Северо-Баганское нефтяное месторождение
В административном отношении Северо-Баганское нефтяное месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми, в 70 км к северо-востоку от г. Усинск.
Северо-Баганское вместе с Баганским и Южно-Баганским месторождениями составляет Баганскую группу месторождений. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Возейское, Веякошорское, Салюкинское, Сандивейское.
Самая северная часть месторождения расположена за полярным кругом.
Территория месторождения входит в подзону лесотундры крайнесеверной тайги.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В разрезе месторождения принимают участие породы фундамента и осадочного чехла, представленные палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями .
Протерозой – РR
Венд – кембрий
Отложения фундамента вскрыты на сопредельных площадях скважинами 1-Баганская, 10-Южно-Баганская и 2-Веякская, мощностью соответственно 28 м, 74 м и 320 м. Породы сложены сланцами глинистыми темно-серыми, массивными и серицит-глинистыми вишнево-коричневыми с прослоями зеленовато-серых. Для пород характерны зеркала скольжения.
Палеозой – Рz
Палеозойские отложения выделены в объеме ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
Ордовикская система – О
Ордовикская система представлена отложениями среднего и верхнего отделов.
Средний отдел – О2
Средний отдел начинается с тонкого прослоя базального конгломерата. Выше идет ритмичное чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов и доломитов.
Верхняя часть разреза представлена переслаиванием серых и коричневато-серых доломитов с редкими прослоями зеленовато-серых известняков. Общая толщина – 70 м.
Верхний отдел – О3
Верхний отдел начинается с преимущественно серых и темно-серых вторичных доломитов с подчиненными прослоями известняков хемогенных и органогенно-детритовых, неравномерно глинистых и доломитизированных. В средней части толщи появляются прослои плотных седиментационных доломитов и сульфатов, а также терригенно-карбонатных разностей. В верхней части выявлены седиментационные доломиты, переслаивающиеся с сульфатами, сульфатно-доломитовыми породами, доломитовыми мергелями и аргиллитами. Общая толщина – 369 м.
Силурийская система - S
Силурийские отложения в пределах рассматриваемой территории представлены в сокращенном стратиграфическом объеме. Здесь присутствуют породы только нижнего отдела, в объеме лландоверийского и венлокского ярусов. Отсутствие отложений верхнего силура обусловлено глубоким неравномерным предпозднедевонским размывом.
Рис. 1 Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений Северо-Баганской площади
Нижний отдел – S1
Лландоверийский ярус S1L
Отложения яруса представлены известняками, доломитами и мергелями, частично вскрыты в скв. 6,30-32, 100 и 101.
Венлокский ярус - S1 v
По местной номенклатуре отложения венлокского яруса в объеме седъельского горизонта соответствуют веякской свите - S1 vк.
В южной части Хорейверской впадины в составе веякской прослеживаются верхняя, средняя и нижняя подсвиты. На Северо-Баганской площади встречены только средняя и нижняя подсвиты. Отложения верхней подсвиты полностью размыты.
Нижняя подсвита S1vк1 представлена преимущественно вторичными доломитами тонко-мелкозернистыми, участками перекристаллизованными. По данными опробования промышленных коллекторов не содержит. Толщина 39-55 м.
Средневеякская подсвита S1 vк2 поделена на две пачки: нижнюю - S1 vк2-1 и верхнюю - S1 vк2-2. Нижняя пачка средневеякской подсвиты представлены в основном доломитами вторичного происхождения, водорослевыми иногда с прослоями ангидритов а также биогермными известняками. Именно к этим карбонатам приурочена залежь нефти.
Верхняя пачка средневеякской подсвиты S1 vк2-2, представлена известняками тонко- и микро зернистыми, глинистыми, пятнисто-доломитизированными. Коллектора отсутствуют.
В южном направлении происходит сокращение толщины верхней пачки и в районе скважин №№ 17 и 101 она полностью исчезает, что объясняется увеличением в указанном направлении глубины размыва. Эта пачка отсутствует и на Баганском месторождении.
