин 5, 7, 13, 21, 23, 24, 40, 51, 62, 100, 9053, 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 и отсутствуют в скважинах 35, 96. Представлены, в основном, песчаниками слюдистыми, полевошпатово-кварцевыми, серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, разнозернистыми, с глинистым, глинисто-карбонатным, участками глинисто-слюдистым цементом. Присутствуют редкие чешуйки мусковита. По напластованию отмечается примесь гравийного материала. Фиксируются пятнистые стяжения пирита. Породы средней крепости, угол наслоения 3-5о. Текстура беспорядочная. По микротрещинам и микропорам примазки окисленной нефти, на свежем сколе резкий запах нефти. Толщина отложений от 8,1 м (скв. 100) до 115,9 м (скв. 51).

Отложения старооскольского горизонта залегают несогласно на отложениях наровского горизонта и вскрыты скважинами 1, 3, 5, 7, 13, 17, 19, 23, 28, 29, 31, 53, 54, 55, 57, 60, 65, 68, 69, 88, 92_1, 92, 99, 100, 113, 114, 125, 126, 128, 9051, 9053, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9135. В скважинах 21, 40 и 51 верхняя часть данных отложений срезана нарушениями, а в скважинах 24, 35, 62, 96 старооскольские отложения полностью отсутствуют. Литологически отложения сложены песчаниками серыми, буровато-серыми, кварцевыми, средней крепости и крепкими, с многочисленными пропластками аргиллитов и алевролитов серых, зеленовато-серых глинистых, полевошпатово-кварцевых, плотных, разнослоистых с многочисленными зеркалами скольжения; глинами буровато-серыми, зелено-серыми слюдистыми.

Породы ланского горизонта вскрыты в разрезах скважин 1, 3, 4, 5, 7, 8, 13, 16, 17, 19, 23, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 47, 50, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 60, 61, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 87, 90, 91, 92_1, 92, 93, 97, 99, 100, 110, 113, 114, 122, 123, 125, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136. В скважинах 88, 9053 отложения частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 62, 96, несогласно залегают на породах старооскольского горизонта. Представлены отложения, в основном, песчаниками кварцевыми, плотными, крепкими, на сульфатном и глинисто-слюдистом цементе, мелко-среднезернистые, присутствуют многочисленные бурые пятна неравномерного ожелезнения. По поверхности обломков - зеркала скольжения. На плоскостях скалывания пленки и примазки нефти, пятна битума, точечные выделения газа. В разрезе также присутствуют глины аргиллитоподобные, пестроцветные, очень крепкие с прослоями доломитов темно-серых, глинистых переходящих в доломитовые мергели и алевролитов кварцевых, слюдистых, глинистых коричневато-серых с зеркалами скольжения, с разноориентированными трещинами, с многочисленными углефицированными растительными остатками.

Толщина ланских отложений изменяется от 30,0 м (скв. 7) до 41,6 м (скв.100).

Отложения саргаевского горизонта вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 53, 65, 92_1, 92, 125 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 62, 88, 96, 9053. Литологически продуктивные отложения представлены доломитами серыми, темно-серыми, буровато-серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными, участками известковистыми, неравномерно пористыми, слабокавернозными, нефтенасыщенными.

Продуктивные семилукские отложения согласно залегают на саргаевских породах, имеют повсеместное распространение, вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 64, 66, 67, 68, 69, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 60, 63, 87, 92_1, 92 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 53, 62, 65, 88, 96, 125, 9053. Отложения семилукского горизонта сложены преимущественно доломитами с незначительными прослоями известняка серого, доломитизированного, глинистого, трещиноватого, мелкокристаллического, крепкого, плотного, с включениями мергелей.

Доломиты светло-серые, серые, темно-серые, мелкокристаллические, крепкие, плотные, массивные, местами слюдистые, ангидритизированные, слабоглинистые, биогермные, c ячеистой текстурой, порово-кавернозные, участками неравномерно перекристаллизованнные и пиритизированные, с многочисленными обломками и остатками перекристализованной фауны. Отмечаются многочисленные разноориентированные трещины, протяженностью до 4 см, заполненные глинисто-битуминозным веществом с включениями остатков макрофауны и солью каменной. По порам и микрокавернам наблюдаются выпоты и примазки окисленной светло-коричневой нефти, иногда каверны полностью заполнены нефтью. По всему разрезу отмечаются зеркала скольжения и стилолитовые швы, выполненные темно-серым глинисто-карбонатным веществом. Встречаются мшанки, остатки створок раковин брахиопод и остракод, редкие обломки члеников криноидей и игл морских ежей. Толщина семилукских отложений варьирует от 18,0 м (скв. 59) до 28,5 м (скв. 3).

Породы воронежского горизонта залегают на размытой поверхности речицких отложений и включают в себя стреличевские и птичские слои.

