Юськинское месторождение

Отложения подольского горизонта представлены известняками серыми, светло-­серыми, органогенными, доломитизированными, плотными и доломитами серыми, микро- и мелкозернистыми, органогенными, с включениями ангидрита, гипса. Толщина отложе­ний изменяется от 42 до 46 м.

Отложения мячковского горизонта представлены доломитами серыми, органоген­ными, плотными и известняками светло-серыми, тонко-мелкозернистыми, органогенны­ми. Толщина отложений составляет 77-79 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ С3

Верхний отдел представлен гжельским С3g  и касимовским С3k ярусами. Отложе­ния представлены доломитами и известняками. Доломиты серые, коричневато-серые, тон­ко- и мелкозернистые  известковистые. Известняки серые, коричневато-серые, тонкозер­нистые, с детритом. Толщина отложений составляет 190-197 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА Р

НИЖНИЙ ОТДЕЛ Р1

Нижний отдел представлен ассельским Р1as, сакмарским P1sk, артинским Р1ar, кунгурским Р1kg и уфимским P1uf ярусами.

Отложения представлены доломитами тонко-мелкозернистыми с реликтовой орга­ногенной структурой и известняками органогенными, с прослоями ангидритов. Толщина отложений нижнего отдела составляет 144-169 м.

СРЕДНИЙ P2 и ВЕРХНИЙ Р3 ОТДЕЛЫ

Средний отдел включает в себя казанский Р2kz и  уржумский Р2ur ярусы.

Верхний отдел включает в себя северодвинский Р3sd и вятский Р3vt ярусы. Отложения представлены пестроцветными аргиллитами, алевролитами, песчани­ками, с прослоями конгломератов, мергелей, глинистых известняков. Толщина отложений среднего и верхнего отдела пермской системы составляет 320-400 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА Q

Отложения представлены глинами, суглинками и супесями с прослоями песков, га­лечников и гравия. Толщина отложений составляет 0-20 м.

В тектоническом отношении Юськинское месторождение находится в пределах Верхнекамской впадины, в зоне развития Камско-Кинелъской системы прогибов. Юськинская структура тектоно-седиментационного генезиса представляет собой структуру облекания рифов франско-фаменско-турнейского возраста, входящих в состав Ягано-Бурановского рифогенного массива. Юськинская структура приурочена к западному склону биогерма .

По результатам глубокого бурения на месторождении нефтеносность установлена в карбонатных отложениях верейского горизонта, башкирского яруса и терригенных поро­дах визейского яруса.

В верейском горизонте нефтеносным является пласт В-II, в башкирском ярусе пласт А4-6. Продуктивные интервалы сложены пористыми известняками. Продуктивные пласты В-II и А4-6 развиты в пределах месторождения повсеместно.

Нефтеносность визейского яруса связана с песчаным пластом С1-al, залегающим в основании алексинского горизонта окского надгоризонта, песчано-алевролитовыми пла­стами С1-II, С1-III, С1-IV тульского горизонта и С1-V бобриковского горизонта. Залежи визейских терригенных отложений разобщены:

-к куполу I приурочены залежи в пластах С1-al и С1-III,

- к куполу II - в пластах С1-II, С1-III, С1-IV,

- к куполу III - в пластах С1-II, С1-III, С1-IV и С1-V.

Характеристика выявленных залежей

Нефтяные залежи среднего карбона:

Пласт В-II сложен органогенными известняками. Покрышкой служат известковистые аргиллиты и плотные известняки. Нефтеносность пласта представлена одной залежью.

Залежь пласта В-II (верейская залежь) пластово-сводового типа, вскрыта 29-тью скважинами. Размеры залежи составляют  7,2 х 1,5-2,9 км, высота - 20,0 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,0 м до 5,0 м.

Фильтрационно-емкостные свойства изучены по керну, данным ГИС и гид­родинамическим исследованиям скважин,

Коллекторские свойства пласта изучены на керне: пористость - по 85 образ­цам, проницаемость - по 76 образцам, отобранным из четырех скважин; остаточ­ная водонасыщенность - по 18 образцам, отобранным из двух скважин.

По ГИС проведено 79 определений пористости в 29 скважинах и 78 определе­ний нефтенасыщенности в 28 скважинах.

По ГДИС проведены три исследования методом установившихся отборов (ИК) в трех скважинах.

При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость - по керну.

Физико-химические свойства нефти охарактеризованы по четырем поверх­ностным и двум глубинным пробам.             

Нефть средняя по плотности, высоковязкая, высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.

При проектировании значения пористости, нефтенасыщенности приняты по
ГИС, проницаемость - по керну.             

Пласт А4-6 сложен органогенными известняками.

Залежь массивного типа. Размер - 7,1х 1,3-2,7 км, высота - 21,0 м. Нефтена­сыщенная толщина изменяется от 1,2 м до 13,8 м.

Фильтрационно-емкостные свойства изучены по керну, данным ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин.

Коллекторские свойства пласта изучены на керне: пористость - по 73 образ­цам и проницаемость - по 65 образцам, отобранным из четырех скважин; остаточ­ная водонасьицснность - по 33 образцам, отобранным из двух скважин.

По ГИС проведено 244 определений пористости в 34 скважинах и 235 опре­делений нефтенасыщенности в 32 скважинах.

По ГДИС проведены три исследования методом установившихся отборов (ИК) и шесть исследований методом КВУ в трех скважинах.

При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость - по керну.

Физико-химические свойства нефти по продуктивному пласту А4-6 охаракте­ризованы по двум поверхностным пробам, пластовые пробы не отбирались.

Нефть средняя по плотности, высоковязкая, высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.

Состав газа охарактеризован по пробам нефти пласта, растворенный газ - углеводородный.