Толщина отложений средней подсвиты изменяется от 62 до 93 м.
Общая толщина венлокского яруса на площади составляет 111 – 127 м.
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах рассматриваемой территории представлены только верхним отделом, породы среднего и нижнего отделов полностью размыты в предфранское время.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские, преимущественно карбонатные отложения с глубоким размывом залегают на нижнесилурийских карбонатах и со стратиграфическим несогласием перекрываются отложениями визейского яруса.
В составе верхнего отдела девона выделяются франский и фаменский ярусы, общей толщиной 470 -488 м.
Франский ярус (D3 ƒ)
Франский ярус представлен верхним, средним и нижним подъярусами, граница между которыми проводится в значительной мере условно.
Нижнефранский подъярус (тиманский горизонт) сложен глинистыми породами толщиной до 15 м. Вскрыт только в скв. 17 и 104.
Среднефранский подъярус (D3f2), толщиною до 33 м, представлен отложениями саргаевского и доманикового горизонтов.
Нерасчлененные тиманско-саргаевские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижнесилурийских осадках. Они представлены карбонатно-глинистой толщей толщиной до 28 м. Толща сложена известняками с разноразмерным органогенным детритом, с прослоями глинистых известняков, аргиллитов и мергелей. Известняк серый, тонко-мелкокристаллический, неравномерно глинистый, узловатый, светло-серый – в узлах более темный, коричневый или зеленоватый в связующей глинистой массе. В единичных случаях на поверхности узлов имеются скопления крупных кристаллов кальцита, скудная пиритизация кальцита, в глинистых участках - поверхности скольжения.
Доманиковые отложения (D2dm) представлены типичной фацией относительно глубоководного морского бассейна. Известняки темно-серые, битуминозные, глинистые, скрыто-тонкокристаллические, с включениями органики. Иногда черные, глинисто-битуминозные известняки переходят в черные мергели.
Толщина доманикового горизонта изменяется от 7 до 14 м.
Нерасчлененные отложения верхнефранского подъяруса (D3f3) на Северо-Баганском месторождении представлены депрессионным типом разреза. Литологически разрез депрессионного типа представлен тонким неравномерным переслаиванием известняков и мергелей. Известняки темно-серые, серые и черные, известковистые, тонкоплитчатые, тонкослоистые, пиритизированные, плотные.
Толщина верхнефранских отложений на Северо-Баганской площади составляет 30-57 м.
Фаменский ярус (D3fm)
Фаменский ярус на исследуемой территории представлен только отложениями нижнефаменского подъяруса.
Нижнефаменский подъярус (D3fm1) выделен в объеме волгоградского, задонского и елецкого горизонтов, которые сложены мергелями серыми и темно-серыми с зеленоватым оттенком, известковистыми скорлуповато-плитчатыми, с прослоями темно-серых глинистых известняков и зеленовато-серых аргиллитов.
Толщина нижнефаменского подъяруса изменяется от 404 до 487 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел – С1
Нижний отдел представлен осадками только визейского и серпуховского ярусов.
Визейский ярус (С1V)
Визейский ярус сложен чередованием известняков и доломитов. Известняки буровато-серые и серые, детритовые, сгустково-комковатые, тонко-мелкозернистые, участками неравномерно доломитизированные. Доломиты серые, реликтово-органогенные, сгустково-комковатые, тонко-мелкозернистые, прослоями выщелоченные и мелкокавернозные, с редкими вертикальными трещинами, залеченными черным битуминозным материалом. Толщина отложений 125-228 м.
Серпуховский ярус (С1s)
Серпуховский ярус на рассматриваемой площади представлен нерасчлененными тарусским + стешевским и протвинским горизонтами.
