тних банок: в позднефранское час сформовано атоллоподобное тіло з обрамляючими лагуну рифами. Франскій кільцевої риф надбудовувався ніжнефаменскімі (Задонського) карбонатними будівлями (рифовими пагорбами). Внутрішня частина карбонатної банки, очевидно, складена лагуновими фациями. У свою чергу банку ускладнена серією самостійних складок і куполів (Східно-Волошенскій, Південно-Волошенскій, Лекмакаріхінскій, Східно-Мастерьельскій, Південно-Мічаельскій та ін.).
Південно-Волошенская структура, яка є об'єктом дослідження являє собою брахіформное підняття субширотного простягання, ускладнене чотирма куполами. За ОГ I 1 в контурі ізогіпс мінус 1990м розміри структури складають 8,4Ч2,2ч4,2км, амплітуда 80м.
1.4 нафтоносних
Волошенское нафтове родовище розташоване в межах Колвавісовского нафтогазоносного району Хорейверской нафтогазоносної області і приурочене до однойменної структурі, що входить до складу Волошенской групи підняттів. Промислова нафтоносність осадового чохла встановлена ??в доманіково-турнейском і верхневізейско-Ніжнепермскіе НГК.
Родовище відкрите в 1985р. Продуктивними є карбонатні відклади верхнього девону і верхнього карбону-нижньої пермі, а також, можливо, нижнього карбону.
Поклад нафти в ніжнефаменскіх рифогених відкладеннях верхнього девону виявлена ??свердловиною 4-Юж.Волошен, в якій при спільному випробуванні в експлуатаційній колоні інтервалів 2736-2746м, 2 752-2769м, 2780-2815м отримано приплив нафти (80%) в суміші з ФБР дебітом 48м 3/сут. з підйому рівня. У контурі нафтоносності прийнятому до підрахунку запасів знаходяться дві пошукові свердловини: №№ 4 і 11.
Пласти-колектори тріщини-каверново-порового типу представлені ріфогеннимі вапняками і вторинними доломітами пористістю 8,4-11% (при прийнятій у підрахунку запасів 10%) і проникністю 89 мД.
Ефективна нефтенасищенная потужність по свердловинах становить 2,8м (вкв. № 11) і 26,2м (вкв. № 4), середньозважена по поклади - 11м, площа поклади - 5,7 км 2.
Поклад масивна, сводовая, литологически обмежена, висота - 86м. Колекторами є вапняки і доломіт ніжнефаменского подгорізонта верхнього девону, покришкою служать глинисті відкладення, що залягають в підставі визейского ярусу нижнього карбону. Водонефтяной контакт поклади не встановлений, за матеріалами підрахунку запасів рівень підрахунку прийнятий на позначці мінус 2736м по підошві останнього нефтенасищенной пропластками в інтервалі випробування ВП у вкв. 4-Юж.Волошен.
У стандартних умовах нафту легка (щільність - 0,866г/см 3), підвищеної в'язкості (19,56мм 2/с), парафінистих (3,3% мас.), сірчиста (0,98% мас.), малосмолиста (7,7% мас.).
У пластових умовах при температурі 70 0 С нафту має щільність 0,851г/см 3 і в'язкість 6,74МПа * с. При тиску насичення 1,9МПа газовий фактор - 5,1нм 3/т. Температура застигання нафти мінус 14 0 С. Об'ємний коефіцієнт - 1,045.
Поклад нафти в верхнекаменноугольнимі-нижнепермских карбонатних відкладеннях відкрита свердловиною 24-Юж.Волошен, де при випробуванні інтервалу 2076-2087 м отримано приплив нафти дебітом 14, 8м 3/сут. на 5-мм штуцері і 20,3м 3/сут. на 6-мм штуцеpе. У контурі нафтоносності розташовуються свердловини 4/24, 8, 9, 11, 13, 67, 81-Юж.Волошен.
Пласти-колектори каверново-порового, рідше порового типів представлені вапняками біоморфного, детрітовимі і водорослевими пористістю 13,1-18,1%, при прийнятій в підрахунку запасів - 15%, і проникністю - 74 мД.
Ефективні нефтенасищенной потужності по свердловинах складають від 2,0-2,2 м (вкв. №№ 8, 67), 3,3 м (вкв. №№ 13), 5,0м (скв. №№ 11, 81), до 18,5м (вкв. № 4/24), середньозважена по поклади - 5,2м, площа поклади - 15,375км 2.
Поклад масивна, сводовая, литологически обмежена, висота - 46м. Покришкою служать глинисто-карбонатні відклади уфімського ярусу верхньої пермі потужністю 10-29 м. Водонефтяной контакт прийнятий за матеріалами підрахунку запасів на позначці мінус 1987м (найнижча позначка, на якій отримано чистий нафту в вкв. 8).
У стандартних умовах нафту утяжеленная (щільність 0,888 г/см 3), високов'язка (45,1мм 2/с), парафінистих (4% мас.), сірчиста (1,57% мас.), смолистая (14,85% мас.).
У пластових умовах при температурі 51 0 С нафту має щільність 0,857г/см 3 і в'язкість - 11,28мПа * с. При тиску насичення 3,3МПа газовий фактор дорівнює 13,6нм 3/т. Температура застигання нафти мінус 10 0 С. Об'ємний коефіцієнт - 1,055.
Передбачувана поклад нафти в ніжнесерпуховскіх відкладеннях нижнього карбону встановлена ??вкв. 24-Юж.Волошен, в якій пр...