Нижние стреличевские слои вскрыты в разрезах скважин 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 22, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 45, 46, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 57s2, 58, 58s2, 59, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 88, 90, 91, 93, 97, 98, 99, 100, 106, 110, 111, 112, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136. Полностью отсутствуют отложения в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 53, 60, 62, 65, 96, 125, 9053, частично срезаны нарушениями в верхней части разреза в скважинах 23, 92_1, 92. Породы представлены преимущественно доломитами и известняками с незначительными пропластками зеленовато-серых мергелей и глин с линзовидными прослоями серых ангидритов.

Доломиты серые, буровато-серые, коричневато-серые, кристаллические, плотные, очень крепкие, массивные, от пелитоморфных до среднезернистых, алевритистые, ангидритизированные, прослоями слабоглинистые, участками известковистые, неясно слоистые, неравномерно порово-кавернозные, трещиноватые, нефтенасыщенные, иногда со слабым запахом бензина. Доломиты включают гнезда ангидрита светло-серого (размером 0,5-1,0 см) и гипса со стяжениями пирита. Местами наблюдаются пропластки и примазки черного глинистого материала. Каверны размером до 3х5 см, очень редко до 7 см местами щелевидной формы, изолированные и переходящие одна в другую, сливаясь в каверновую полость, выполненные гипсом и ангидритом, реже белым доломитом и частично пустые, местами нефтенасыщенные. Поры размером до 1,0 мм инкрустированы ангидритом и гипсом, часть пор открытая или выполнена светло-коричневой нефтью. Трещины разноориентированные, шириной от долей мм до 1 см, открытые, частично выполнены ангидритом, глинисто-органическим веществом. Участками многочисленные трещины придают породе брекчиевидный облик. Также наблюдаются многочисленные стилолитовые швы, поверхность которых покрыта черным глинистым материалом. Местами отмечаются небольшие участки с остатками фауны (брахиоподы, кораллы, криноидеи), перекристаллизованные гипсом и ангидритом. Доломиты характеризуются высокими емкостными свойствами и являются продуктивными. По стенкам каверн, трещин и стилолитовым швам наблюдаются примазки и выпоты окисленной нефти.

Известняки серые, темно-серые с голубоватым и зеленоватым оттенком, пелитоморфно-микрозернистые, неравномерно глинистые, участками переходящие в мергели, неравномерно доломитизированные, ангидритизированные, плотные, крепкие, массивные, брекчиевидные (за счет включения обломков неправильной формы 1-2 см известняка серого, светло-серого, менее глинистого). Очень редки включения в виде гнезд (размером 1-2 см) ангидрита светло-серого

Птичские слои вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 22, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 46, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 57s2, 58s2, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 88, 90, 91, 93, 98, 99, 100, 106, 110, 111, 112, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9134, 9135. Полностью отсутствуют отложения в скважинах 21, 23, 24, 40, 53, 60, 62, 65, 92, 92_1, 96, 125, 9053, частично срезаны нарушениями в верхней части разреза в скважинах 45, 59, 9133, 9136, в нижней части - 35, 51, 58, 97. Литологически отложения птичских слоев представлены доломитами и известняками с пропластками мергелей серых, плотных, крепких, ангидритизированных, с прослоями чистого ангидрита дымчато-серого, плотного, крепкого и алевролитов, реже глин.

Доломиты серые до темно-серых и черных, микро-мелкозернистые, прослоями неравномерно глинистые, известковистые, ангидритизированные, местами слабо сульфатизированные и пиритизированные, плотные, крепкие с гнездами и прожилками ангидрита, реже кальцита. Встречаются включения в виде гнезд и линз доломита белого крупнокристаллического. Участками доломиты тонко-микрослоистые местами комковато-брекчиевидные (за счет трещиноватости и неравномерной перекристаллизации), с тонкими прослоями до 3 мм темно-серых глинистых разностей.

Известняки серые, буровато-темно-серые до черных, микро-мелкокристаллические, плотные, крепкие, местами доломитизированные, в разной степени глинистые, ангидритизированные, до образования прослоев ангидритов известковых, массивных, плотных, крепких. Местами известняки перемятые, кавернозные, зернистые, монолитные, трещиноватые с редкими выпотами нефти темно-коричневого цвета. Отмечаются незначительные прослои строматолитово-ленточных известняков, слойки “чистых” строматолитов шириной до 10 мм. Встречаются известняки полидетритово-водорослевые, неяснослоистые, участками комковато-желваковидные за счет перекристаллизации органогенных остатков, с многочисленными косо-волнистыми прослоями до 3 мм черных мергелей. Трещины протяженностью 1,5-2 мм разноориентированные, выполненные глинистым материалом темного цвета и кальцитом. Наблюдаются редкие зеркала скольжения по сильно глинистым разностям и стилолитовые швы. По всему разрезу отмечаются остатки лингул, брахиопод, кораллов и обуглившиеся органические остатки. Толщина птичских слоев изменяется от 29,0 м (скв. 100) до 47,0 м (скв. 3). Суммарная толщина отложений воронежского горизонта составляет от 63,5 м (скв. 9009) до 80,0 м (скв. 3).

