Составил В.Г. Каналин 8 страница

Расчет параметров пласта по совершенной скважине методом установившихся отборов и по кривым восстановления давления показал, что они в основном совпадают. Сравнение полученных параметров, с парметрами, рассчитанными по несовершенным скважинам, привело к выводу, что учет несовершенства скважин производится с большой погрешностью.

На основании анализа параметров пласта, вычисленных по индикаторным кривым, было установлено, что они значительно занижены и потому их не следует применять в расчетах по добыче нефти и разработке нефтяных залежей. Параметры пласта, полученные по кривым восстановления давления и заложенные в расчеты по добыче нефти, оказались завышенными в среднем на 300%. Этот факт объясняется, во-первых, расчетом параметров пласта по фиктивному уклону кривых восстановления и, во-вторых, неучетом движения по пласту двухфазной жидкости. Для практического пользования было предложено применять параметры, вычисленные по кривым восстановления давления, но с определенным поправочным коэффициентом.

На рассматриваемом месторождении в большей части скважин перфорированы и совместно эксплуатируются пласты Б₁, Б₂и Б₃; полученные по этим скважинам - параметры характеризуют весь комплекс пластов в целом.

Для определения фильтрационных параметров раздельно по каждому из пластов применялась методика косвенной их оценки, изложенная в гл. 7. Расчет соответствующих параметров позволил впервые построить схематические карты гидропроводности отдельно по пласту Б₁ (рис. 57) и пластам Б₂+Б₃. Гидропроводность пласта Б₁изменяется от 20 до 800 (мкм²*см)/(мПа*с), пластов Б₂ + Б₃ — от 80 до 1700 (мкм2*см)/(мПа*с).

Кроме того, для месторождений этого типа применялся метод гидропрослушивания, который основан на перераспределении давления в пласте при изменении режима работы скважины. Применение этого метода для условий Ярино-Каменноложского месторождения имеет ограниченные возможности, так как многие скважины эксплуатируются ниже давления насыщения, вследствие чего в определение параметров вносится крупная погрешность. Этим методом определяется гидродинамическая связь между скважинами и между пластами, а также между отдельными частями залежи. Однако при наличии свободного газа в пласте также вероятно получение неверных данных. Метод гидропрослушивания в условиях Ярино-Каменноложского месторождения может дать лишь качественную картину распределения параметров в пласте и выявить местонахождение различного рода экранов. В процессе исследований установлена замедленная связь между нефтяной и законтурной частями залежи, что ускорило темп падения давления в добывающих скважинах и привело к увеличению оттока закачиваемой жидкости.

Гидропрослушивание помогло установить на описываемом месторождении отсутствие гидродинамической связи между законтурной и нефтяной частями залежи почти на всем западном крыле и отдельных участках восточного. Отсутствие гидродинамической связи выявлено и между рядом добывающих скважин, что может быть объяснено вероятно, наличием литологических экранов. Интересно отметить, чтона первых этапах разработки залежи нижнего карбона исследования пьезометрических скважин позволили сделать вывод о хорошей гидродинамической связи между нефтяной и законтурной частями залежи. Однако в процессе разработки вследствие отборов нефти на ряде участков залежи стало наблюдаться резкое падение пластового давления. Усиление закачки воды не дало положительного эффекта. Особенно интенсивное падение пластового давления было зафиксировано на западном крыле структуры (скв. 49, 81, 82, 103, 53, 87 и т. д.). По замерам пластовых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах в течение определенного времени строились карты разницы пластовых давлений (∆р).

Анализ этих карт позволил почти но всему западному крылу и отдельным участкам восточною установить зоны повышенного давления и районе нагнетательных скважин и соответственно зоны пониженных давлений в районе добывающих. Сопоставление полученных материалов с результатами гидропрослушивания позволило сделать вывод о наличии экранов почти по всему западному и частично восточному крыльям структуры. Наличие экрана подтверждалось также результатами испытания скв. 168, пробуренной в зоне экрана на западном крыле поднятия. Здесь в нижней части пластов Б₂+Б₃ в водонасыщенной части (1705 - 1710 м) пластовое давление достигло 17,7 МПа. При перфорации нефтенасыщенной части (1085 - 1695 м) был получен небольшой приток нефти, скважина не фонтанировала, пластовое давление составляло всею лишь 9,01 МПа. Перепад достиг 8,66 МПа. Па восточном крыле отсутствие гидродинамической связи зафиксировано между скв. 11 и 63, 89 и 60, 89 и 114. Причинами образования экрана, на наш взгляд, могли быть либо значительные фациальные и литологические замещения пластов, либо усиление деятельности микроорганизмов в зоне ВНК вследствие закачки пресной воды в пласт.

