Пласт Срп

Серпуховский пласт отделяется от вышележащего пласта (Бш) пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Состав коллекторов примерно тот же – водорослевые и детритовые известняки.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 11,0 м. По данным ГИС выделено от 1 до 9 проницаемых прослоев, толщиной 0,4-3,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,516; расчлененность – 2,95. Керн отобран только в двух скважинах (146 и 148) на Сибирском поднятии. Имеется 8 представительных определений пористости и 5 проницаемости, максимальные значения пористости и проницаемости не превышают 11,8 % и 6,78*10^-3 мкм², нефтенасыщенности 71,2 %; средневзвешенное значение пористости 9,7 % по пяти прослоям, проницаемости - 2,72*10^-3 мкм² и нефтенасыщенности - 60,6 % - по четырем. Коэффициенты вариации пористости 0,135, проницаемости 0,841, нефтенасыщенности 0,12.

Нефтеносность серпуховских отложений установлена в 1997 году на Сибирском поднятии при опробовании скв. 146, где из интервала перфорации 1966.2-1970.0 (-1786.7-1790.5) получен приток нефти и пластовая вода. По заключению потокометрических исследований, пропластки в интервале перфорации дают нефть. На Родыгинском поднятии раздельного опробования пласта не проводилось.

Залежи нефти серпуховского пласта приурочены к Сибирскому и Родыгинскому поднятию с ВНК на абс. отметке 1790.5 м. На Сибирском поднятии в контуре нефтеносности находится 12 скважин. Залежь на Родыгинском поднятии вскрыта 10 скважинами. Обе залежи водоплавающие.

Так как пласты Бш и Срп объединяются в один эксплуатационный объект, были определены средневзвешенные значения коллекторских свойств и нефтенасыщенности по объекту (Бш + Срп).

Бобриковские пласты (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4).

Отложения бобриковских пластов, сложенные песчаниками, можно отнести к русловому аллювию. Иногда они представляют собой один циклит сложного строения. Это связано с наличием глубоко врезанных речных долин, при формировании которых полностью уничтожались осадки трансгрессивной части нижележащих отложений. В результате аллювиальные отложения нескольких циклов сливаются в один относительно мощный песчаный пласт, как это имеет место на Родыгинском поднятии, где обнаруживается его четырехярусное строение и наличие эрозионных контактов внутри толщи. Более того, в некоторых случаях происходит слияние русловых песчаников. Все это свидетельствует о еще большем возрастании динамики течений. Речные долины получают в это время максимальное развити. Выполняющие их аллювиальные песчаники достигают наибольшей толщины (до 25 м в скв. 306).

Прослои глинистых пород, заключенные между аллювиальными ярусами относятся к различным литогенетическим типам болотных фаций и являются экранами для песчаных тел коллекторов.

На Сибирском поднятии бобриковские отложения характеризуются неоднородностью и изменчивостью литологического состава как по площади так и по разрезу и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе данного поднятия уверенно выделяются четыре песчаных пласта, также выражающих русловую фацию. Это свидетельствует о наступлении новой регрессии моря и установлении на площади континентальных условий осадконакопления. Глубина эрозионных врезов уменьшилась, речные долины сузились и изменили свое местоположение. Состав заполняющего их аллювия изменился в сторону преобладания типов с относительно ослабленной динамикой водной среды.

Созданная модель формирования бобриковской толщи позволила провести детальную корреляцию этих отложений и выделить четыре проницаемых пласта: Бб₁, Бб₂, Бб₃ и Бб₄, индексируемых сверху вниз, а также создать наиболее уточненные геологическую и гидродинамическую модели для обеспечения рациональной системы разработки месторождения.

На Родыгинском поднятии отмечено слияние пластов, граница раздела между пластами принята условно.

Нефтеносность бобриковских отложений установлена в 1993 г. при испытании в колонне скв. 145, давшей незначительный приток нефти (1,1 т/сут) и пластовой воды (0,6 м³/сут)). В 1995 году при опробовании в колонне скв. 144 получен фонтан нефти дебитом 20,1 т/сут на 3 мм штуцере. Позднее, промышленная нефтеносность бобриковских отложений подтверждена результатами опробований скв. 141, 142, 143, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 517, 548, 567 и 588, где также получены промышленные притоки нефти.

Залежь нефти бобриковских пластов пластовая сводовая. водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2073 м на основании данных ГИС и результатов опробования скв. 145. Результаты опробований как вертикальных скважин (142, 144, 146, 517, 548, 567), так и наклонных (141, 143, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 588) не противоречат принятому ВНК, т. к. во всех скважинах нефть получена выше принятого ВНК, кроме скв. 301, 588 давших нефть до абсолютной отметки 2070,0 2070,4 м. Подтверждением принятому ВНК являются и данные ГИС вскв. 147 с l = 195,3 м, где подошва нефтенасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке 2072,6, кровля водонасыщенного на абсолютной отметке 2073,8 (нефть получена до абсолютной отметки 2069,4 м). В наклонной скв. 143 кровля водонасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке 2073,6 м (по ГИС).

Так как бобриковские пласты приурочены к единой залежи нефти представляют собой единый объект разработки, поэтому коллекторские свойства, нефтенасыщенность определены в целом по объекту разработки.