Нефтегазоносность продуктивной толщи

Промышленные притоки газа получены практически во всех опробованных скважинах, вскрывших подошву отложений кунгурского яруса выше ГВК залежи.

Максимальные дебиты газа приурочены к московской части разреза, высокие — к башкирско-серпуховской. Средними дебитами характеризуется бобриковская часть разреза. Пермские объекты в большинстве скважин (кроме скв. 2 и 3) оказались «сухими», или, в лучшем случае, были получены слабые притоки. Аналогично характеризуется и михайловско-тульская карбонатная и глинисто-карбонатная толща.

Притоки и скопления нефти в разрезе залежи выявлены как в процессе разведки, так и текущей ее разработки. Они рассматриваются как спорадические, приуроченные к приконтактной зоне (скв. 14, 20, 31, 33, 36). Лишь нефтяное скопление, на южной периклинали складки, вскрытое скв. 26 и 49, получило промышленную оценку как нефтяная оторочка. В скв. 14 получен нефтяной фонтан, для остальных скважин характерна низкая продуктивность (дебиты определены в основном по подъему уровня). Скопления нефти в скв. 14, 20 и 31 оцениваются как тектонически изолированные, находящиеся в автохтонной части разреза.

В процессе текущей разработки месторождения притоки нефти и нефтепроявления были установлены в скв. 213,57 и 204 на северной периклинали месторождения, в скв. 187, 188, 192, 195 на северном куполе, в скв. 163, 179, 180, 233 — на среднем и в скв. 56, 79,190 и 231 — на южном куполе.

Нефтепроявление на южной периклинали, классифицированное как нефтяная оторочка, в результате дальнейшего разбуривания получило уточнение. Площадь подтвержденного опробованием нефтенасыщения расширилась на север до скв.190, интервал по вертикали увеличился с 60 м при оценке в работе до 143 м. Продуктивность же скважин остается низкой, практически непромышленной.

Анализ текущих уровней водо-, нефтеи газонасыщения продуктивного разреза месторождения, проведенный в работе, показал, что в нижней (гипсометрически) части залежи между чисто газонасыщенным и чисто водонасыщенным разрезом выделяется так называемая «переходная» зона. В пределах этой зоны некоторые скважины вскрыли нефтяные скопления, другие выявили смешанное насыщение (газоводяное с признаками нефти и смешанное нефтеконденсатное).

На распределение пластовых флюидов в «переходной» зоне оказывало влияние форсированное дренирование газоконденсатной залежи, которое привело к созданию наиболее благоприятных предпосылок для внедрения пластовых вод в залежь по отдельным проницаемым пропласткам, а также к снижению экранирующей способности нефтенасыщенной части разреза.