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях. Нефтеносными являются отложения задонского, елецкого и петриковского горизонтов.

Домановичский горизонт представлен переслаиванием глин аргиллитоподобных, слабоизвестковистых, известняков с разной степенью глинистости, мергелей темно-серых и ангидритов. По наслоению редкая обуглившаяся флора. Толщина изменяется от 8,4 м (скв. 54) до 26,2 м (скв. 35).

Породы задонского горизонта залегают несогласно на поверхности верхнефранских отложений и вскрыты в районе скважин 1, 2, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 16, 18, 22, 25, 26, 27, 35, 41, 42, 44, 46, 50, 51, 54, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 87, 93, 94, 105, 112, 121, 127, 9095. В разрезе остальных скважин отложения задонского горизонта отсутствуют. Литологически отложения представлены переслаиванием известняков и доломитов с прослойками мергеля, прожилками и линзами ангидрита, реже глин.

Известняки от светлых до темно-серых, плотные, крепкие, пелитоморфно-микрозернистые, доломитизированные, ангидритизированные, реже глинистые, местами пиритизированные, поровые, трещиноватые. Трещины размером до 1 мм различного направления большей частью выполнены глинистым материалом, кальцитом, иногда ангидритом. По трещинам и микропорам наблюдаются незначительные признаки нефти в виде выпотов и примазок. Участками известняки с тонкими прослойками различной мощности и формы карбонатно-глинистого материала. Многочисленные бугорчатые стилолитовые швы выполнены черной доломитовой глиной.

Доломиты серые, темно-серые, скрытозернистые, слабоглинистые, плотные, крепкие, слегка перемятые, пиритизированные, местами трещиноватые. Трещины заполнены кальцитом и пиритом, участками с прослоями мергеля доломитистого, серого. Местами в керне по микропорам и микротрещинам выступает нефть светло-коричневого цвета. Встречаются обуглившиеся растительные остатки и перекристаллизованные остатки остракод. Угол падения пород в среднем 10-15о.

Отложения елецкого горизонта, залегающие с несогласием на задонских породах, вскрыты вышеперечисленными скважинами, за исключением 44 и 112, в которых они отсутствуют, и сложены известняками с подчиненными прослоями доломитов, мергелей, реже глин.

Известняки светло-серые, темно-серые с коричневатым оттенком, перемятые, глинистые, доломитизированные, ангидритизированные, крепкие, плотные, неравномерно перекристаллизованные, пелитоморфно-микрозернистые, местами слоистые, с тонкими прожилками битума, с незначительными прослойками и брекчиевидными включениями ангидрита и аргиллита темно-серого. Угол падения пород в среднем 5-10о. Встречается большое количество перекристаллизованных остатков остракод, реже брахиопод. Местами встречаются обуглившиеся растительные остатки. Микротрещины и трещины до 2 мм по наслоению выполнены белым кальцитом. По микротрещинам и микропорам выступает нефть светло-коричневого цвета. Участками известняки с бугорчатыми стилолитовыми швами, выполненными черной доломитовой глиной [15].

Доломиты серые и буровато-серые, разнозернистые, известковистые, перекристализованные, с глинистой примесью, массивные, пиритизированные, с прожилками вторичного доломита, с многочисленными прослоями мергелей доломитистых, черных, плитчатых и известняков темно-серых, микрозернистых. Разноориентированные трещины (до 1 мм) выполнены глинисто-карбонатным веществом с включениями гипса и ангидрита, реже открытые. Местами доломиты с многочисленными не четко выраженными швами зубчатого типа, выполненными черной доломитовой глиной. По наслоению отмечаются остатки обуглившейся флоры, следы битумов, примазки темно-коричневой вязкой нефти.

Мергели темно-серые до черных, доломитистые, плотные, крепкие, глинистые, местами ангидритизированные, пиритизированные, слоистые, с прослоями светло-серого карбонатного материала, трещиноватые. Трещины разнонаправленные, заполнены глинистым материалом. Встречаются обуглившиеся растительные остатки.

Толщина елецких отложений варьирует от 26,4 м (скв. 121) до 102,7 м (скв. 51).

Петриковский горизонт вскрыт в разрезе вышеперечисленных скважин и несогласно залегает на нижележащих породах елецкого горизонта. Разрез петриковского горизонта сложен преимущественно известняками в верхней части с многочисленными прослоями мергелей доломитистых и известковистых, в нижней части доломитов глинистых.

