2.4 Нефтегазоносность

В разрезе Сибирского месторождения в результате детальной корреляции выделены следующие продуктивные пласты: башкирский (Бш), серпуховский (Срп), бобриковские (Бб₁, Бб₂, Бб₃, Бб₄) и турнейско-фаменский (Т-Фм). Корреляция пластов проведена по кровле и подошве проницаемых пропластков или их аналогов на основании промыслово-геофизических материалов с учетом исследований керна, результатов испытаний скважин, а также с привлечением комплекса литофациальных и биостратиграфических исследований.

Водонефтяные контакты приняты по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть.

К башкирскому и серпуховскому пластам приурочена пластово-мас-сивная залежь нефти, объединяющая Сибирское и Родыгинское поднятия, в пределах серпуховского пласта она разделилась на две самостоятельные залежи. ВНК принят единым для обоих пластов на абс. отметке 1790,5 м.

К бобриковским пластам приурочена пластово-сводовая залежь нефти, объединяющая Сибирское и Родыгинское поднятие с ВНК, принятым на абс. отметке 2073 м.

В пределах пласта Т-Фм выделены две пластово-массивные нефтяные залежи, ВНК залежи на Сибирском поднятии принят на абс. отметке 2082 м, на Родыгинском поднятии 2073 м. В таблице П. 2.1 приведены глубины, отметки и толщины продуктивных пластов по скважинам, обосновывающим ВНК.

Карты распределения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности построены по средневзвешенным по толщине значениям этих параметров, определенных по данным ГИС (при определении в карбонатных коллекторах был использован метод «баланса пористости», а в терригенных отложениях метод по остаточной водонасыщенности). Карты распределения коэффициентов проницаемости построены по данным ГИС с учетом гидродинамических исследований. На плотной зоне приняты предельные значения параметров (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости).

Ниже приводится краткое описание продуктивных пластов.

Пласт Бш

Проницаемый пласт Бш выделяется примерно в 14 - 16 м от кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождени. Коллекторы представлены известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми, известняковыми раковинными песчаниками и сгустковыми известняками, прослоями глинистыми и неравномерно пористыми.

В 14 скважинах пласт освещен керном, выборка представительных данных включает 226 определений пористости и по 205 проницаемости и нефтенасыщенности.

Средневзвешенные по толщине проницаемых прослоев значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности соответственно равны: 11,3 %, 18,3*10^-3 мкм² и 71,1 %. Коллекторские свойства выше средних установлены в скв. 42-ОГН, 145, 149. Коэффициенты вариации пористости 0,183, проницаемости 1,948, нефтенасыщенности 0,05. Распределение проницаемости стабилизированное асимметричное, с максимумом в интервале 10,0-25,0*10^-3 мкм², смещенное в область невысоких значений: 3/4 коллекторов имеют проницаемость менее 25,0*10^-3 мкм², и лишь 1% - более 0,25 мкм².

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 4,8 до 24,4 м. По данным ГИС в пласте выделено от 5 до 21 проницаемых прослоя, толщиной от 0,2 до 4,2 м. Коэффициент песчанистости (отношение эффективной толщины пласта к общей) составляет 0,478; расчлененность 15,3. Промышленная нефтеносность пласта установлена в 1988 году при опробовании скв. 43 ОГН-бис, где из интервала перфорации 2093.4-2103.1 (-1792.0-1801.7) получен фонтан нефти дебитом 13.1 т/сут. на штуцере диаметром 2 мм.

Залежь нефти в пределах башкирского пласта объединяет Сибирское и Родыгинское поднятия с ВНК на абс. отметке 1790.5 м. Размеры залежи составляют 11 х 6 км, этаж нефтеносности равен 64 м. В контуре нефтеносности находится 31 скважина, 2 за контуром. Водонефтяная зона составляет 62% от общей площади залежи.