Из
http://geolib.ru/Oil...tat/stat13.html ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА 03’1958
Месторождение нефти и газа Селли в Дагестане
Н.В. ФЕНЬЕВ
"За последние годы в Дагестане при поисках нефти и газа в мезозойских отложениях столкнулись с новым в условиях данной области характером залежей. На площади Селли в карбонатных отложениях верхнего мела в 1953 г. была установлена крупная промышленная залежь нефти и газа, связанная с трещиноватыми коллекторами [1]. Несмотря на крупные размеры и большие запасы нефти и газа, производительность месторождения пока низка.
В связи с этим уместно будет остановиться на некоторых его особенностях.
В геологическом отношении это месторождение приурочено к довольно крупной складке, сложенной комплексом мезозойских и третичных отложений. Строение складки по мезозойским отложениям рисуется в форме пологой брахиантиклинали с изогнутым в виде дуги сводом (см. рисунок).
По третичным отложениям складка представляет собой сильно вытянутую в меридиональном направлении антиклиналь.
Залежь нефти и газа - массивного типа (по классификации И.О. Брода) - приурочена к структурному выступу мощной 400-метровой пачки однородных известняков, доломитов и мергелей верхнего мела, образующих известняковый массив, широко распространенный по всей территории Дагестана. Высота залежи 164 м. Верхнюю часть ее занимает газовая шапка высотой 90 м. Первоначальное пластовое давление в залежи 160 ат, режим газо-водонапорный.
По своему типу месторождение может быть сопоставлено с такими месторождениями, как Киркук, Месжиде-Сулейман и другие в Иране.
Верхнемеловой известняк по своей высокой производительности может быть поставлен в ряд с известным известняком асмари. Так, дебиты жидкости во время фонтанирования одной из скважин месторождения Селли (скв. 3) достигли 1500-2000 м3/сутки.
В большинстве скважин вместе с газом и нефтью была получена вода независимо от их расположения на своде поднятия и места вскрытия залежи. В скв. 1, расположенной в своде, с первых же дней освоения получено воды от 40 до 56% (Забой скважины остановлен на 10 м выше границы водонефтяного контакта.). Процентное соотношение воды и нефти в жидкости не изменилось и после 12-дневной остановки скважины.
После неудачных попыток избавиться от подошвенной воды скважину зацементировали и прострелили выше, после чего количество воды в нефти не только не уменьшилось, а наоборот, возросло до 76-90%. Когда снова был произведен цементаж и была прострелена верхняя часть нефтяной залежи, содержание воды составило 80-85%.
Дальнейшая закачка большого количества нефти в скважину и остановка скважины на срок более 4 месяцев также не дали положительных результатов.
При освоении скв. 9, расположенной близко к сводовой части залежи и имеющей забой, который остановлен выше границы водонефтяното контакта на 28 м, получено от 60 до 68% воды. При последующем переводе скважины последовательно на 5,5-, 4,5-, 4- и 3-миллиметровые штуцеры процент воды в продукции скважины остался неизменным.
Аналогичное явление наблюдалось и по многим другим скважинам.
У некоторых работников сложилось мнение, что в скважинах в результате подтягивания подошвенной воды образуются конуса обводнения. Сообразно с этим проводились мероприятия по посадке водяных конусов, не давшие положительных результатов. Такое представление о природе, воды в скважинах является ошибочным."
Цитата: "У некоторых работников сложилось мнение, что в скважинах в результате подтягивания подошвенной воды образуются конуса обводнения. Сообразно с этим проводились мероприятия по посадке водяных конусов, не давшие положительных результатов. Такое представление о природе, воды в скважинах является ошибочным."
Время как-то рассудило?
