Коллекторская характеристика продуктивных отложений

Терригенный комплекс девона выделен в интервале разреза осадочной толщи от подошвы эйфельских до кровли тиманско-саргаевских отложений. В пределах комплекса выявлены залежи различного размера, залегающие на глубинах 1600-2000 м. Тип залежей в основном пластово-сводовый, хотя могут быть и литологически экранированные. В отложениях живетского яруса промышленно нефтеносными являются пласт Д_IV (воробьевские слои) и пласт Д_III (ардатовские слои) на территории локальных поднятий. Лишь на единичных скважинах нефтеносны отложения пласта Д_II (муллинские слои). Наиболее значительные нефтепроявления по разрезу осадочной толщи месторождения связаны с отложениями франского яруса верхнего девона, а именно с пашийским горизонтом (Д_I) и тиманским горизонтом (пласт Д₀).

Большинство выявленных к настоящему времени наиболее значительных залежей нефти с повсеместно развитыми коллекторами терригенных и карбонатных отложений месторождение может быть отнесено к регионально нефтеносным горизонтам.

Как уже указывалось ранее, наиболее значительные промышленные притоки нефти были получены из отложений пашийского горизонта (Д_I) и пласта Д₀ тиманского горизонта, слагающие самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводовая залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Минибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями.

При средней отметке водонефтяного контакта –1490 м размеры месторождения по внешнему контуру достигают в диаметре более 70 км, а площадь превышает 4000 м². От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок –1490 …-1500 м.

В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д_I, но к периферии их число уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта. Отложения пласта Д₀ нефтеносны лишь в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут быть представлены как части единой пашийско-тиманской залежи.

ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Литологическое расчленение разрезов скважин необходимо для установления последовательности залегания пластов, их литологической характеристики, границ насыщенности, а также оценки физических параметров пластов.

Расчленение разрезов скважин по данным каротажа может быть проведено двумя способами.

1. Расчленение на пласты с помощью прямых определений их параметров по результатам анализов образцов керна, поинтервальных гидродинамических исследований с контролем получаемых результатов по каротажу, исследований способом «каротаж – воздействие - каротаж» и т. п.

При этом для каждого из выделенных пластов устанавливают его геофизические характеристики по данным всех примененных методов каротажа. Совокупность характеристик, свойственных пластам каждого литологического типа, используется для оценки их литологии по данным каротажа в скважинах, где отсутствуют прямые определения параметров пластов.

2. Расчленение непосредственно по данным каротажа с учетом связей между его показаниями и искомыми литологическими характеристиками пород.

Практически литологический характер пластов определяют обоими способами с максимальным использованием описаний и анализов керна, шлама и других геологических материалов. При этом учитывают, что недостаточный вынос керна не показывает всей последовательности пробуренных скважиной пород в интервале его отбора. Кроме того, из-за погрешности определения глубин отбора керна последние могут не совпадать с глубинами пластов, установленными по каротажным диаграммам. В связи с этим керн предварительно увязывают с данными каротажа, с использованием границ пластов, литология которых надежно определена непосредственно по каротажу.