Тарусский + стешевский горизонты (С1tr + st) в нижней части разреза представлены доломитами буровато-серыми и серыми разнозернистыми, местами выщелоченными, с тонкими вертикальными трещинами открытыми и заполненными сульфатами, горизонтальными стилолитами, залеченными черным глинисто-битуминозным материалом, с прослоями и гнездами ангидритов. Выше залегают ангидриты серые, мелко-тонкозернистые с прожилками, гнездами и прослоями доломитов буровато-серых, неравномерно перекристаллизованных. Толщина отложений колеблется от 124 до 173 м.
Протвинский горизонт (С1рr) сложен известняками серыми детритовыми, мелко-тонкозернистыми, плотными, участками доломитизированными, глинистыми, иногда порово-кавернозными, в отдельных прослоях обломочного строения. Толщина горизонта колеблется от 69 до 93 м.
Средний отдел – С2
В составе среднего отдела выделяются отложения башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус (С2b)
Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми и белыми, детритовыми и водорослевыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, участками окремненными, в редких прослоях отмечены порово-кавернозные и пористые разности. Толщина отложений составляет от 44 до 78 м.
Московский ярус (С2m)
Московский ярус представлен известняками преимущественно светло-серыми и серыми с буроватым оттенком, водорослевыми и детритовыми, перекристаллизованными.
Верхний отдел – С3
Верхний отдел представлен нерасчлененным комплексом отложений, выделенным по фораминиферам; представлен известняками серыми и буровато-серыми, коричневыми, биоморфно-детритовыми, детритовыми, органогенно-обломочными и сгустково-комковатыми, в отдельных прослоях глинистыми. Толщина отложений изменяется от 56 до 73 м.
Пермская система – Р
Пермская система отложений представлена в неполном стратиграфическом объеме: в разрезе отсутствуют карбонатно-терригенные осадки артинского яруса.
Нижний отдел – Р1
В составе нижнего отдела выделяются ассельский + сакмарский и кунгурский ярусы.
Ассельский + сакмарский ярусы (Р1аs +s)
Ассельский + сакмарский ярусы представлены серыми, а также желтовато-серыми и коричневыми от нефтенасыщения водорослевыми и детритовыми известняками, неравномерно перекристаллизованными, глинистыми, окремненными. Толщина отложений 38-59 м.
Кунгурский ярус (Р1к)
Кунгурский ярус представлен чередованием серых алевритистых глин и глинистых алевролитов с прослоями песчаников полимиктовых, разнозернистых, глинистых, известковистых. Толщина отложений 18-34 м.
Верхний отдел – Р2
Представлен уфимским и нерасчлененными казанским + татарским ярусами.
Уфимский ярус (Р2u)
Уфимские отложения представлены толщей переслаивания темно-серых глин с хорошими экранирующими свойствами и алевролитов неравномерно глинистых и песчанистых, переходящих в песчаники. Толщина отложений 209-309 м.
Казанский + татарский ярусы (Р2кz+t)
Казанский + татарский ярусы сложены частым чередованием слоистых серых, зеленовато- и буровато – серых глин, песчаников и алевролитов. Толщина отложений 354 -435 м.
Мезозой – Мz
Мезозойские отложения представлены всеми тремя системами, и перекрываются мощной толщей четвертичных осадков.
Триасовая система – Т
Триасовая система присутствует в полном объеме и представлена отложениями чаркабожской свиты шапкинской серии (Т1-2sch), внутри которой обособляются красноцветные отложения харалейской свиты нижнего триаса и пестроцветы ангуранской свиты среднего триаса, перекрытые сероцветными породами нарьянмарской свиты верхнего триаса.
Нижний отдел – Т1
Харалейская свита (Т1hr) представлена преимущественно коричневыми и красновато-коричневыми глинами, переслаивающимися с желтовато-коричневыми алевролитами, в подошве которых залегают песчаники зеленовато-серые, полимиктовые мелко-крупнозернистые, часто с каолинитом. Толщина свиты 59 – 74 м.
Средний отдел – Т2
Ангуранская свита (Т2аn) представлена пестроцветными глинами, в подошве которых залегает пласт песчаника. Толщина свиты 101 – 134 м.
