Медведевское месторождение Рейтинг участка недр АА+

Условия разработки

Пласт А4 является основным объектом. Коллекторами пласта являются известняки башкирского яруса темно-серые, порового типа. В кровле они перекрываются мощной пачкой глин верейского горизонта (до 40 м). Подошвой пласта является пачка плотных известняков, фиксируемых высокими значениями на диаграммах БК и НГК. Ниже по разрезу расположен пласт А3, нефтенасыщенный лишь в единичных скважинах, залежи которого не имеют промышленной нефтеносности и в подсчет запасов не представляются.
Пласт А4 представлен 2-3 прослоями коллекторов толщиной 0,8-2,5 м. Верхний прослой имеет линзовидное строение, как правило, маломощный, - 0,4-1,5 м. Средний прослой распространен повсеместно. В центре СЗ купола средний и нижний прослои сливаются в один. В целом коллекторы пласта А4 распространены повсеместно. Эффективная толщина изменяется от 1,8 до 8,6, увеличиваясь к центру куполов. Пласт характеризуется средними коллекторскими свойствами. Пористость изменяется от 13,5 до 22,2%, проницаемость от 0,5 до 1,077 кв.мкм, нефтенасыщенность от 58,4 до 88,2. Коэффициент песчанистости составляет 0,62, расчлененности - 2,8.
Залежи пласта А4. Установлено 2 залежи, приуроченных к северо-западному и юго-восточному куполам, разделенные между собой прогибом.
Северо-западный купол. Залежь северо-западного купола вскрыта 31 скважиной, в т.ч. 21 - в чисто нефтяной зоне, 10 - в пределах водонефтяной зоны. Получены фонтанные притоки нефти с начальными дебитами до 100 т/сут. Начальное положение водонефтяного контакта изменяется от минус 1135,1 до минус 1137,2, среднее значение принято на абсолютной отметке минус 1136,0 м, что не противоречит ранее принятому значению. Скважины, пробуренные после 1979 г., установили подъем ВНК до отметки минус 1131,4 м, при обосновании начальное положение ВНК не учитывалось. Площадь чисто нефтяной зоны составляет 44%, водонефтяной - 56% от общей площади залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,4 до 8,6 м, увеличиваясь к сводовой части, и в среднем составляет 3,9 м.
Юго-восточный купол. Залежь вскрыта 15 скважинами, 9 скважин пробурено в пределах чистонефтяной зоны, 6 - в водонефтяной. Получены фонтанные притоки нефти с дебитами до 92 т/сут. Наиболее низкая отметка нефтенасыщенного прослоя в скважине 15 - минус 1133,6 м, наиболее высокая отметка кровли водонасыщенного прослоя - минус 1134,4 м. Начальное положение водонефтяного контакте принято на отметке минус 1134 м, что не противоречит ранее принятому значению. Схема обоснования ВНК представлена на рисунке 5.3. В скважинах 949, 951, 970, пробуренных после 1979 г., установлен ВНК до отметки минус 1126,3 м. Площадь чисто нефтяной зоны составляет 35,3% от общей площади залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 6,6 м, увеличиваясь к сводовой части структуры. Средневзвешенная толщина по залежи равна 2,9 м.
Залежь пласта Б2 вскрыта 4-мя скважинами в водонефтяной зоне. Пласт испытан в скважинах 949 и 15, в скважине 15 получены притоки безводной нефти с начальными дебитами 62 т/сут. Начальное положение водонефтяного контакта принято на а.о. минус 1713,9 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 949, что не противоречит ранее принятому значению. Наиболее высокая отметка водонасыщенного прослоя в скважине 15 - минус 1714,4 м. Из скважины 15 поднят керн до а.о. минус 1713,2, где отмечается загустевшая нефть, что характерно для приконтактной области.
Залежь пласта Дк вскрыта 1 скважиной. Скв. 19 проперфорирована в 1976 г. в интервале глубин 2647-2649 м, получен приток безводной нефти 8 т/сут. Водонефтяной контакт скважиной 19 не вскрыт. Положение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 19 на отметке минус 2509,7 м.
Залежь пласта ДI вскрыта единичной скважиной 18. Промышленная нефтеносность установлена опробованием в скважине 18 в интервале а.о. минус 2509,2 - минус 2510,6 м, получен приток безводной нефти 27 куб.м/сут. Водонефтяной контакт скважиной не вскрыт и принят условно на а.о. минус 2510,6 м.
Залежь пласта ДII приурочена к куполовидному поднятию в районе скважины 21. Незначительная по размеру (0,6х0,5 км) вскрыта единичной скважиной 21. Скважина 21 опробована в интервале а.о. минус 2504-минус 2509,1 м, получен приток безводной нефти 24 куб.м/сут. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтенасыщенного прослоя на а.о. минус 2512,6 м.