Нефтегазоводоносность. 
Северо-Каменское нефтяное месторождение

Промышленное скопление нефти приурочено к пласту Б2 бобриковского горизонта. В кровельной части отложений бобриковского горизонта выделяется нефтенасыщеннный пласт Б2, сложенный песчаниками кварцевыми, в основном мелкозернистыми, реже разнозернистыми, участками алевритистыми, в различной степени отсортированными, разделенными более плотными породами (в основном алевролитами и глинами). Покрышкой залежи служат известняки темно-серые, расположенные в нижней части отложений тульского горизонта (репер «плита») и глинистые породы верхней части бобриковского горизонта. Полного замещения коллекторов непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

Центральный купол Пласт залегает на глубине 1645 м. Общая толщина пласта изменяется от 22,9 м (скв. № 55) до 41,4 м (скв. № 101). Эффективная толщина меняется от 18,9 м в скв. № 72 до 34,5 м в скв. № 101 м. В контуре нефтеносности пласт состоит из 1−7 проницаемых пропластков мощностью от 0,4 до 31,6. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,1 до 5,1 м.

В нефтенасыщенной части пласт, в основном, представлен монолитным или слабо расчленённым по мощности высокопроницаемым песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,2 (скв. № 21) до 29,8 м (скв. № 67). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 1,2 м в скв. № 21 и достигает в сводовой скважине № 67 — 26,2 м. Количество нефтенасыщенных прослоев варьирует от 1 до 4, их мощность изменяется от 0,4 до 23,5 м. Мощность плотных прослоев изменяется от 0,6 до 3,8 м. Коэффициент песчанистости 0,97, расчленённость 1,4.

Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием ряда скважин, в результате опробования получены притоки нефти дебитом от 1 м3/сут (скв. 107) до 80м3/сут (скв. 103).

Положение ВНК установлено по комплексу ГИС с учетом данных керна и результатам опробования в колонне.

На основании вышеизложенного, положение водонефтяного контакта, как и в предыдущем подсчёте запасов, принято на абс. отметке минус 1477,0 м.

Залежь по типу является неполнопластовой. Размер залежи 4,2×1,8 км, этаж нефтеносности 31,5 м. Разработка Центрального купола осуществляется с 1980 года.

Восточный купол Пласт залегает на глубине 1676 м. Общая толщина пласта изменяется от 30,2 м (скв. № 22) до 40,2 м (скв. № 10). Эффективная толщина меняется от 25,6 м в скв. № 22 до 35,6 м в скв. № 62. В контуре нефтеносности пласт состоит из 2−7 проницаемых пропластков мощностью от 0,4 до 24,0 м. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,4 до 5,9 м.

В нефтенасыщенной части пласт, в основном, представлен монолитным или слабо расчленённым по мощности песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2,8 м в скв. № 65 до 11,6 м в скв. № 62. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 2,8 м в скв. № 65 до 11,6 м в скв № 62. Количество нефтенасыщенных прослоев варьирует от 1 до 4, их мощность изменяется от 0,4 до 11,6 м. Мощность плотных прослоев по 0,4 м. Коэффициент песчанистости 0,96, расчленённость 1,4.

Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне скважин № 10,22,40,62,64,90. В результате опробования получены промышленные притоки нефти.

В скважине № 22 ВНК прослеживается на абс. отметке минус 1491,5 м, в скважине № 64 на абс. отметке минус 1492,7 м. На основании приведенных данных ВНК принят на абс. отметке минус 1492,0 м. Размер залежи составляет 2,0×1,5 км, этаж нефтеносности 11,1 м. Залежь неполнопластового типа, по всей площади подстилается пластовой водой. Разработка Восточного купола осуществляется с 1980 года.

Южный купол Пласт залегает на глубине 1558 м. Общая толщина пласта изменяется от 23,5 м (скв. № 83) до 35,9 м (скв. № 84). Эффективная толщина меняется от 20,2 м в скв. № 83 до 27 м в скв. № 82. В контуре нефтеносности пласт состоит из 4−7 проницаемых пропластков мощностью от 0,8 до 15,4 м. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,4 до 2,9 м.

В нефтенасыщенной части пласт представлен слабо расчленённым по мощности песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 6,4 м в скв. № 23 до 16,8 м в скв. № 84. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 6,4 м в скв. № 23 до 15,5 м в скв № 83. Количество нефтенасыщенных прослоев 1 — 2, их мощность изменяется от 1,7 до 15,4 м. Мощность плотных прослоев от 0,9 до 2,5 м.

Коэффициент песчанистости 0,95, расчленённость 1,5.

На Южном куполе промышленная нефтеносность доказана опробованием скважин 23, 82, 83, 84. В результате опробования получены притоки нефти дебитом до 32,5 м3/сут. (скв. 82).

По промыслово-геофизическим данным ВНК в скважине № 23 отбивается на абс. отметке минус 1451,2 м. Нефтенасыщение пласта Б2 в скважине № 23 по данным бокового сверлящего грунтоноса отмечается до глубины 1576 (-1450,8) м. Скважиной № 83 по промыслово-геофизическим данным нижняя граница нефтенасыщения отмечается на абс. отметке минус 1451,3 м, верхняя граница водонасыщения на абс. отметке минус 1452,1 м.

На основании вышеизложенного ВНК на Южном куполе принят на абс. отметке минус 1451,0 м. Залежь неполнопластового типа, по всей площади подстилается пластовой водой. Размер залежи составляет 2,0×1,3 км, этаж нефтеносности 17,6 м. Геолого-физическая характеристика пласта Б2 представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Б2 Северо-Каменского месторождения.