Верхний отдел – Т3
Нарьянмарская свита представлена частым переслаиванием серых песчаников, глин и алевролитов с обугленными растительными остатками и детритом. В нижней части доминируют песчаники, в верхней - глины. Толщина отложений 191 – 259 м.
Юрская система – J
Юрская система представлена отложениями всех трех отделов.
Нижний отдел – J1
Разрез нижнего отдела представлен отложениями харьячинской свиты (J1hr) сложенной серыми и светло-серыми песками и песчаниками с растительным детритом с галькой и гравием различных пород. Толщина отложений 32 – 74 м.
Средний отдел – J2
Средний отдел представлен светло-серыми до белых кварцевыми и слюдистыми песками с примесью каолинита, с маломощными прослоями серой глины с растительными остатками. Толщина отдела 54 – 85 м.
Верхний отдел – J3
Нижняя часть разреза представлена преимущественно светло-серыми глинами с подчиненными прослоями алевролитов с конкрециями пирита (J3к), средняя часть – зеленовато-серыми оолитово-лептохлоритовыми глауконитовыми породами с прослоями зеленовато-серых песчанистых глин с пелециподами и белемнитами (J3 о+кm), верхняя часть – серыми и темно-серыми сильно известковистыми глинами, переходящими в глинистые мергили. Толщина отдела 97 – 139 м.
Меловая система – К
Меловая система представлена в объеме только нижнего отдела, сложенного серыми и зеленовато-серыми алевролитами и глауконитом, которые кверху сменяются светло-серыми песками со скоплениями углистого материала, растительного детрита и слюды по наслоению.
Толщина отложений 51- 79 м.
Четвертичная система –Q
Отложения четвертичной системы с размывом ложатся на нижнемеловые и представлены темно-серыми суглинками с прослоями глин и песков с галькой и гравием различных пород. Толщина отложений 205 – 234 м.
Тектоника
Положение месторождения в общей структуре региона
Изучаемая территория Северо-Баганской площади с позиций нефтегазогеологического районирования относится к Тимано-Печорскому нефтегазоносному бассейну (или Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) и соответствует в тектоническом отношении Печорской «эпибайкальской» (эпипозднедокембрийской) плите (рис. 2).
Рис. 2 Карта тектонического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (красным пунктиром оконтурено Сандивейское поднятие)
Территория Тимано-Печорского НГБ в структурном плане отождествляется с Печорской плитой, ограниченной Западно-Тиманским и Главным Уральским разломами. В соответствии со структурно-тектоническим районированием по подошве доманиковых отложений в строении плиты выделяются три крупнейших тектонических элемента: Тиманская гряда, Печорская синеклиза и Предуральский краевой прогиб, которые, в свою очередь, осложнены структурами более мелких порядков.
Изучаемая территория располагается в пределах крупной тектонической структуры I порядка – Хорейверской впадины, которую окаймляют по разломам положительные структуры: на западе – Колвинский мегавал, на востоке – вал Сорокина и гряды Чернышева Варандей-Адзъвинской структурной зоны. На севере впадина, погружаясь, уходит за пределы суши в акваторию Печорского моря.
Поверхности фундамента Хорейверской впадины отвечает Большеземельский свод. Его наиболее приподнятая часть находится на юге. На северо-востоке и юго-востоке граница Большеземельского блока контролируется системой надвигов соответственно Варадней-Адзьвинской структурной зоны и Предуральского прогиба, на западе – Восточно-Колвинским разломом. Влияние этого погребенного палеосвода в значительной степени предопределило строение палеозойского разреза. В частности широкое развитие получили перерывы в осадконакоплении, сопровождаемые глубокими размывами.
Сопоставление структурных планов по различным горизонтам осадочного чехла и фундамента Печорской плиты позволило выделить два структурных этажа. Нижний (доплитный) – в объеме рифейского складчатого метаморфического комплекса и вендско-кембрийской вулканогенно-осадочной толщи (представляющей собой промежуточный структурный ярус). Верхний структурный этаж (платформенный чехол) выделяется в объёме фанерозоя.