Известняки серые, землисто-серые, до темно-серых, скрыто-мелкокристаллические, плотные, крепкие, мелкозернистые и пелитоморфные, в различной степени глинистые, доломитизированные (до доломитов известковых) и сульфатизированные (по трещинам), с редкими кавернами и порами, выполненными каменной солью и ангидритом. Трещины имеют различную направленность и заполнены кальцитом с примазками нефти. В отдельных прослоях отмечается брекчированность известняков, а также включения уплощенных водорослевых желваков, в которых встречаются примазки окисленной нефти. Местами строматолитовые. Пластины строматолитов шириной от 1 мм до 1 см представлены чистым светло-серым и белым известняком, с неравномерно бугристой поверхностью напластования, мелкозернистым. Часто наблюдается ниточная слоистость. В наиболее глинистых разностях отмечается плитчатость, совпадающая со слоистостью. Отмечены единичные прослои битумизированного известняка и известняка, пропитанного нефтью коричневого цвета. По всему разрезу встречаются включения обуглившихся растительных остатков, со следами пиритизации, а также отмечаются редкие перекристаллизованные радиолярии, замещенные кальцитом (скв. 25). Угол напластования пород в среднем 4-10о.

Мергели серые, темно-серые до черных, доломитовые, плотные, слоистые и косослоистые, местами сильно глинистые, тонкокристаллические, с отпечатками флоры. Имеются прослои доломита темно-серого, плотного, крепкого, трещиноватого с небольшими пропластками до 1-2 см, пропитанными нефтью. Участками встречаются включения кристаллов соли каменной молочно-белой, мелкозернистой.

Доломиты водорослевые, темно-серые, серые с коричневым оттенком (за счет включения битума), слабоглинистые, скрыто и мелкокристаллические, крепкие, пористые. Текстура слабоплойчатая до параллельно слоистой. Слоистость обусловлена частым чередованием тонких светло-серых с коричневатым оттенком и темно-серых разностей. Угол наслоения в среднем 8-15о. Встречаются тонкие прослои темно-серого известняка. Порода трещиноватая с трещинками, заполненными солью с примазками бурой нефти. Местами отмечены карбонатизированные и окремненные остатки радиолярий (скв. 2).

Толщина петриковских отложений изменяется от 11,5 м (скв. 50) до 43,5 м (скв. 105).

Выше по разрезу залегает верхнесоленосная толща, состоящая из двух подтолщ: галитовой и глинисто-галитовой.

1.3 Тектоника месторождения

Тишковское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий, выделяемой по поверхности кристаллического фундамента, подсолевым, межсолевым и верхнесолевым отложениям и простирающейся в субширотном направлении в северной части Припятского прогиба. Тишковская продуктивная структура расположена в центральной части Речицко-Вишанской зоны, где к западу от нее находятся Осташковичское месторождение, южнее - Южно-Осташковичское, севернее - Западно-Тишковское, и восточнее - Южно-Тишковское и Речицкое месторождения.

В связи с высокой сложностью сейсмогеологических условий (имеет 3 группу сложности [16], т.е. относится к очень сложным), представление о строении Тишковского месторождения в процессе поисково-разведочных работ многократно изменялось и уточнялось.

По состоянию на 01.01.2011 г. уточнена модель геологического строения продуктивных отложений, которая положена в основу пересчета запасов нефти залежей Тишковского месторождения.

Поверхность кристаллического фундамента, сформированная в архейско-раннепротерозойское время (доплатформенный этап развития), в пределах продуктивной части подсолевой Тишковской структуры вскрыта на центральном блоке скважиной 100 (вскрытая толщина 24 м), на восточном блоке в северной части скважиной 5 (вскрытая толщина 53 м), в южной части на Рассветовском участке скважинами 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 (вскрытая толщина 20-49 м). Скважины 7, 13, 21, 23, 24, 35, 40, 96, также вскрывшие кристаллический фундамент, находятся за пределами продуктивной части структуры, в разломных зонах. Очевидно, что сведений о строении кристаллического фундамента немного и распространение их неравномерно. Наиболее полно охарактеризован Рассветовский участок, что связано с наличием залежи нефти в верхнепротерозойских отложениях. Но с учетом сведений по соседним месторождениям, находящимся в аналогичных структурно-тектонических условиях (Осташковичское, Речицкое и др.), а также по данным З.А. Горелика, Р.А. Айзберга, Г.И. Морозова, М.А. Рынского и др. кристаллический фундамент рассматриваемой территории представляет сложную блоково-ступенчатую структуру субширотного простирания, где ступени разбиты серией региональных нарушений поперечного, субмеридионального направления.

Вся осадочная толща пород выполнена в основном образованиями среднедевонско-среднетриасового (герцинского) структурного комплекса. Он наиболее сложно построен и в его пределах, согласуясь с уровнями верхнефранской (нижней) и фаменской (верхней) соленосных толщ, происходит переход от блоковой структуры поверхности фундамента и рифейско-вендских отложений, преимущественно блоковой структуры подсолевых девонских отложений, к блоково-пликативной структуре межсолевых и пликативной структуре надсолевых отложений.