Дальнейшее исследование причин образования экрана Н. Г. Балашовой и др. в 1973 и 1981 гг. позволило выделить вблизи ВНК пропластки с окисленной нефтью, сопротивление которых достигает 1000 Ом*м. Этот вывод был сделан по материалам бурения оценочных скв. 711, 715, а также исследования керна из скв. 742. Однако причины наличия пропластков с окисленной нефтью до настоящею времени так и не установлены. Вполне вероятно, что образование окисленной нефти, как отмечалось нами выше, связано с жизнедеятельностью микроорганизмов.

Наличие экрана послужило основанием для прекращения закачки в нагнетательные скважины западного крыла и переноса ее в скважины восточного крыла. При этом было решено увеличить давление закачки, а, кроме того, производить ее раздельно в каждый из продуктивных пластов. Для интенсификации процесса разработки сначала было предложено создать разрезающий ряд между Яринской и Каменноложской площадями, затем разрезать залежь еще двумя рядами нагнетательных скважин. Положение разрезающих рядов обосновано путем анализа всех геолого-промысловых материалов по залежи.

На Ярино-Каменноложском месторождении пробурено большое число скважин, эксплуатация здесь ведется давно, что, естественно, помогло сделать выводы об особенностях геологического строения района. Геологическое строение изучено на основании комплекса материалов по всем скважинам, включая обработку данных каротажа, образцов керна, а также гидродинамических исследовании скважин. Использование всех этих данных помогло расчленить монотонную терригенную толщу визейского яруса. В ней выделены четыре поверхности несогласия, описаны особенности строения пластов, обнаружены тупиковые зоны (восточное крыло), выявлены плотные прослои песчаника с АВС и установлена значительная неоднородность пластов. В результате изучения терригенной толщи выделены зоны с наилучшей гидропроводностью, определены параметры пластов, установлено наличие в пласте экранов, оконтурены наиболее проницаемые участки, по которым происходит обводнение, а также выделены зоны с наиболее выдержанным давлением в пласте.

Геолого-промысловый анализ разработки с учетом особенностей геологического строения позволил наметить основные мероприятия но разработке залежей, повлиять положительно на состояние их разработки.

Разработку (залежей пластов Б₀ и Б₄ предлагалось проводить по системе с очаговым наводнением. По каждому из пластов намечено положение разрезающих рядов и предложена раздельная закачка воды. Кроме того, в зональные интервалы «а» и «б» пласта Б₁ также рекомендуется раздельная закачка воды. Пласт Б₄ чаще всего залегает в виде линз, обычно заполняя «карманы» в пониженных частях палеорельефа турнейских известняков. Здесь кроме очагового заводнения предложено еще и разрезание двумя рядами нагнетательных скважин.

Рассмотрим, каким образом влияли геолого-промысловые особенности залежи на процесс вытеснения нефти. Закачка воды с начала разработки в целом но залежи составляла 104,3% от отобранной жидкости, по Яринской площади - 115,7%, по Каменноложской - 95,3%. Положительный баланс между закачкой воды и отбором нефти проявился лишь с начала 1964 г., в связи с переносом фронта нагнетания воды в пласты Б₂ и Б₃ и закачкой воды в скважины разрезающего ряда. Выполненные расчеты показали, что отток закачиваемой воды по Яринской площади составляет 40 - 50%, а по Каменноложской 30 - 35%, что подтверждается и данными разработки залежи (на месторождении, например, Зольный Овраг давление в центральной части площади восстановилось до первоначального при превышении закачки воды над отбором на 70 % — по данным А. Л. Капишникова).

Среднесуточная добыча нефти по Яринской площади значительно отставала от проектной, что вызвано отставанием закачки воды в пласт и снижением пластового давления в залежи. Начальное пластовое давление в залежи равно 17,0 МПа, давление насыщения - 15,8 МПа. Закачка воды на Яринской площади началась в сентябре 1957 г., но добывающие скважины не реагировали на нее. К концу III квартала 1963 г. давление внутри контура нефтеносности упало до 12,66 МПа, а в зоне отбора — до 11,5 МПа. Минимальное пластовое давление составило 10,1 — 10,3 МПа. С IV квартала пластовое давление стабилизировалось и среднее взвешенное давление внутри контура и в зоне отбора возросло соответственно на 0,9 - 1,0 МПа. Стабилизации и повышению давления на площади способствовали: 1) увеличение темпов закачки воды; 2) увеличение объема закачки воды на восточном крыле; 3) закачка воды раздельно по пластам; 4) создание разрезающего ряда между Яринской и Каменноложской площадями. В то же время по ряду центральных скважин (скв. 40, 104, 166) зафиксировано падение давления от 0,2 до 1,4 МПа, что свидетельствует о перераспределении давления в залежи.

На распределение пластового давления на Каменноложской площади влиял отбор нефти на Яринской площади. Закачка воды в залежь началась в 1962 г., но давление продолжало падать до конца 1963 г. - начала 1964 г. На 1/Х 1964 г. среднее взвешенное давление в зоне отбора и в контуре нефтеносности упало соответственно до 13,43 и 14,64 МПа. К концу 1964 г. пластовое давление в залежи начало расти. Таким образом, отставание темпов закачки воды от темпов отбора нефти недопустимо. Пониженная проницаемость в законтурной области и затрудненная связь ее с залежью обусловливают необходимость расстановки нагнетательных скважин ближе к водонефтяному контакту. Максимальное пластовое давление на Ярино-Каменноложской площади отмечено в пласте Б₃, среднее — в пласте Б₁ и минимальное — в пласте Б₂. В пласте Б₄ пластовое давление характеризуется большим диапазоном изменения — от 9 до 16 МПа.

Снижение забойного давления ниже давления насыщения на Ярино-Каменноложском месторождении достигает 30 - 45%, что способствует выделению газа в пласте. При сегрегация газа в пласте газ стремится собраться у кровли пласта в самых его повышенных участках, образуя газовые шапки. Газовый фактор в добывающих скважинах в этот момент или остается постоянным, или падает. С ростом газовой шапки отмечается прорыв газа в добывающие скважины, газовый фактор в них растет. Из-за высокого газового фактора в 1962 г. была законсервирована большая часть скважин Яринской площади (скв. 2, 93, 41, 36, 59, 78, 79, 103, 104). В 1963 г. зона разгазирования еще больше увеличилась (скв. 38, б, 7, 39, 54, 140, 97) и захватила даже северную часть Каменноложской площади (скв. 29, 144). В 1964 г. в связи со стабилизацией и ростом пластового давления сократились зоны раз-газирования, часть скважин была даже выведена из консервации (скв. 7, 78, 96, 108 и т. д.) и эксплуатировались с нормальным газовым фактором.

Таким образом, в начальный период разработки в залежи наметились явные признаки режима растворенного газа. Аналогичная картина наблюдалась и на месторождении Зольный Овраг, но здесь уже через год после начала поддержания пластового давления газовый фактор стал устойчивым. Для ликвидации последствий режима растворенного газа на Ярино-Каменноложском месторождении необходимо было увеличить объем закачиваемой воды, так как энергии краевых вод явно не хватало для восстановления пластового давления. Следовательно, на такого типа залежах поддержание пластового давления следует проводить уже на первых этапах разработки. При разработке залежей в условиях ниже давления насыщения резкого выделения газа из жидкости не происходит, вероятно, вследствие влияния пористой среды.