В составе платформенного чехла, или верхнего структурного этажа, выделяются три структурных яруса, каждый из которых сложен определенным набором формаций и образует отдельный структурно-формационный комплекс. Структурные ярусы разделены поверхностями стратиграфических и угловых несогласий и соответствуют основным этапам тектонического развития Печорской плиты. Последние находятся в тесной связи с этапами заложения и развития соседней Уральской складчато-надвиговой системы.
Отложения среднекембрийско(?)-нижнедевонского структурного яруса в пределах рассматриваемой территории представлены ордовикскими терригенно-карбонатными и силурийскими карбонатными образованиями. Структура нижнего яруса в значительной степени наследует структуру фундамента. В пределах Большеземельского свода породы осадочного чехла моноклинально погружаются в северном и северо-восточном направлениях и образуют ряд пологих, изометричных структур более низкого порядка.
На размытой поверхности нижнего структурного яруса со значительным стратиграфическим несогласием (из разреза выпадают часть силурийских, нижне- и среднедевонские образования) залегают формации среднедевонско-триасового структурного яруса. В его составе также имеются стратиграфические и угловые несогласия, позволяющие выделить структурные подъярусы. В среднем карбоне – триасе произошла инверсия (изменение знака тектонических движений изучаемой территории), тесно связанная с орогенезом в соседней Палеоуральской зоне. Над древним Большеземельским сводом в позднем палеозое сформировалась Хорейверская впадина.
Юрско-антропогеновый структурный ярус сложен терригенными формациями соответствующего возраста, которые сплошным чехлом перекрывают разновозрастную поверхность среднего структурного яруса. Структуры этого яруса резко отличаются от более древних и являются наложенными по отношению к ним.
Таким образом, влияние погребенного Большеземельского палеосвода, длительное время развивавшегося как конседиментационная положительная структура, во многом определило современную структуру Хорейверской впадины, выразившуюся в длительных и неоднократных перерывах в осадконакоплении, сопровождаемых глубокими размывами в предфранское, предвизейское, предкунгурское, предтриасовое, предъюрское время.
Характерными особенностями современного структурного плана Хорейверской впадины в целом являются малоамплитудные пликативные формы, широкое распространение биогермных построек (позднедевонского и раннепермско-позднекаменноугольного возраста), выклинивание и срезание отдельных пачек, особенно в нижнепалеозойском интервале разреза. Среди структур второго порядка в южной части Хорейверской впадины выделяется группа валов и поднятий, одной из которых является Сандивейское поднятие.
Сандивейское поднятие расположено в наиболее приподнятой части Большеземельского свода и простирается в северо-западном направлении более чем на 100 км при ширине 50-75 км.
В пределах Сандивейского поднятия выделяется группа Баганских структур, в северной части которой находятся Северо-Баганские и Южно-Веякские локальные структуры. Согласно последним сейсмическим исследованиям выделены Северо-Баганские-I, II и Южно-Веякские-I, II структуры (Каравай Е.Г., 2002).
Северо-Баганская-I структура представляет собой изометричное поднятие, осложненное куполами и тектоническими нарушениями. В юго-западной части площади расположена Северо-Баганская-II приразломная структура, осложненная куполами.
Южно-Веякская структура расположена в северо-восточной части района работ и представляет собой брахиформную структуру.
В осадочном чехле и в фундаменте исследуемой территории выделяются тектонические нарушения малой амплитуды, преимущественно северо-западного простирания, по которым сформированы узкие и протяженные грабены и горсты.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Северо-Баганское нефтяное месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре, входящей в состав Баганской группы месторождений.
