Нефтегазоностность. 
Разработка Демьяновского месторождения

Залежь нефти приурочена к евлановско-ливенским отложениям и связана с ловушкой рифогенного типа, образованной в результате запечатывания и перекрытия рифового коллектора непроницаемой уметовско-линевской депрессионной толщей.

На месторождении пробурено семь скважин, одна из которых (скв.16) оказалась за контуром нефтеносности, из ее ствола с глубины 1500 м пробурена наклонно-направленная скв.36, вскрывшая нефтяной пласт.

В 2002 году на расстоянии 1,7 км от месторождения была пробурена поисковая скв.42 Северо-Демьяновская, оказавшаяся бесперспективной по всему вскрытому разрезу. По результатам бурения скв.42, переинтерпретации сейсмических материалов уточнено представление о геологическом строении месторождения и произведен подсчет запасов по состоянию изученности на 01.01.2004 г. Степень выработанности запасов к тому времени составила 94% при безводной годовой добыче нефти 37 тыс.т.

По уточненной геологической модели залежь приобрела коробчатое строение. В результате площадь нефтеносности увеличилась с 1212тыс. м² до 1576тыс. м², при этом средневзвешенная нефтенасыщенная толщина возросла до 62,7 м против прежней 52 м, объем залежи увеличился на 35 365тыс. м³ и составил 98 819тыс. м³ вместо 63 454тыс. м³. Средняя глубина залегания продуктивного пласта 2600 м. Залежь нефти приурочена к ловушке массивного типа высотой более 160 м. Уверенно обозначилось крутое юго-восточное крыло рифового массива и более пологое северо-западное. Скв.13 зафиксировала сравнительно плавное падение склона рифа в южном направлении.

Начальное положение водонефтяного контакта, принятого по результатам опробования скв. 2 на абсолютной отметке минус 2478,5 м (нижняя дыра перфорации), осталось без изменения.

Линейные размеры залежи составили 1,8×0,93 км (против прежних 1,55×0,7км), этаж нефтеносности 160,9 м.

В нефтенасыщенную толщину включена вся толща евлановско-ливенских доломитов до ВНК. Это подтверждается исследованиями скв.13 индикаторным методом по радону, где наблюдается эффект приращения гамма активности на кривой ГК по всему вскрытому разрезу после воздействия радоном несмотря на очень низкую пористость в данной скважине.

Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 31,8 м (скв. 40) до 160,9 м (скв.11). Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина, подсчитанная по карте эффективных нефтенасыщенных толщин в поле запасов категории В равна 110,6 м; категории С₁ — 53,5 м, в целом по залежи — 62,7 м. Характеристика толщин представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Характеристика толщин продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения.

Вследствие того, что вся толща продуктивных отложений является коллектором, коэффициенты эффективной толщины (коэффициент «песчанистости») и расчлененности равны единице (таблица 1.2).

Таблица 1.2.

Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения.

Литологически продуктивный пласт представлен чистыми от глинистого материала реликтово-органогенно-обломочными, реликтово-биогермными доломитами светло-серыми до белого, прослоями серыми и бурыми, мелко-, крупнозернистыми с минеральными трещинами, кавернозными. Каверны причудливой формы размером до 2−3мм, образованные органическими остатками. Значительная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов принадлежит постседиментационным процессам растворения и выщелачивания породообразующего материала. Емкостное пространство имеет сложное строение и определяется различным сочетанием пор, каверн и трещин. Тип коллектора порово-каверновый-трещинный и каверново-поровый-трещинный.