Анализ заводнения пластов (контроль за продвижением ВНК) на Ярино-Каменноложском месторождении осуществлялся приборами РКМ-7, ИГН. До 1964 г. скважины Яринской площади обводнялись незначительно (скв. 16, 61, 62, 100), но в связи с созданием разрезающего ряда и переносом фронта нагнетания появилась вода во многих скважинах северной и южной частей площади, а также в скважинах первого и второго эксплуатационных рядов. Вытеснение нефти закачиваемой водой происходило неравномерно, вода прорывалась по наиболее проницаемым прослоям. В северной части площади такое направление зафиксировано по линии скв.61, 62, 11, 85, 94, 143, 54, в южной — по линиям: 1) скв. 32, 40, 39, 113, 159, 153, 23 и 2) скв. 80, 19, 117, 112, 115, 159. На юге Каменноложской площади подобная же закономерность выявлена по линии скв. 8, 276, 275, 256, 209. Анализ обводнения скважин показывает, что конусов обводнения по ним не образовалось. В местах прогрессирующего обводнения необходимо применять форсированный отбор жидкости. Капитальные ремонты здесь не дают желаемого эффекта.

Наличие в залежи пластов с различной смачиваемостью, вероятно, повлияло на равномерность выработки запасов и обводненность залежи. В связи с этим были предложены мероприятия по регулированию разработки (дифференцированные отбор нефти и закачка воды, перенос фронта нагнетания и т. п.) Принятые меры и учет геолого-промысловых особенностей залежи позволили значительно улучшить показатели разработки.

В настоящее время на завершающей стадии разработки установлено смещение залежи к западному борту. Этому способствовало значительное превышение закачки на восточном крыле. В целом нефтяная оторочка прослеживается в виде узкой полосы вблизи сводовой части залежи. Комплексный учет геолого-промысловых особенностей залежи и их интерпретация позволили осуществить ее рациональную разработку. В настоящее время текущий коэффициент нефтеотдачи близок к проектному.

Таким образом, в процессе разработки месторождений описываемого типа вся геолого-промысловая информация была получена методами, основанными на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа и воды, отбираемых из скважин; геофизическими; гидродинамическими; с помощью дебитомеров и расходомеров; позволяющими получить информацию на основе анализа эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин; геолого-промысловыми. Пример комплексной интерпретации геолого-промысловых материалов позволит учитывать их и на других месторождениях аналогичного типа.

 

Глава 24. НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СИБИРСКОГО ПРИУРАЛЬЯ

Поиски промышленных скоплений жидких углеводородов, длившиеся в Сибирском Приуралье почти четверть века, в 1960 г. увенчались успехом -из скв. 6 Трехозерной - площади был получен фонтан нефти из песчано-алевритовых пород верхней юры. Это была первая промышленная нефть в Западной Сибири, оказавшая огромное влияние на развитие этого края, на развитие всего Западно-Сибирского нефтегазоносного комплекса. Затем в Шаимском районе были открыты Мулымьинское, Мортымья-Тетеревское, Западно-Мортымьинское, Южно-Тетеревское, Восточно-Тетеревское, Северо-Тетеревское, Толумское, Среднемулымьинское, Убинское, Даниловское и другие месторождения. К настоящему времени здесь насчитывается более 30 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Наиболее типичное изних Мор-тымья-Тетеревское, характеризующееся максимальной толщиной пластов и наибольшим стратиграфическим диапазоном нефтеносных отложений.

24.1. Учет геолого-промысловых особенностей продуктивных отложения в процессе проектирования разработки

Промышленные залежи нефти в Шаимском районе приурочены к трещиноватым породам фундамента, его коры выветривания, к песчано-алевритовым отложениям средней и верхней юры. Наиболее сложным строением характеризуются залежи нефти в трещиноватых породах палеозоя. Образования палеозоя продуктивны лишь в зонах повышенной трещиноватости. При этом весьма существенную роль играет величина угла наклона трещин и характер заполнения их минеральным веществом. Породы средней юры на выступах фундамента отсутствуют: распространены лишь на их склонах, выполняя узкие заливообразные погружения в рельефе фундамента. Продуктивные отложения верхней юры развиты несколько шире среднеюрских и приурочены к склонам либо отдельных структур (Среднемулымьинская), либо их сочленений (Толумская, Убинская и др.). В целом продуктивные отложения в этом районе, по предварительным данным, были объединены в продуктивный пласт П.