Во вскрытом разрезе отложений в пределах Баганской группы структур залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям венлокского яруса нижнего силура (Северо-Баганское, Баганское месторождения), к доманиковому горизонту (Баганское месторождение) и рифогенным образованиям франского яруса (Южно-Баганское месторождение) верхнего девона, а также к карбонатам верхнего карбона – нижней перми (Баганское, Северо-Баганское месторождение).
На Северо-Баганском месторождении залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям нижнего силура, верхнего карбона и нижней перми.
Залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего силура
Продуктивный пласт приурочен к кровле веякской свиты венлокского яруса нижнего силура. Покрышкой служат глинистые породы франского яруса верхнего девона, залегающие со стратиграфическим несогласием. Отложения нижнего силура вскрыты в интервалах глубин 3199-3284 м пятью поисковыми (скв. 6, 17, 31, 32, 33), тремя разведочными (скв. 100, 101, 104), 20-ю эксплуатационными скважинами и восьмью боковыми стволами, забуренными из пилотных скважин.
Продуктивность отложений доказана многочисленными опробованиями и испытаниями в скважинах, а также результатами эксплуатации пласта, начатой в 1995 г. Из семи поисково-разведочных скважин в четырех (скв. 31, 32, 100, 101) получены промышленные притоки нефти дебитами 92,7 м3/сут, 6,7 м3/сут, 2,4 м3/сут, 161 м3/сут, соответственно. В скв. 6 в интервале опробования а.о. 3113-3155 м за 45 минут работы скважины получен приток нефти с водой в объеме 0,1 м3 и 3,4 м3, соответственно. В скв. 17 при опробовании в открытом стволе интервала а.о. -3113-3155 м за 1,5 часа работы получена нефть в объеме 0,7 м3. Из 20-ти эксплуатационных скважин в двух притока не получено (скв. 608, 623).
В скв. 104 (основной ствол) при опробовании в открытом стволе интервала а.о. -3127-3172 м получен приток ФБР с пленкой нефти, в интервалах а.о. -3112-3135 м, 3137-3152 м, 3176-3198 м, 3203-3232 м – притока не получено, скважина предположительно была приурочена к зоне отсутствия распространения границ биогерма и была ликвидирована. В 2011 г. из скв. 104 был забурен боковой ствол, входной дебит нефти составил 51 т/сут с обводненностью 1,8%. Накопленная добыча по скважине за пять рабочих месяцев 2011 г. составила 5,6 тыс.т. Результаты работы скв. 104, а также новые исследования 3D сейсморазведочных работ, выполненных в период 2006-2007 гг., внесли корректировку в строение геологической модели залежи, в частности, изменилась граница распространения биогерма.
По данным сейсмических исследований 3D 2006-2007 гг. на структурной карте кровли отложений веякской свиты помимо тектонических нарушений выделены литологические границы распространения органогенных образований (биостром), к которым предположительно приурочены залежи нефти (граф. прил. 1).
Коллекторами залежи являются карбонаты, представленные преимущественно доломитами и органогенными образованиями, относящимися к нижней пачке средневеякской подсвиты (S1Vк 2-1). Тип коллектора порово-трещинный.
Залежь массивная сводовая, размеры залежи 10,7×9,2 км, высота 134 м. Общая толщина от кровли верхнего нефтенасыщенного прослоя до подошвы нижнего составляет в отдельных скважинах от 0,7 (скв.628) до 118,2 м (скв 618). Нефтенасыщенная толщина по площади изменяется от 0,7 м до 28,9 м, составляя в среднем 7,1 м.
Для определения положения водонефтяного контакта были использованы результаты опробования и испытания скважин. Количественный критерий оценки характера насыщенности по ГИС отсутствует. По сравнению с предыдущим подсчетом запасов положение ВНК не изменилось. По материалам предыдущего подсчета запасов, утвержденного в ГКЗ в 2007 г, ВНК принят на абсолютных отметках – 3130 м в районе скв. 32, 628, 3150 м – в районе скважин 6, 31, 100, 602-606, 610, 612-620, 3155 м в районе скв. 17 и 3165,1 м – в районе скв. 101, 607, 608, 622 и 623.