Нефтяные залежи нижнего карбона:

В разрезе месторождения объект представлен терригенными отложениями бобриковского (пласт С1-V),  тульского (пласты С1-I, С1-II, С1-III, С1-IV) и алексинского (пласт С1-а1) горизонтов визейского яруса. Продуктивные пласты бобриковского и тульского го­ризонтов объединены в единый подсчетный объект – С1-II-V.

Пласты-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами Покрышкой слу­жат аргиллиты, и глинистые известняки верхней части тульского, нижней части алексинского горизонтов и плотные карбонатные породы окского надгоризонта.

Пласт С1-al (алексинская залежь). Нефтеносность пласта представлена одной зале­жью и приурочена к куполу I, вскрыта 1 скважиной (1311), в скв1ГС, 2608 коллектор пласта замешен непроницаемыми породами. Залежь - водоплавающая, литологически экранирован­ная. Размеры залежи составляют 1,5 х 0,6 км, высота - 2,5 м. Нефтенасышенная толщина со­ставляет 2,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,62 д.ед., расчлененность – 4,0.

Водонефтяной контакт принят условно на отметке -1077,5 м - по подошве нефтенасы-шенного по ГИС пропластка в скв.1311, при испытании  которого с интервала отметок минус 1075,1-1077,5 м получен безводный приток нефти дебитом 5,1м3/сут (Нд-499 м). Кровля водонасышенного по ГИС пропластка в этой скважине вскрыта на отметке -1078,5 м.

Коллекторские свойства пласта изучены по керну, данным ГИС и гидродинамиче­ским исследованиям скважин.

ФЕС изучены на керне в нефтенасыщенной части: пористость, проницаемость и ос­таточная водонасыщенность - по 1 образцу, отобранного в скв.1311.

По ГИС в нефтенасыщенной части проведено 2 определения пористости в 1 скважи­не и 1 определение нефтенасыщенности.

По ГДИС проведено 1 исследование методом КВУ в одной скважине. Отбор пластовых и поверхностных проб нефти из пласта не производился.

Пласты С1-II-V (тульско-бобриковские залежи). Нефтеносность пластов пред­ставлена тремя залежами, приуроченными куполам I, II, III.

Залежь пласта С1-III купола I водоплавающего типа, вскрыта 3 скважинами. Размеры залежи составляют 2,2 х 1,8 км, высота - 3,5 м. Нефтенасышенная толщина изменяется от 3,4 до 5,2 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,97 д.ед., расчлененность - 133.

ВНК по данным ГИС установлен на отметке -1101,5 м (раздел "нефть-вода») в скв.1311, при испытании которой из интервала с отметками -1097,7-1101,5 м получен безводный приток нефти дебитом 5,2 м3/сут (Нд=211 м).

Коллекторские свойства пласта изучены по керну, данным ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин.

ФЕС изучены на керне в нефтенасыщенной части: пористость - по 11 образцам и проницаемость - по 4 образцам, отобранным из двух скважин; остаточная водонасыщенность - по 1 образцу, отобранному в скв. 1311.

По ГИС в нефтенасыщенной части  проведено 5 определений пористости в 3 сква­жинах и 4 определения нефтенасыщенности.

По ГДИС проведено 1 исследование методом КВУ в одной скважине. Отбор пластовых и поверхностных проб нефти из пласта не производился.

Залежь пласта С1-II-IV (купол II) массивного типа, вскрыта 1 скважиной. Разме­ры залежи составляют 2,2 х 1,8 км, высота -13 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 6,2 м. Коэффициент песчанистости - 0,47 д.ед., расчлененность - 4,0.

ВНК принят условно на отметке минус 1103,7 м - по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.245 (в оперативном подсчете запасов 1991 г. округленно -1103,0 м), при испытании которой из интервала с отметками -1099,1-1104,3 получен приток нефти (1,7 м3/сут) с водой (1,4 м /сут). По комплексу ГИС «приток-состав» установлен прорыв воды из интервала с отметками -1107,2-1107,6 м.

Коллекторские   свойства пласта изучены по данным ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин.

Фильтрационно-емкостные свойства на керне не изучены.

По ГИС в нефтенасыщенной части проведено 4 определения пористости в 1 сква­жине и 4 определения нефтенасыщенности.

По ГДИС проведено 1 исследование методом установившихся отборов (ИК) в одной скважине.

Физико-химические свойства нефти залежи охарактеризованы по 1 глубинной и 1 поверхностной пробам.

Залежь пласта С1-II-V (купол III) массивного типа, вскрыта 13-тью скважинами. Размеры залежи составляют 2,4 х 1,5 км, высота -19 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 до 12,0 м. Коэффициент песчанистости - 0,53 д.ед., расчлененность -7,5.

ВНК принят условно на отметке -1098 м - по подошве нефтенасыщенного пласта С1-V в скв. 244, при испытании которого из интервала с отметками -1080,7-1097,2 м полу­чен фонтанный приток нефти дебитом 10,8 м3/сут, dшт.-50,3 мм, ⌂Р-1,8 МПа.

Коллекторские свойства пласта изучены по керну, данным ГИС и гидродинамиче­ским исследованиям скважин.

ФЕС изучены на керне в нефтенасыщенной части: пористость - по 30 образцам и проницаемость - по 12 образцам, отобранным из одной скважины; остаточная водонасыщенность не определялась.

По ГИС в нефтенасыщенной части проведено 88 определений пористости в 11 сква­жинах и 86 определений нефтенасыщенности.

По ГДИС проведены 3 исследования методом установившихся отборов (ИК) и 2 ис­следования методом КВУ в двух скважинах.

физико-химические свойства нефти залежи охарактеризованы по 2 глубинным и 2 поверхностным пробам.