Залежи нефти Шаимского района имеют весьма сложное строение и являются преимущественно пластовыми стратиграфически экранированными. Вести поисково-разведочные работы и выявлять залежи нефти здесь особенно трудно, так как зачастую велика доля скважин, оказавшихся либо за пределами зоны распространения коллекторов, либо за контуром нефтеносности. Поскольку продуктивные отложения пласта П присутствуют на склонах выступов фундамента, то в плане объектами разработки являются площади, примыкающие к поднятиям, а не сводовые части поднятий.

На первых этапах изучения района, когда в его пределах было пробурено сравнительно небольшое число скважин, Н. Н. Ростовцев предположил, что все нефтяные залежи имеют единую поверхность водонефтяного контакта, полого наклоненную на северо-восток с уклоном 50м на 9 км. В настоящее время большинство исследователей считают, что залежи нефти в данном районе обычно изолированы друг от друга литологическими или тектоническими экранами. Установленный в пределах залежи наклон ВНК одни исследователи объясняли влиянием движения подземных вод, другие литолого-физическими свойствами пород.

В процессе проектирования разработки Мортымья-Тетеревского месторождения основное внимание уделялось изучению продуктивного пласта П, в пределах которого было выделено пять литологических пачек. Нефти залежей этого пласта метаново-нафтеновые с вязкостью 0,8 мПа*с, плотностью 0,822 г/см³; пластовое давление 16,0 МПа, давление насыщения 8,9 МПа; газовый фактор 84 м³/т. Проницаемость продуктивных отложений В среднем составляет 0,25 мкм², гидропроводность колеблется от 249 до 386 (мкм^2*см)/(мПа*с), проводимость - от 0,290 до 0,420 мкм²/(мПа*с). Поверхность раздела нефть — вода установлен на отметке - 1551 м.

Наличие единого раздела нефть — вода, а также геолого-промысловая характеристика продуктивных отложений, физико-химические свойства флюидов, фильтрационные свойства залежи позволили продуктивный пласт П выделить в самостоятельный эксплуатационный объект. На основе учета геолого-промысловых особенностей данного объекта эксплуатации для разработки была рекомендована система с поддержанием пластового давления путем сочетания законтурного, и внутриконтурного заводнения — разрезания залежи на отдельные блоки. В соответствии с технологической схемой разработки, составленной в 1968 г., планировалось разбуривать залежь добывающими скважинами по сетке 600×600 м. Анализ состояния разработки данного объекта эксплуатации показал, что при проектировании разработки таких объектов к ним следует подходить так же, как к многопластовым нефтяным месторождениям. Воду следует закачивать в каждую пачку, в каждый проницаемый пласт раздельно.

Залегающие ниже пласта П породы тюменской свиты довольно четко выделяются по литологическому составу и комплексу промыслово-геофизических материалов. Свита сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами, конгломератами, прослеживаются линзы угля. Общая толщина отложений свиты 17 - 29 м. Распространена она не повсеместно, заполняет наиболее глубокие врезы структуры. В некоторых скважинах (например, в скв. 698) получен промышленный приток нефти. При проектировании разработки необходимо учитывать линзовидный характер отложении. Кроме того, разработка должна проводиться при условии бурения самостоятельной серии скважин, т. е. выделения самостоятельного объекта эксплуатации.

Породы коры выветривания в пределах описываемого месторождения также промышленно нефтеносны. Промышленные притоки нефти получены, например, из скв. 745, 764, 755, 756, 780, 765. Вероятно, нефтеносность этих пород связана с трещиноватыми выветрелыми зонами. Общая толщина продуктивных интервалов 8 - 19 м. Следует обратить особое внимание на изучение геолого-промысловых особенностей описываемых пород и, соответственно, на условия их разработки.

Геологическое строение и геолого-промысловые особенности нефтяных залежей изучались на стадии подсчета запасов и проектирования разработки на месторождениях этого типа путем изучения их прямыми, геофизическими, гидродинамическими (особенно методом самопрослушивания скважин) и геолого-промысловыми методами. Обобщение и интерпретация геолого-промысловой информации производились на основе количественной, статистической оценки средних значений и степени рассеяния изучаемых признаков, их кондиционных значений. Большое внимание уделялось графическим способам обобщения и интерпретации получаемого геолого-промыслового материала, построению карт и схем, отражающих изменение свойств изучаемых нефтяных залежей.

