Особенности геологического строения Красногвардейского месторождения

Красногвардейское месторождение открыто в 1976 г. бурением скв. № 335, которой была установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т1 и Т2). Всего выделены четыре залежи нефти [6].

Пласт Т1 приурочен к кровельной части тур-нейского яруса и представлен чередованием порово-кавернозных известняков с плотными пропластками непроницаемых пород. Пласт выдержан по площади. В разрезе пласта выделяется от двух до шести проницаемых прослоев, их толщина изменяется от 0,4 до 11,3 м. Толщина плотных прослоев изменяется от 0,6 до 2,6 м.

В пласте Т 1 выявлены две залежи нефти: основная и залежь района скважины № 1482, контролируемые соответственно западной и восточной структурами Красногвардейского поднятия.

Покрышкой для залежей пласта Т 1 служит глинисто-алевритовая пачка радаевских отложений, гидродинамически разделяющая бобриковские и турнейские породы-коллекторы. В ряде скважин дополнительным флюидоупором служат плотные карбонатные породы, которые выделяются в кровельной части пласта Т 1 . Толщина непроницаемых пород покрышки изменяется от 12,0 до 16,8 м.

Пласт Т 2 залегает ниже пласта Т 1 и представлен теми же литотипами пород. В кровле пласта Т₂ при бурении скважин происходит обрушение пород околоскважинного пространства, на основании чего можно предположить, что в этом интервале развита микротрещиноватость.

Во вскрытой части разреза пласта выделяется от одного до шести проницаемых прослоев толщиной 0,6-24,9 м. Толщина прослоев плотных пород изменяется от 0,4 до 3,9 м.

Продуктивный пласт Т 2 выдержан по площади и имеет аналогичное пласту Т₁ разбиение на два купола: западный (основная залежь) и восточный (залежь района скважины № 1482). Нефтеносные отложения пласта Т 2 изучены тремя скважинами.

Согласно описанию керна породы покрышки для залежей нефти пласта Т 2 представлены плотным кристаллическим известняком толщиной от 20,6 до 32,5 м. Однако в связи с отсутствием каких-либо геолого-промысловых исследований на предмет разобщения продуктивных пластов Т 1 и Т 2 нельзя однозначно утверждать, что гидродинамическая связь между ними отсутствует.

По литологическим признакам продуктивные пласты Т 1 и Т 2 Красногвардейского месторождения относятся к карбонатному типу пород-коллекторов. По структуре емкостного пространства породы пласта Т₁ относятся к поровому типу коллектора, а пласта Т 2 – к порово-кавернозному. В последнем структура порового пространства осложнена за счет кавернозности и трещиноватости пород. Емкости каверн и трещин дополняют собой емкость, образованную порами. В большей степени это происходит за счет каверн и в меньшей – за счет трещин [1-5, 710]. Отложения пласта Т 1 c отбором керна вскрыты семью скважинами, пять из которых расположены в контуре нефтеносности пласта.

Литологически пласт представлен органогенными известняками, среди которых преобладают детритовые. Известняки в различной степени перекристаллизованные и доломитизированные, от светло-серых до черных, переслаиваются со светло- бурыми крупнокристаллическими зернистыми разностями [11-19]. Породы-коллекторы сложены органогенными известняками пористыми, иногда кавернозными, разделенными непроницаемыми прослоями глинистых и битуминозно-глинистых карбонатных пород и доломитов. По данным исследования керна пласт Т1 характеризуются значениями открытой пористости от 7,3 до 18,3%, проницаемости – от 0,8 до 540,0 мД. По данным интерпретации ГИС величина пористости по пропласткам изменяется в пределах от 7,3 до 21,8% и в среднем составляет 16,0%. Среднее значение проницаемости составляет 37,8 мД, начальной нефтенасыщенности – 85,0%.

Отложения пласта Т2 охарактеризованы керном из пяти скважин, из которых в контуре нефтеносности пробурена только скважина № 1482.

Коллекторами пласта являются органогеннодетритовые, слабо кавернозно-пористые известняки, по которым прошел процесс выщелачивания с образованием пор и крупных каверн. В крупных жеодообразныхкавернах отмечаются кристаллические зерна кальцита. Здесь же отмечаются зеркала скольжения и кораллы. Известняки серые, темносерые, средне-мелкокристаллические, в разной степени доломитизированные до полного перехода в доломиты. По данным исследования керна пласт Т 2 характеризуются значениями открытой пористости от 8,0 до 16,3 %, проницаемости – от 0,6 до 259,7 мД. Средние значения пористости и проницаемости составляют 11,3 % и 34,0 мД соответственно. По данным интерпретации ГИС величина пористости по пропласткам изменяется в пределах от 7,0 до 20,4%, в среднем составляя 14,0%. Среднее значение проницаемости составляет 21,3 мД, варьируя в пределах 0,6-171,9 мД.

На Красногвардейском месторождении исследования по определению остаточной нефтенасы-щенности и ОФП проведены на керне только одной скважины № 1482.

Для определения коэффициентов вытеснения по продуктивным пластам Красногвардейского месторождения использовались результаты исследований керна аналогичных пластов по близлежащим месторождениям (Шулаевское и Докучаевское), расположенным, как и Красногвардейское месторождение в пределах Покровско-Бобровского вала.

В результате построены аппроксимирующие кривые для пластов Т₁ и Т₂ по двум указанным месторождениям, уравнения которых использовались для вычисления коэффициентов вытеснения соответствующих пластов Красногвардейского месторождения. Для принятых для проектирования значений проницаемости 57,0 мД для Т 1 и 34,0 мД для Т₂ коэффициенты вытеснения составили 0,688 и 0,457 соответственно.

Заключение. Красногвардейское месторождение представлено пластами Т1 и Т2. Всего выделены четыре залежи нефти.

По литологическим признакам продуктивные пласты Т 1 и Т 2 Красногвардейского месторождения относятся к карбонатному типу пород-коллекторов. По структуре емкостного пространства породы пласта Т₁ относятся к поровому типу коллектора, а пласта Т 2 – к порово-кавернозному. В последнем структура порового пространства осложнена за счет кавернозности и трещиноватости пород. Емкости каверн и трещин дополняют собой емкость, образованную порами. В большей степени это происходит за счет каверн и в меньшей – за счет трещин.

По данным исследования керна пласт Т 1 характеризуются значениями открытой пористости от 7,3 до 18,3%, проницаемости – от 0,8 до 540,0 мД. Средние значения пористости и проницаемости составляют 11,2% и 57,0 мД соответственно.

По данным исследования керна пласт Т2 характеризуются значениями открытой пористости от 8,0 до 16,3%, проницаемости – от 0,6 до 259,7 мД. Средние значения пористости и проницаемости составляют 11,3 % и 34,0 мД соответственно.

Для принятых значений проницаемости 57,0 мД для Т1 и 34,0 мД для Т2 коэффициенты вытеснения составили 0,688 и 0,457 соответственно.