Как отмечалось выше в районе скв. 32, 628 ВНК был принят на а.о. -3130 м по данным испытаний в скв. 32, по результатам которых в интервале а.о. -3132-3138 м был получен приток воды дебитом 0,17 м3/сут, при этом при опробовании интервала а.о. -3126-3164 м в открытом стволе притока не получено. В настоящей работе по этим двум скважинам ВНК принят на а.о. – 3150 м по кровле водонасыщенного пропластка в скв. 628 (а.о. -3149,5 м), что соответствует ранее принятому контакту по основной части залежи. Положение водонефтяного контакта в других частях залежи не пересматривалось.
Залежь нефти в карбонатных отложениях верхнего карбона открыта скважиной 101. При опробовании ИП интервала 2170-2195 м за 180 мин. притока получено 1,1 м3 нефти. При опробовании в колонне из интервала 2182-2186 м расчетный дебит нефти по подъему забойного давления на гл. 2150 м с 65,2 до 80,4 кгс/см2 за 6 часов составил 6,2 м3/сут., а при совместном опробовании интервалов 2161-2166 м и 2172-2176 м расчетный дебит нефти по подъему забойного давления на гл. 2150 м с 77,8 до 98,4 кгс/см2 за 6 часов составил 14,6 м3/сут.
Залежь нефти в карбонатных отложениях верхнего карбона вскрыта 14-ю скважинами. Нефтеносность отложений доказана промышленными притоками нефти, полученными из скв. 101, 111 (совместные испытания с пластом С3), 608 (совместные испытания с пластом С3) дебитами 14,6 м3/сут, 47 м3/сут и 553,5 м3/сут (расчетный дебит), соответственно.
Залежь сводовая массивного типа, сверху экранируется карбонатно-глинистой пачкой, залегающей в основании ассельского яруса. Продуктивными коллекторами являются известняки с поровым типом коллектора.
Водонефтяной контакт выявленной залежи принят на отметке –2080 м, проведен по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скв. 111 на глубине 2300 м (-2079,8 м).
С юго-запада и с востока нефтяная залежь ограничена условной линией замещения коллекторов, проведенной по контуру верхнекаменноугольно-ассельской органогенной постройки. На юге нефтяная залежь ограничена линией замещения коллекторов, проведенной условно в зоне малоинформативного материала.
Размеры залежи 5,5×5,0-6,0 км, высота залежи по структурным построениям составляет 32 м, доказанная по скважинам 28 м (наиболее высокое положение кровли залежи в скв. 607 на отметке –2053,7 м).
Эффективная нефтенасыщенная толщина, определенная по ГИС в скважинах изменяется от 0,9 м (скв. 620) до 6,8 м (скв. 607).
Залежь нефти в карбонатных ассельских отложениях открыта скважиной 608, при опробовании которой в интервале глубин 2122-2195 м получен приток нефти, расчетный дебит составил 341,7 м3/сут. Продуктивность отложений доказана результатами опробованием и испытанием в колонне скважин 111, 608, 623, 801, 802, 803, 809, 810, 812, в которых получены притоки нефти.
Залежь сводовая пластового типа, сверху экранируется глинами кунгурского яруса, снизу - пачкой плотных известняков, залегающей в середине ассельского яруса. Продуктивными коллекторами являются известняки с поровым типом коллектора.
Положение водонефтяного контакта принято на а.о. -2028 м по подошве нефтенасыщенных интервалов в скв. 812 и 623, продуктивность которых подтверждена результатами опробования.
Размеры залежи 7,2×6,7 км, высота залежи по структурным построениям составляет 33 м, доказанная по скважинам 29 м (наиболее высокое положение кровли залежи в скв. 810 на отметке –1999,1 м).
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа по пласту SIV Северо-Баганского месторождения. Договор № 19802121/7015Д. Красновская В.В., Кузнецов Д.А., Цветкова Н.И., и др. 2012