24.2. Учет и интерпретация геолого-промысловых материалов в процессе разработки

При разбуривании эксплуатационного объекта - залежи пласта П — добывающими и нагнетательными скважинами, а также в процессе их эксплуатации была получена соответствующая геолого-промысловая информация. Значительное внимание уделялось детальной корреляции разрезов всех пробуренных скважин, изучении на этой основе строения пластов, выделению пачек, подпачек и т. п.

Сопоставление разрезов скважин начинается с выделения основного каротажного репера, в качестве которого может быть принята пачка высокого сопротивления (рис. 58), соответствующая глинистым битуминозным породам верхов шаимской свиты (первая битуминозная пачка). Эта пачка носит название «тутлеймский репер». В качестве другого основного каротажного репера можно применять и нижележащую битуминозно-глинистую пачку высокого сопротивления— абалакский репер. Однако эта пачка в наиболее повышенных частях структуры размыта, и на породах фундамента, или вогулкинской толщи, залегают вышележащие отложения. Но на значительной части площади она выдержана и может быть прията (с долей условности) в качестве репера для большей части площади.

Продуктивные отложения шаимской свиты обычно четких и выдержанных реперов по площади не имеют. В разрезе продуктивных отложений на каротажных: диаграммах можно выделить так называемые реперы местного значения, которые прослеживаются лишь по группам скважин. Эта реперы помогают проследить за изменением толщины и литологического состава пластов, выделить отдельные пачки и подпачки и произвести корреляцию разрезов соседних скважин. В разрезе продуктивных отложений нами прослежены от трех до пяти местных (или групповых) реперов. Таким образом, в рассмотренных нами продуктивных отложениях можно выделить два основных и четыре-пять местных (групповых) реперов.

Продуктивные терригенные отложения (вогулкинская толща + низы волжского яруса) заключены между породами верхней подсвиты шаимской свиты и породами тюменской свиты, коры выветривания или же палеозойского фундамента. Всего здесь в волжских отложениях и пласте П (вогулкинская толща) выделено пять крупных проницаемых пачек и подначек. Четыре из них келловей-оксфорд-кимериджского возраста, а пятая — ннжне-сред-неволжского.

Таким образом, выделяемую в верхней части терригенных отложений самостоятельную пачку П_вл мы относим к нижне (?) + средневолжскому подъярусу, что подтверждается здесь нахождением волжской фауны. Эта пачка, пожалуй, впервые выделена в самостоятельный объект, ранее ее все исследователи относили к верхней пачке пласта П. Нами описываемый пласт зафиксирован на большей части (80 - 85%) Тетеревской площади.

Нижележащая вогулкинская толща подразделяется на три пачки: верхнюю (П_в), среднюю (П_с) И нижнюю (П_п). Верхняя пачка в свою очередь, разбита нами на две подпачки: первую (П_в1)и вторую (П_в2) (сверху вниз). Первая подпачка по возрасту относится в основном к кимериджу?, вторая — к оксфорду; средняя (П_с) - верхнему келловею - нижнему Оксфорду?; нижняя (П_н) — к келловею.

Поскольку продуктивные отложения пластов П и П_вл, с которыми связаны основные залежи нефти в Шаимском районе, присутствуют лишь на склонах, в эрозионно-тектонических ложбинах выступов фундамента, то в плане объектами разработки являются площади, примыкающие к поднятиям, а не сами поднятия.

Мощность терригенных отложений (включая пласт _Пвл) колеблется от 0 до 53 м. Наибольшая мощность зафиксирована в северной части Мортымья-Тетеревского месторождения (скв. 117,881, 830), где она соответствию составляет 38; 42; 36,6 м.

Пачка П_вл выделяется в верхней, кровельной части продуктивных терригенных отложений шаимской свиты (рис.59). Она четко отделяется от вышележащих глинисто-алевритистых верхневолжских отложений. Особенно это наглядно видно в разрезе эталонных скв. 117, 261, 288, 95.

В зоне перехода от глинистых к терригенным отложениям отмечается их несогласное залегание. Здесь как по керну, так и по каротажу повсеместно прослеживается плотный конгломератовидный известняк или конгломерат, сцементированный карбонатным цементом. Толщина этого плотного пропластка колеблется от 1,2 до 4 м.

