НефтегазоносностъТананыкское месторождение расположено в западной части Боброво-Покровского нефтегазоносного района. В процессе разведочного бурения на Тананыкском месторождении опробыванием в колонне и испытателем пластов изучены отложения Сакмаро-Артинского яруса, верхнего карбона, Мягковского, Каширского и Верейского горизонтов, Серпуховского и Окского, пласты: О2, О3, О4, О5 надгоризонтов. Залежи нефти в этих отложениях не установлены. В девонских отложениях, по данным промыслово-геофизических исследований и керну скважины номер 116, нефтесодержащих пластов также не выявлено. Промышленные запасы нефти на Тананыкском месторождении установлены в отложениях Б2, Т1, Т2. Основные запасы нефти на месторождении связаны с пластом Б2. Песчаный пласт Б2 приурочен к верхней части Бобриковского горизонта в 1,0 - 10,4 м ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта скважина 169. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослои. Промышленное нефтенасыщение пласта установлено опробыванием его в скважине 150, где из интервала перфорации от 2754 до 2758 м получен приток безводной нефти с дебитом 18,5 т/сут на 5 мм штуцере, в скважине 162 дебит нефти из пласта составил 18,7 т/сут. В целом залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта шестью скважинами. Коэффициент песчанистости, рассчитанный по этим скважинам составляет 0,7, коэффициент равен 0,3.
Таблица 1.1 - Сведения о продуктивном пласте Б2
Продуктивность пласта Т1 на описываемой площади, залегает в интервале 3,4 м скважина 168 - 15,8 м, скважина 155 ниже кровли Турнейского яруса. Коллекторами нефти являются известняки, покрышкой для которых служат глины Малиновского надгоризонта. Пласт состоит из отдельных проницаемых прослоев, количество которых варьирует от 1 до 7 м. Всего на месторождении пласт в скрыт в 14 скважинах, 6 из которых зоны с пластом Б2. Песчаный пласт Б2 приурочен к верхней части Бобриковского горизонта в 1,0 - 10,4 м ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта скважина 169. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослои. Промышленное нефтенасыщение пласта установлено опробыванием его в скважине 150, где из интервала перфорации от 2754 до 2758 м получен приток безводной нефти с дебитом 18,5 т/сут на 5 мм штуцере, в скважине 162 дебит нефти из пласта составил 18,7 т/сут. В целом залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта шестью скважинами. Коэффициент песчанистости, рассчитанный по этим скважинам составляет 0,7, коэффициентравен 0,3. Продуктивность пласта Т1 на описываемой площади, залегает в интервале 3,4 м скважина 168 - 15,8 м скважина 155 ниже кровли Турнейского яруса. Коллекторами нефти являются известняки, покрышкой для которых служат глины Малиновского надгоризонта. Пласт состоит из отдельных проницаемых прослоев, количество которых варьирует от 1 до 7. Всего на месторождении пласт в скрыт в 14 скважинах, 6 из которых расположены в пределах контура-нефтеносности. Нефтеносность пласта доказана опробованием его в скважинах: 150; 152; 162; 168. Максимальный дебит нефти получен в скважине 152, который составил 110 т/сут при 10 мм штуцере. В середине разреза Турнейского яруса, в среднем на 27 м ниже пласта Т1 залегает пласт Т2. В пределах контура нефтеносности пласт, вскрыт 4 скважинами, притоки получены в трех скважинах: 168; 162; 166. Коллекторами пласта Т2 являются известняки пористые, иногда с открытыми трещинами. В качестве покрышки служит 30 метровая толщина известняков с прослоями аргиллита и включениями доломита. Пласт до ВНК состоит, как правило, из от 2 до 4 проницаемых прослоев мощностью от 0,8 до 16 м. Продуктивность пласта Т2 на Тананыкском месторождении установлена промысловыми исследованиями скважина номером 162, которые проводились на одном режиме 3 мм штуцер в течение 55 часов непрерывного фонтанирования. Дебит нефти составил 25,4 т/сут. Кроме этого, нефть из этого пласта получена из скважины 166 при опробовании его испытателем пластов. Из интервала опробования от 2813 до 2840 м за 45 минут получен приток нефти в количестве 17 т/сут. В скважине 168 дебит, замеренный в процесс опробования, составил 21,2 т/сут при работе на 6 мм в штуцере. Таблица 1.2 - Данные, характеризующие пласты Т1 и Т2
|