В соответствии с характером дислоцированности слагающих пород, герцинский комплекс подразделяется на три структурных этажа: эйфельско-среднефранский (нижний), верхнефранско-каменноугольный (средний) и верхнепермско-триасовый (верхний) 17.

Перечисленные структурные этажи отражают основные этапы развития Припятского прогиба: нижний, соответствующий платформенному этапу; средний - авлакогеновому этапу, и верхний - позднеплатформенному этапу.

Современный вариант строения подсолевых терригенных и карбонатных отложений отражен на структурных картах поверхности вильчанской серии вендского комплекса, старооскольских, ланских, саргаевских, семилукских и воронежских отложений и геологических разрезах. Структурная карта по кровле базового для подсолевых отложений семилукского горизонта утверждена ПДЭК (постоянно действующей экспертной комиссией) РУП “Производственное объединение “Белоруснефть” 14 января 2011 г. По данным бурения и разведки подсолевой комплекс Тишковичского поднятия представляет собой тектоническую зону, в которой моноклинальные блоки пород фундамента и нижнего структурного этажа, находясь в системе регионального Речицкого тектонического нарушения, ступенчато погружаются в южном направлении.

Поперечными разрывными нарушениями Тишковская структура разбита на три последовательно погружающихся блока: западный, центральный и восточный.

Вскрытие разломов установлено скважинами по выпадению различных частей разреза от кустовницких слоев евлановского горизонта до наровского горизонта включительно. Тектонические нарушения, выявленные в пределах подсолевого комплекса, пронумерованы на структурной карте кровли семилукского горизонта (рис. 1.2).

Западный блок с севера отсекается от Осташковичского нефтяного месторождения разломом 1 амплитудой 180 м, установленным скважиной 46-Осташковичской. Продуктивная часть западного блока находится в его южной части и от основного западного блока отделена сколом, проходящим по линии разлома 1, амплитудой 20 м.

С запада блок ограничен разломом 2, имеющим амплитуду 180 м, установленным скважиной 241-Осташковичской. С юга западный блок отделяется от Южно-Осташковичского месторождения разломом 3 амплитудой 30-50 м, подсеченным скважиной 62-Осташковичской. С востока блок отделен от центрального блока разломом 4, имеющим на участке сочленения описываемых блоков амплитуду около 290 м.

Продуктивная часть западного блока по кровле базового семилукского горизонта имеет следующие размеры: 1,58х0,28 км, высота 50 м, угол падения пород около 80.

Центральный блок имеет вид многоугольника неправильной формы, со всех сторон ограниченного разломами различной амплитуды.

Западной границей блока является разлом, на структурной карте семилукского горизонта обозначенный номером 5. Это тектоническое нарушение выявлено скважиной 59, в разрезе которой отсутствуют отложения кустовницких слоев евлановского горизонта (около 40 м) и 2,9 м птичских слоев воронежского горизонта. Амплитуда разлома 5 между центральным блоком Тишковского месторождения и блоком Южно-Осташковичского месторождения в районе скважины 59 составляет 230 м, а по отношению к Южно-Осташковичскому блоку, расположенному южнее, амплитуда значительно увеличивается и составляет от 490 м на участке промежуточных блочков в районе скважины 53, до 570-600 м в сводовой части блока.

От западного блока, как было сказано выше, центральный блок отсекается нарушением 4, амплитудой 290 м, установленным скважиной 51, где в разрезе отсутствуют отложения от стреличевских слоев воронежского горизонта до ланских и почти полностью (за исключением 7,4 м в нижней части) старооскольских.

С севера продуктивная часть центрального блока ограничена разломом 8, имеющим амплитуду 40 м. Трассирование разлома 8 произведено на основании сейсмических исследований и подтверждено структурными построениями при сравнении пластопересечений евлановских (кустовницкие слои) и воронежских отложений скважинами 22 и 26.

С юга-юго-востока блок ограничен разломом 6, который в сводовой и присводовой, части отделяет блок от ступеней Южно-Тишковского месторождения, и имеет здесь амплитуду 400-460 м. Трассирование разлома, выявленного при интерпретации сейсмических исследований, подтверждено данными бурения скважины 40, в разрезе которой вследствие пересечения разлома отсутствуют полностью отложения всех подсолевых отложений от евлановских (кустовницкие слои) до ланских и верхняя часть старооскольских (90 м).

В восточном направлении амплитуда разлома 6 уменьшается до 120-130 м, т.к. данное тектоническое нарушение уже разделяет центральный и восточный блоки Тишковского месторождения. Это подтверждается данными бурения скважины 60, где в разрезе отсутствуют отложения птичских и стреличевских слоев воронежского горизонта, частично речицкого, верхней части (около 10 м) семилукского горизонта.

С северо-востока блок оконтуривает разлом 7 амплитудой около 45 м, проведенный на основании сейсмических данных и структурных построений.

Кроме того, строение центрального блока осложнено наличием ряда разломов, имеющих второстепенное значение, и системой трещин различной величины и направленности, образовавшихся вследствие разгрузки тектонического напряжения при смещении тектонических блоков.