В подошвенной части пачки П_вл также намечается размыв: иижневолжские породы с несогласием лежат на отложениях вогулкинской толщи. Здесь на границе размыва также наблюдаются либо конгломератовидные известняки, либо конгломераты, сцементированные карбонатным цементом. Мощность- этого пропластка от 0,1 до 1,8 м.

 

Рис. 59. Сопоставление геолого-геофизическ их разрезов продуктивных отложении Мортымья-Тетеревского месторождения:

1 - глины; 2 - битуминозные породы; 3 - песчаники; 4 - плотные породы с карбонатным цементом; 5 — породы коры выветривания

В разрезе пачки П_вл отмечаются плотные и глинистые пропластки, число которых изменяется от 2 - 3 (скв.699, 722) до 4 - 5 (скв. 831, 935). Обычно они не выдержаны по площади, но прослеживаются иногда в 10 - 12 скважинах. Пачка плотными пропластками делится как бы на две части: верхнюю и нижнюю. Верхняя часть этой пачки очень хорошо прослеживается в разрезе скв. 117, 880, 881, 830, 831, 935, 933. Причем нижняя часть в скв. 117, 880 замещается глинистыми породами, которым в сопоставленных интервалах скв. 931, 879, 880 соответствуют глинистые песчаники или алевролиты.

Основное замещение пачки П_вл глинистыми породами наблюдается в их подошвенной части. Наибольшая толщина глинистых пород нижне- и средневолжского подъярусов зафиксирована в скв. 13 Мулымья (Назаровская), где она равна 75 м; в пределах Мортымья-Тетеревского месторождения толщина описываемых глинистых пород в скв. 117 составляет 6 м, в скв. 880 - 3,6 м, т. е. замещение пласта выявлено в основном в северной части Мортымья-Тетеревского месторождения. Наиболее высокое положение волжской пачки П_вл отмечается в северной части этого месторождения. Здесь отсутствие пачки зафиксировано лишь в скв. 882 и 883,что вероятно, связано с приподнятыми участками, с выступом фундамента. На это же указывает резкое возрастание толщин описываемых отложений в восточном направлении на борту этого выступа (скв. 932, 933, 830, 881, 685). В южной части площади кровля отложений пачки П_вл находится ниже, чем в северной, на 30 – 35 м.

Наибольшая общая толщина отмечается также на севере Мортымья-Тетеревского месторождения, в скв. 660 она составляет 4,4 м, в скв. 685 — 9,4 м; в скв. 997 — 8,6 м; в скв. 881 — 10,6 м; в скв. 830 - 9,6 м; в скв. 885 11,4 м; в скв. 884 — 17,2 м. Эффективная толщина пачки П_вл в южной части площади изменяется от 1,6 до 6 м. Значительной нефтенасыщенной толщиной характеризуется пачка в районе скв. 874, 885 (10-16 м), скв. 667, 685, 664 (6 - 9 м) и скв. 750, 751 (6-8 м), что имеет важное значение для разработки этого месторождения.

Верхняя пачка П_в продуктивного пласта П выделяется в верхней части вогулкинскойи толщи (низы шаимской свиты). Кровлей пачки служит подошва первой плотной перемычки, представленной конгломератом или конгломератовидным известняком, сцементированным карбонатным цементом. Для пачки П_п, как и для всего пласта П, характерно значительное фациальное замещение. Наиболее литологически однородна пачка в скв. 880, 830. 882, 115. В скв. 117, 726, 727, 740, 721, 668 она представлена переслаивающимися Песчаниками, алевролитами, глинами, известняками. Значительное замещение пласта глинистыми породами зафиксировано в скв.667, где из общей мощности пачки - 15 м, только 7 м приходится на долю песчаников. Выдержанных по площади глинистых прослоеввыделить, не удалось. Увеличение числа глинистых и карбонатных пропластков зарегистрировано также в наиболее погруженных скважинах. Так, в скв. 933, 931, 117 число плотных непроницаемых пропластков значительно увеличивается по сравнению с разрезами скв. 884, 667, 115.