Построение профилей Березинского месторождения по Елецко-задонскому горизонту

углом 15°.

    I и II блоки разделяются разломом субширотного простирания с амплитудой 250м. Через 123 скважину проходит диагональный сброс амплитудой 160м, делящий II блок на две части - северо-западную и юго-восточную. Нефтеносность установлена в межсолевых отложениях юго-восточной части блока. В структурном плане она представляет собой клиновидную блоковую структуру размером 0.9км в ширину и 1,6км в длину. Поверхность межсолевых отложений погружается в юго-восточном направлении от отметок - 1695м (скв. 11) до 1849м (скв.130).

    III блок представляет собой сводовую часть Березинского брахиантиклинального поднятия. Размеры ее в пределах изогипсы - 1900м составляет 2,6 км в длину и 1,55 км в ширину.

    Северный склон самый крутой, с углами падения 16°, восточный и западный склоны более пологие, с углами падения до 10°.

    С юге и севера блок III ограничен тектоническими нарушениями амплитудой 150м и 100м соответственно. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Нефтегазоносность Березинского месторождения 

    Промышленная нефтегазоносность Березинского месторождения связана с карбонатными коллекторами петриковского, елецкого и задонского горизонтов межсолевой толщи.

    За период, прошедший со времени предыдущего подсчета (по состоянию на 1.04.79г.), непосредственно на площади месторождения было пробурено 25 эксплуатационных и 1 нагнетательная скважина (кк.II, текст.прил.I). Подробное описание признаков нефтеносности по скважинам, пробуренным до 1.04.79г., приведено в Отчете /31 /, В данной работе речь идет о скважинах, пробуренных после.

    Из новых скважин пробуренных с отбором керна, признаки нефтеносности отмечены в керне 121 и 122-й скважин в виде резкого нефтяного запаха, выпотов нефти, примазок битумов, нефтяных пятен и капель.

   Притоки нефти получены из отложений петриковского, елецкого и задонского горизонтов, которые и являются объектами подсчета нефти Березинского месторождения.

    Месторождение разбито системой субширотных тектонических нарушений на ряд блоков. Залежи нефти выявлены в блоках I, II и III.                   Залежь I блока вскрыта 2-мя скважинами: 17 и 21.   Характер насыщения продуктивной части разреза скв.9 не установлен. Продуктивные отложения встречены на отметках -1439м (скв.21) -1508м (скв. 17). В процессе бурения горизонт опробован 3-мя скважинами.

     Всего приведено 29 испытаний из них 19 в открытом стволе пластоиспытателями типа ЗПКМ и КИП и 10 - в эксплуатационной колонне (кн. П, текст, прил.3 ).

    В пределах залежи притоки нефти получены при опробовании в

эксплуатационной колонне скважин 17 и 21.

  К описываемому периоду относится испытание в эксплуатационной колонне скважины 17 интервала 1646-193Зм. В результате получен приток нефти и пресной технической воды дебитом 15.6 м³/сут.

    При испытании в колонне скважины 21 из интервала 1676-1762м получен приток нефти дебитом 9,8 м³/сут; из интервала 1626-1666м получен приток нефти дебитом 19,2 м³/сут. При испытании в колонне интервала I6I2-I622м получена нефть с продуктами реакции кислоты без определения дебита, а в интервале 1612-1762м - приток нефти дебитом 18,5 м³/сут.

    При опробовании в процессе бурения скважины 9 притоков не получено. За подсчетный период новых скважин не бурилось.

      Коллекторами нефти описываемой залежи является доломиты и частично известняки. Тип коллектора - порово -каверново-трещинный.

      Залежь I блока классифицируется как массивная, тектонически экранированная. Границами залежи I блока на северо-востоке и юго-западе являются разломы. Западная и восточная границы условны и проведены на удвоенном расстоянии сетки эксплуатационных скважин. Режим залежи упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны. Параметры залежи I блока - 1,2x0,7 км. Высота залежи составляет 200м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 8,6 до 75,8м.

    Во II блоке пробурено 14  скважин, 8 в контуре и 6 за контуром. Из них за рассматриваемый период залежь вскрыли 6 скважин, за контуром пробурено 3 скважины.

    Продуктивные отложения встречены на отметках -1695,4м (скв.II) - 1802,5м (скв. 126) и опробованы всеми скважинами, Всего проведено 40 испытаний: из них 22 в открытом стволе пластоиспытателями и 18 в эксплуатационной колонне. После подсчета 1979  года - 13 испытаний: 2 - в открытом стволе и II в эксплуатационной  колоне. В нефтяной зоне притоки получены при опробовании в открытом стволе скважин 3 и 11,  в эксплуатационной колонне - в скважинах 3,11,125, 126,128, 140, 143.     Первооткрывательницей залежи блока является скважина 3.

    За описываемый период в колонне залежь II блока опробовалась в скважинах 125,126,128,140, 143.

    В скважине 125 в интервале 1920-2000м(-1734,3-1809,6м) получен приток жидкости с пленкой нефти дебитом 5,2 м³/сут. В скважинах 126, 128, 140, 143 получены притоки нефти дебитами от 3,98м³/сут (скв. 126) до 48,2 м³/сут (скв.143).

    В законтурных скважинах 123 (открытый ствол) и (колонна) получены незначительные притоки жидкости, в скважине 130 (эксплуатационная колонна) - приток пластовой воды дебитом 2,4 м³/сут. Коллекторами нефти являются доломиты каверново-трещиноватые и частично известняки. Нефтеносные пласты чередуются  с плотными разностями карбонатных пород. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

    Границами залежи с севера и запада являются разрывные нарушения. С восточной и южной сторон границей является внешний контур нефтеносности и литологическое замещение. Размеры  залежи II блока составляют 1,3х0,9км. Высота залежи - 145м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 16,0 до 86,0м.

    Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная. Режим залежи упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной области.

     Зелень III блока вскрыта 27-ю скважинами, нефтяная часть 24, законтурная 3 скважинами. Из них за описываемый период пробурено 22 скважины: в пределах залежи 20, за пределами - 2.

    Продуктивные отложения встречены на отметках -1729,4 (скв.100) -2055,2м (скв. 103) опробованы всеми скважинами.

    Проведено 86 испытаний: из них 33 в открытом стволе и 53 в эксплуатационной колонне. За подсчетный период в эксплуатационной колонне проведено 37 испытаний, Во внутриконтурной зоне притоки нефти получены при испытании скважин 100, 102, 104, 105,  106,  107, 108, 120,  121, 122, 127, 129, 131, 132, 133, 134,

    Первооткрывательницей залежи III блока является скважина 6.

    Дебиты нефти, полученные при испытаниях, меняются от 40 м³/сут (скв. 134) до 320 м³/сут (скв.131).

    Из законтурных скважин 103, 111  получены притоки воды.

    Коллекторами нефти являются в основном доломиты каверново-трещиноватые, реже известняки. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

    Залежь нефти в III блоке ограничена с севера и юга тектоническими нарушениями, с востока - контуром нефтеносности, а с запада -  ВНК и литологической границей. Размеры залежи составляют 2,6x1,0км, высота - 200м. Нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяются от 6,0 до 108,4м. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная.

    Режим упруго-водонапорный.  

Обоснование ВНК 

    Скважины, пробуренные после предыдущего подсчета, не дали информации, позволяющей уточнить подсмени ВНК. Поэтому для данного пересчета принимаются отметки ВНК, утвержденные ГКЗ в 1979  году:

для залежи II блока - -1834м;

для залежи III блока - -1940м. 

    По I блоку в качестве условной подошвы залежи принимается абсолютная отметка подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта - 1786м, давшего при испытании нефть (скв. 17). 
 
 
 
 
 
 
 

Гидрогеологическая характеристика

Березинского месторождения 

    Гидрогеологическая характеристика Березинского месторождения приводится на основании данных, полученных в процессе опробования и испытания пластов, химических анализов вод, а также по аналогии с соседними площадями.

    В районе месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод.

    По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

    В свою очередь гидрогеологические этажи делятся на ряд водоносных комплексов.

    Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

низший надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

    Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

водоносный комплекс межсолевых отложений;

водоносный комплекс подсолевых отложений.

    Детальная характеристика каждого комплекса, пластовых температур, величин генетических коэффициентов по скважинам, содержания редких, радиоактивных элементов приводится в отчете по подсчету запасов треста "Белнефтегазразведка" за 1979 год.

    В данном отчете приводятся основные особенности гидрологических

комплексов и горизонтов.

        Верхний надсолевой водоносный комплекс включает антропогеновый, палеогеновый, меловой, юрский и триасовый водоносные горизонты и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. При бурении поисково-разведочных скважин на Березинской площади комплекс не опробовался, поэтому его характеристика дается по аналогии с соседними (Первомайская) площадями. Литологически комплекс представлен песками, алевролитами, песчаниками трещиноватыми, известняками кавернозными, трещиноватыми, мелом. Подземные воды описываемого комплекса находятся в зоне активного водообмена. Выделяются подзоны пресных (минерализация до 1 г/л) и слабосоленых вод (до 10 г/л), разделенные глинистыми водоупорными отложениями юры. Воды этого комплекса преимущественно гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов (классификация В.А. Сулина). Значения коэффициентов Na/CI и , как правило, выше единицы, удельный вес вод близок к 1 г/см³. В зависимости от проницаемости и коллекторских свойств вмещающих пород дебиты колеблются от 40 до 2300 м³/сут., при динамических уровнях 36 и 52м соответственно. Пластовые температуры по подошве горизонта изменяются от 13,8 до 19,65°.  Градиенты температуры находятся в пределах 1,8-2,4°С/100, Геотермическая ступень изменяется от 42,59 до 56,31 м/1°С / 31 /.          

  Нижний надсолевой водоносный комплекс относится к зоне замедленного водообмена и включает пермский,  каменноугольный и верхнедевонский (полесский) горизонты. Водовмещающими породами являются глинисто-мергельные, песчано-глинистые отложения с пластами и прослоями конгломератов, известняков и песчаников. На Березинской площади этот комплекс не опробовался, поэтому характеристика его приводится на основании результатов опробования ближайшей Первомайской площади. По химическому составу вода представляет собой рассол выщелачивания солей. Тип вода хлор-кальциевый,  сравнительно невысокой метаморфизации, минерализация 85,6 г/л. Данные по  гидродинамической характеристике комплекса отсутствуют. Температуры по разрезу изменяются от 13,8 до 34,7°С. Градиент температуры изменяется от 2 до 2,3°С/100, геотермическая ступень - от 42,82 до 58,21 м/1°С. Нижним водоупором служит лебедянско-оресско-стрешинская глинисто-галитовая соленосная толща.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Включает отложения петриковского, елецкого, задонского и домановичского горизонтов. Водовмещающие породы представлены известняками и доломитами. Емкостные свойства водоносных пород-коллекторов (пористость) изменяются от 6,5 до 11,9,  в среднем - 6,55.