Оперяющий разлом 9, амплитуда которого невелика, и составляет от 5 м в центральной части блока, увеличиваясь до 15 м к периферийным частям, выявлен по результатам бурения скважины 58, где в средней части птичских слоев воронежского горизонта выпадает 14 м.

Разломы 10 и 11 выявлены при структурных построениях по результатам бурения скважин 53-28, 53-17, 53-113, поскольку в скважине 53 отсутствуют подсолевые отложения от самых верхних до верхней части саргаевского горизонта. Таким образом, разломы 10 и 11, имеющие амплитуду 60-80 м, отсекают от основной части блока две небольшие последовательно погружающиеся ступени треугольной формы.

Размеры блока, ограниченного разломами5, 6, 7, 8 составляют 3,63х2,22 км, высота структуры 370 м. Угол падения пород в сводовой части составляет 100, от центральной части к периферической постепенно выполаживается до 60.

Восточный блок отделяется от центрального разрывным нарушением 6, установленным скважиной 60, амплитудой 120-130 м.

С запада восточный блок ограничен тектоническими нарушениями 12 и 13. Разлом 12, выявленный в результате сейсмических исследований и по данным бурения скважин Южно-Тишковского месторождения, имеет амплитуду 270-300 м.

Местоположение разлома 13, отделяющего продуктивный восточный блок от узкой протяженной промежуточной ступени, подтверждено результатами бурения скважин 92, 92_1, 21. Амплитуда в районе скважин 92 и 21 составляет около 240 м, в южном направлении увеличивается до 290 м, достигая в сводовой части блока 300 м.

Южной границей восточного блока служит тектоническое нарушение 14, выявленное по результатам сейсмических работ и подтвержденное бурением скважин 9053, 9133, 9136, 24 Рассветовского участка. В разрезах скважин 9133 и 9136 вследствие пересечения разлома отсутствуют отложения верхней части птичских слоев воронежского горизонта (соответственно 25 м и 10 м), В скважине 9053 выпадают отложения всех подсолевых горизонтов от евлановского (кустовницкие слои) до саргаевского, и 25 м ланского горизонта; в скважине 24 аналогичным образом отсутствуют все подсолевые отложения за исключением нижней части нерасчлененных витебско-пярнуско-наровских и верхнепротерозойских.

В пределах южного опущенного крыла подсолевые карбонатные отложения не вскрыты, поэтому амплитуда нарушения, судя по соседнему Южно-Тишковскому месторождению, составляет 1100 м и более.

На востоке блок ограничен нарушениями, обозначенными на структурной карте семилукского горизонта номерами 15 и 16, имеющими направление - с северо-запада на юго-восток. Данные разломы отделяют продуктивный восточный блок от ряда последовательно понижающихся промежуточных ступеней треугольной формы.

Положение разлома 15 подтверждается скважиной 65, в разрезе которой полностью выпадают подсолевые отложения от самых верхних, кустовницких слоев евлановского горизонта до семилукских, и большая часть (24 м) саргаевских отложений. Амплитуда нарушения составляет 230-270 м.

Картирование разлома 16 уточнено скважиной 88, в разрезе которой отсутствуют отложения семилукского, саргаевского и частично ланского горизонтов. Амплитуда нарушения в южной части составляет 370 м, а в окрестностях скважины 88 - около 80 м.

С северо-востока восточный блок ограничен разломом 27 , находящимся на одной линии с разломом 7, ограничивающим центральный блок. Но поскольку восточный блок по сравнению с центральным является более погруженным, амплитуда разлома 27 соответственно больше (170-210 м). Тектоническое строение восточного блока также является гораздо более сложным, чем центрального.

Блок имеет целую систему вторичных разнонаправленных разломов и трещин, способствующих единству гидродинамических и физико-химических свойств подсолевых залежей нефти восточного блока.

Разломы второго порядка обозначены номерами с 17 по 26. Номером 17 обозначена серия из четырех параллельных разломов, общей амплитудой 30 м, благодаря чему погружение происходит постепенно, и сохраняется гидродинамическая связь области, в которой находится скважина 4, с основной территорией блока. Происхождение разломной зоны 17 - результат разгрузки упругого напряжения в породах в северном направлении от регионального тектонического нарушения большой амплитуды.

Разломами 18, общей амплитудой 50 м и более, от восточного блока отсекаются блочки треугольной формы, вскрытые скважинами 92 и 92_1.

Анализ бурения скважин показывает, что данные сколы не относятся к продуктивной части восточного блока.

Разломы 19, 20, 21, 22, проходящие практически параллельно оконтуривающим восточный блок нарушениям 6 и 15, имеют ту же природу, что и нарушения 17, все, за исключением 22, имеют амплитуду порядка 10 м.

