1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DNNN и DЙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DNN в муллинских отложениях, пласт DN в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса , продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DN, DNN, DNNN, DNV, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса. Начальное пластовое давление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта - 1530 м. Начальный и текущий режим залежи - упруговодонапорный. Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DЙЙЙ, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади - 1500 м. Залежи пласта - структурно-литологические. Режим залежей - упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление - 17,7 МПа. Продуктивный горизонт DЙЙ составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DЙЙ расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21,9%, проницаемость - 0,411 мкм2. Залежь - пластовая, сводовая, размерами 18Ч7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483,7-1492,7 м. Начальный режим пласта - упруговодонапорный. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки "а" и "б", для средней - "в" и "г", для нижней - "д". В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0,5-2 км и крупные 7-11 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Пористость - 20,4%, проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42 на 22 км, остальные залежи небольшие. Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса. Продуктивные отложения представлены известняками. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость - 3%. Средняя проницаемость - 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа. Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса, а именно в кизеловском продуктивном горизонте. Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. Основная залежь имеет размер 8-30 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина - 9 метров, ВНК - 971-982 м. Рядом расположена вторая залежь 3,5-8 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость - 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления. Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью.