ign="justify"> При розтині пачки масивних пісковиків газогеохимические аномалій не зафіксовано. За оперативному укладанню ГТВ горизонт обводнен. Керн з пласта НЕ відібраний.
При випробуванні ІПТ інтервалу 3200-3314 м спільно з верхньої нефтенасищенной, свежевскритой частиною Ардатовського горизонту при розрахунковій депресії 5,6 МПа отримано приплив суміші пластової та технічної води щільністю 1,140 г/см3 дебітом 280 м 3/добу. Згідно висновку щодо детального комплексу ГІС сумарна ефективна товщина 10,8 м - 100% товщини пласта з ефективною пористістю 8,0-12,5%, зі збільшенням вгору по розрізу Rп від 2 до 50 ОММ і КНГ від 10 до 40% як ознака розтину свердловиною зони ВНК, розташованої на південний схід від свердловини нафтового покладу.
Ардатовський горизонт - D2ar2, інтервал 3291-3321,2 м - вапняки.
При розтині горизонту глибиною 3295 м спостерігалося поглинання бурового розчину, газо-геохімічна аномалія зафіксована в інтервалі 3303-3307 м. Пласт ТОВ ??laquo; Оренбурггеофізіка виділений в покрівельної частини Ардатовського горизонту жіветского ярусу середнього девону в інтервалі 3303,6-3321,2 м ефективної товщиною 17,2 м, тому числі: в інтервалі 3303,2-3308,0 м нефтенасищенной вапняки як порово-кавернозні і доломітизовані ефективної товщиною 4,4 м, ефективної пористістю 8,0 - 12,5%, Rп=800 ОММ, КНГ=85%; в інтервалі 3308-3310,8 м - водонасичені з присутністю вуглеводнів ефективної товщиною 2,8 м з Кп=12,0%, Rп=400 ОММ і в інтервалі 3310,8-3321,2 м водонасичені ефективної товщиною 10,4 м з Кп=7,5%, Rп=12 - 170 ОММ, КНГ=20%. Пласт випробувана ІПТ в інтервалі глибин 3294 - 3307 м (абс. Відм. - 3224,7-3237,7 м) - ЕА 53 хв стояння на притоці при депресії 6,5 МПа отримано приплив газованої нафти дебітом 102,7 м 3/сут. Верхній інтервал був рекомендований до випробування на нафту в експлуатаційній колоні.
Експлуатаційна колона перфорована в інтервалі глибин 3303,6-3308 м (абс. відм. - 3234,3-3238,7 м). У результаті освоєння отримано приплив нафти дебітом 4 м 3/сут в ІПУ 1196-1020 м. Подальше освоєння свердловини призвело до ускладнення - заколонних водоперетоку.
Після проведення ремонтно-ізоляційних робіт пласт був розкритий перфорацією в інтервалі глибин 3303,6-3305,6 м (абс. відм. - 3234,3-3236,3 м). У результаті освоєння через 6 мм штуцер отримано 8,5 м 3/сут дегазованої нафти і 1 870 м 3/добу газу сепарації. Пластовий тиск 36,7 МПа, пластова температура 90 оС.
В інтерпретації ТОВ ??laquo; СамараНІПІнефть при підрахунку запасів по поклади інтервал 3303,2 - 3321,2 м складний вапняками поровимі, ??мікротріщинуватості і доломітами. Пласт складається з трьох ефективних пропластков потужністю 4,8; 3,8 і 5,8 м - інтервали, відповідно, 3303,2-3308 м, 3310,6-3314,4 м, 3316-3321,8 м, роз'єднаних щільними карбонатами. Нефтенасищенних пласта пов'язано тільки з верхнім. Покришкою для поклади є товща 13 м вапняків щільних, тріщинуватих, глинистих Ардатовського - помилкова частину і глин 21 м муллінского горизонтів. Підстилається пласт також карбонатами щільними, глинистими, тріщинуватими.
Колектор карбонатний. В процесі буріння керн відбирався в інтервалі глибин 3307-3314 м, винос керна - нульовий. Колекторські властивості пласта визначалися ТОВ ??laquo; СамараНІПІнефть по ГІС: пористість 14,6% (округлено до 15%), нефтенасищенность 96,23% (округлено до 96%). Проникність по промисловим даним склала 0,005 мкм 2.
Поклад пластова, сводовая. Орієнтовні розміри поклади в плані 1,6 х 0,8 км. Встановлена ??висота поклади 18,7 м.
У межах поклади пласт однорідний: коефіцієнт піщанистого - 1, коефіцієнт розчленованості - 1.
Воробьевский горизонт - пласт D2vb, інтервал 3388-3409 м - пісковики.
У процесі буріння комплексом Гирсом в нижній терригенной частині горизонту виявлений продуктивний інтервал 3391,2-3395,6 м з невизначеним характером насичення. Пласт випробуваний за допомогою ІПТ в інтервалі глибин 3385-3414 м (абс. Відм. - 3315,7-3344,7 м). За 40 хв стояння на притоці отримано 0,084 м 3 фільтрату бурового розчину щільністю 1,04 г/см 3 слабогазованого; пластовий тиск 38 МПа.
У результаті випробування в експлуатаційній колоні виявлена ??газоконденсатна поклад.
Експлуатаційна колона перфорована в інтервалах глибин: 3377,6 - 3380,9 м + 3384,2-3388,4 м - щільні вапняки з відкритою пористістю по керну та ГІС до 5,0% + 3391, 7-3395,8 м - пісковики з Кп=6,0 - 10,0%, Rп=30 - 400 ОММ, КНГ=65% (дод. 10). За результатами дослідження трьох зразків пісковиків з керна пористість склала 5%, проникність - менш 0,0001 мкм 2. У результаті освоєння отримано приплив газоконденсатної суміші. На 6 мм штуцері дебіт газу сепарації склав 12175 м 3/добу., Дебіт стабільного конденсату...