Трассирование нарушения 19 произведено по структурным построениям, при сравнении пластопересечений скважин 52 и 93 с одной стороны, и скважины 44 - с другой стороны. Амплитуда нарушения на участке сопряжения с погруженным блочком, в котором пробурены скважины 92 и 92_1, составляет 50 м, на всем остальном протяжении - 10 м, в самой восточной части, после пересечения с разломом 23 затухает до 5 м.

Нарушение 20 выявлено при бурении скважины 63, в разрезе которой вследствие пересечения разлома отсутствует 1 м толщины в нижней части речицкого горизонта и 10 м в верхней части семилукского горизонта. Амплитуда с запада на восток постепенно затухает, составляя на западе 20 м, в районе скважины 63 - 10 м, и постепенно сходит на нет.

Таким образом, ступенеобразный участок, заключенный между разломами 19 и 20, осложненный сколом, отсекаемым разломом 23, является более погруженным (в среднем на 10 м) по отношению к сопредельным с севера и юга участкам.

Нарушения 21 и 22 проходят параллельно оконтуривающему восточный блок с востока разлому15, в непосредственной близости от него. Амплитуда нарушения 21 составляет 10 м, нарушения 22 - 35-40 м.

Данные нарушения подтверждены результатами структурных построений по данным бурения скважин 123, 19, в которых подсолевые отложения вскрыты в их нормальном залегании, и скважины 65, в которой залегание пород нарушено вследствие пересечения разлома 15.

Кроме упомянутого разлома 23 амплитудой до 10 м, выявлены нарушения 24, 25 и 26, секущие перечисленные субпараллельные разломы 17 - 22 под разным углом.

Амплитуда разлома 24 составляет от 30 м до 40 м (вблизи скважины 90), разлома 25 - до 20 м, разлома 26 - 20-25 м. Трассирование этих нарушений произведено по данным бурения скважин 90, 5 и 97. Кроме того, в разрезе скважины 97 при пересечении нарушения 26 выпало 24 м отложений птичских слоев воронежского горизонта.

Размеры блока, ограниченного разломами 6, 12, 13, 14, 15, 16 и 27 составляют 3,30х2,97 км, высота структуры 440 м. Угол падения пород составляет 6-8,60. Таким образом, столь сложное геологическое строение нижнего структурного этажа Тишковского месторождения обусловлено их принадлежностью к зоне пересечения доверхнепротерозойских (поперечных) и девонских (продольных) серий региональных нарушений.

По данным З.А. Горелика, Р.А. Айзберга, Г.И. Морозова, М.А. Рынского и др. поперечным региональным нарушениям свойственна перемена знаков относительных перемещений тектонических блоков. Это обусловило развитие трещиноватости и способствовало усиленному преобразованию карбонатных коллекторов вторичными процессами в приразломных зонах. Характерные особенности распространения подсолевых отложений, а также содержащихся в них пластов-коллекторов представлены на схемах корреляции разрезов скважин терригенных и карбонатных отложений восточного блока.

Верхнефранско-каменноугольный (средний) структурный этаж сформирован из отложений нижней соленосной толщи, межсолевых карбонатных отложений, верхней галитовой подтолщи. Солевые отложения перекрываются породами глинисто-галитовой подтолщи верхнесоленосной толщи и надсолевыми отложениями каменноугольного возраста.

Для межсолевых отложений Тишковской структуры характерным является пликативно-блоковое строение, обусловленное движением блоков по разломам, а также проявлениями соляного тектогенеза в ливенском горизонте.

Межсолевые и подсолевые залежи Тишковского месторождения в плане не совпадают и находятся на расстоянии 11,5 км друг от друга.

Современный вариант строения межсолевых отложений отражен на структурной карте петриковского горизонта, которая утверждена ПДЭК (постоянно действующей экспертной комиссией) РУП “Производственное объединение “Белоруснефть” 14 января 2011 г.

По поверхности межсолевых пород структура представляет собой северное крыло брахиантиклинальной складки, свод которой и южное крыло глубоко опущены по региональному разлому.

К региональному разлому происходит резкое сокращение мощности как ливенских, так и межсолевых отложений.

Над региональным структурообразующим разломом 28 вдоль всего поднятого блока проходит зона полного отсутствия межсолевых отложений в виде узкой полосы между межсолевыми Тишковскими и Южно-Тишковскими структурными образованиями, происхождение которой невозможно объяснить только сбросовым характером дислокаций. В формировании данного рельефа принимали участие постседиментационные процессы размыва сформировавшихся отложений с последующим облеканием их осадками, широкомасштабный галокинез соленосной толщи, проявившийся в ливенском горизонте в виде выдавливания и течения соли, и прочее. 18. Ось межсолевой структуры проходит по линии скважин 2, 11, 121. К северу от оси породы погружаются под углом до 4,50, в южном направлении угол падения составляет 30.

По поверхности верхней соленосной толщи структура приурочена к западной периклинали Тишковского валообразного поднятия. Высота солевых поднятий составляет 1000 м. Тишковское и Осташковичское солевые поднятия расположены над центральной частью подсолевых залежей. Ось его проходит по линии скважин 16 - 9095.

Тишковское валообразное солевое поднятие в западной части имеет северо-восточное простирание и далее к востоку изменяет простирание на юго-восток.

Выше залегают терригенно-сульфатно-карбонатные породы, завершающие собой верхнефранско-каменноугольный этаж.

На размытой поверхности верхней соленосной толщи с резким угловым несогласием залегают терригенно-сульфатно-карбонатные породы надсолевого девона и карбона, повторяющие структурный план верхней соленосной толщи и завершающие верхнефранско-каменноугольный этаж.

Верхний структурный этаж характеризуется развитием антиклинальных форм, с хорошей унаследованностью структурных планов. Здесь снова происходит перестройка структурного плана. Они повторяют друг друга, но не соответствуют структурному плану по поверхности верхней соли. Вверх по разрезу происходит уменьшение степени дислоцированности пород, уменьшение амплитуды поднятия и выполаживание углов падения пород.

Палеогеновые и антропогеновые осадки залегают почти горизонтально.

1.4 Нефтегазоносность месторождения

Тишковское нефтяное месторождение расположено в пределах северного приподнятого крыла Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления. Промышленно-нефтеносными на Тишковском месторождении являются отложения петриковского, елецкого, задонского, воронежского (центральный и восточный блоки), семилукского (западный, центральный и восточный блоки), саргаевского (центральный и восточный блоки), ланского (центральный блок), старооскольского (восточный блок) горизонтов, а также вильчанской серии вендского комплекса верхнего протерозоя (восточный блок). Перспективными являются птичские слои воронежского горизонта (восточный блок) и старооскольский горизонт (центральный блок).

Нефтеносность продуктивных отложений установлена по керну (выпоты нефти на свежем изломе, в трещинах и кавернах, нефтяной запах), по промыслово-геофизическим данным, по результатам опробований испытателем пластов в процессе бурения и испытаний в колонне.

1.4.1 Нефтеносность петриковской залежи

Отложения петриковского горизонта вскрыты в пределах месторождения 36 скважинами.

Испытания в эксплуатационной колонне проводились в скважинах 5, 9, 11, 22 и 105. В скважине 9 при совместном испытании с лебедянскими отложениями интервала 2547-3568 м (-2381,2 - -2402,0 м) получен приток нефти дебитом 0,075 м3/сут. Приток нефти также получен при совместном испытании с елецко-задонскими отложениями в скважине 11 в интервале 2422-2476 м (-2272,5 - -2326,1 м). Дебиты составили 0,075 м3/сут и 16,32 м3/сут соответственно. При испытании собственно петриковских отложений в скважине 105 в интервале 2380-2407 м (-2239,3 - -2265,9 м) получен приток нефти дебитом 1,74 м3/сут. Нефтяной коллектор по данным ГИС выделен в интервале 2383,0-2401,8 м. В скважинах 5 и 22 притоки не получены.

Опробования в открытом стволе проводились в скважинах 2, 5, 9, 10, 11, 16, 25, 105,121.

В скважине 2 (первооткрывательница залежи) при опробовании совместно с лебедянскими отложениями интервала 2533-2558м приток не получен, в интервалах 2487,0-2558,3 м и 2499,5-2588м получены притоки разгазированного бурового раствора; при опробовании в декабре 1966 г. совместно с елецким и задонским горизонтами в интервале 2548,9-2633,3 м наблюдался приток нефтяной эмульсии дебитом 90 м3/сут (уд. вес 0,881 г/см3).

В остальных скважинах притоки не получены.

Нефтепроявления нефти в керне встречены в скважинах 1, 2, 10, 14, 94, 105 в виде запаха, выпотов, примазок нефти, в некоторых случаях порода пропитана нефтью.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

По площади коллектор распространен спорадически в виде линз. В районе скважины 105 запасы отнесены к категории С1. Залежь не разрабатывалась. Размеры залежи: линза радиусом 450 м, высотой 18,5 м.

В районе скважин 2 и 9, в которых получены притоки нефти и выделен нефтяной коллектор по данным геофизических материалов, запасы не считались, так как являются экономически нерентабельными. Это связано с наличием маломощных коллекторов (1,8 м и 1,6 м), невыдержанных по площади, низких притоков и отсутствия коммуникаций.

1.4.2 Нефтеносность елецко-задонской залежи

В пределах месторождения отложения елецкого и задонского горизонтов вскрыты 100 скважинами.

Впервые приток нефтяной эмульсии из елецко-задонских отложений был получен в скважине 2 при совместном опробовании с петриковскими отложениями в декабре 1966 г. интервала 2548,9-2633,3 м. Тогда же, в декабре 1966 г., при опробовании непосредственно задонских отложений в интервале 2629,7-2680,4 м получен приток окисленной нефти дебитом 46 м3/сут.