Верхнесоленосная глинисто-галитовая подтолща представлена разнофациальными отложениями. Преобладает в наборе пород каменная соль белая, грязно-белая, оранжевая, полупрозрачная, крупнокристаллическая, слаботрещиноватая. Пласты каменной соли чередуются по разрезу с карбонатно-глинистыми и сульфатно-карбонатными породами. Толщина составляет 686 м (скв.82) - 1987 м (скв.14).
Надсолевая толща сложена терригенными и карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом, писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня, гравийных зерен кварца; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, песчаниками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 697 м (скв.92) до 1030,1 м (скв.14).
Давыдовское месторождение расположено в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурной зоны.
Тектоническое строение месторождения весьма сложное. В его пределах присутствуют нарушения, связанные как с разрывными, так и с пликативными деформациями, вызванные движением блоков кристаллического фундамента и проявлениями соляного тектогенеза.
Поверхность межсолевых отложений северного блока Давыдовского месторождения по результатам бурения и сейсморазведочных работ представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных солевых поднятий. Углы падения изменяются в пределах от 3є до 14є в зависимости от направления падения склонов соляных поднятий. В большинстве случаев углы падения в северо-восточном и юго-западном направлениях более крутые, чем в северо-западном и юго-восточном. С юга северное крыло ограниченно соляным срезом, а в западной части у северного крыла выделяется Ново-Давыдовский блок I межсолевых отложений, ограниченный с севера солевым срезом, с юга сбросом амплитудой около 200 м, с запада сбросом амплитудой около 130 м.
Поверхность межсолевых отложений южного блока характеризуется моноклинальным залеганием с азимутом падения 330є и углом падения 7є. Южный блок с севера ограничен солевым срезом, с юга Людвиновским сбросом с амплитудой от 250 м на западе и 150 м на востоке, с запада сбросом с амплитудой 90-100 м, с востока сбросом амплитудой 50 м.
Между северным и южным крыльями существует зона отсутствия межсолевых отложений, которая подтверждается скважинами - 125 Ново-Давыдовской, 77, 36, 76, 75, 5 Давыдовскими, 54 Западно-Славаньской, 105 Южно-Давыдовской. Также с учетом результатов сейсмических исследований можно говорить о том, что данная зона имеет ширину от 100 до 850 м и протягивается в юго-восточном направлении. Северо-западная часть петриковско-задонской залежи месторождения является недоразбуренной. Из-за малого количества скважин, вскрывших продуктивные отложения, до сих пор нет единого мнения о геологическом строении данного участка месторождения.
Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами саргаевского, семилукского, воронежского, петриковско-елецко-задонского и лебедянского (боричевские слои) горизонтов.
Саргаевская залежь нефти
Коллекторами нефти служат слабоглинистые доломиты с прослоями мергелей, глин, ангидритов. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти саргаевского горизонта представляет собой простирающуюся с северо-запада на юго-восток моноклиналь, ограниченную на западе и востоке локальными нарушениями, с юга - региональным разломом амплитудой около 1000 м, с севера - контуром подсчета запасов - минус 2905 м. В восточной части залежи выделен приподнятый блок, отделенный от остальной части залежи малоамплитудным поперечным нарушением, проведенным между скважинами 75 и 122. По результатам бурения скважины 76s2 вдоль южной границы горизонта выделяется малоамплитудное нарушение.
Размеры залежи: длина 5,6 км, ширина 0,4 км, высота около 45 м. Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Максимальные нефтенасыщенные толщины находятся в районе скважины 122 (16,3 м), расположенной в юго-восточной части залежи. В северо-западном направлении от скважины 122 наблюдается их плавное уменьшение до 2,7 м (скважина 77).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 6,3 м, открытая пористость пород - 6% (3-11%), коэффициент нефтенасыщенности - 85% (76-92%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 113 у. е., начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 22 у. е.
Семилукская залежь нефти
Коллекторами нефти служат доломиты кавернозные, порово-трещинные. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Семилукская залежь в плане повторяет саргаевскую, только с севера залежь семилукского горизонта ограничена контуром подсчета запасов - 2909 м. Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,62 км, высота около 70 м.
Максимальные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в скважинах 76 (20,9 м) и 122 (25,1 м), уменьшаясь в периферийных частях месторождения (север, запад, восток).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 14,5 м, открытая пористость пород - 8% (3-18%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-96%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 618 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 229 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,37.
Воронежская залежь нефти
Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, пористые. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти воронежского горизонта совпадает с поверхностью семилукского горизонта, но так как площадь нефтеносности воронежской залежи больше, чем семилукской, она захватывает малоамплитудное нарушение (15-20 м), проходящее вдоль залежи. Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,8 км, высота около 110 м. Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 9,2 м, открытая пористость пород - 7% (3-12%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 659 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 224 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,34.
Елецкая залежь южного крыла
Отложения вскрыты в пределах залежи скважинами 13, 13s2, 20, 21, 56 Западно-Славаньской и102 Южно-Давыдовской. Мощность нефтенасыщенной зоны изменяется в пределах 17,8-28,7 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 23,3 м, открытая пористость пород - 8% (6-13%), коэффициент нефтенасыщенности - 89% (86-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 187 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 37 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,2.
Межсолевая залежь северного крыла
Коллекторами нефти петриковско-задонской залежи являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти массивная, сводовая.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 5,8 км; ширина до 2,3 км; высота до 133 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 26,7 м, открытая пористость пород - 8% (4-17%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (64-91%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - у. е., начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 3307 у. е.; начальные геологические запасы нефти категории C1 - 352 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 134 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,38.
Лебедянская залежь (боричевские слои)
Коллекторами нефти лебедянской (боричевские слои) залежи являются в основном ангидриты и доломиты с прослоями известняков. Породы светло-серого, серого цвета, плотные, крепкие, скрытокристаллические, в разной степени трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти лебедянского горизонта повторяет в плане петриковско-елецко-задонскую залежь и представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных поднятий. На севере и северо-востоке залежь ограничена линией ВНК, на юге - юго-западе - зоной выклинивания коллектора.
Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 4,2 км, ширина 2,5 км, высота 172 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 3,6 м, открытая пористость пород - 8% (5,2-15,6%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (58-93%).
Запасы составили: начальные геологические запасы нефти категории C1 - 897 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 314 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,35.
В целом по Давыдовскому месторождению начальные геологические
запасы нефти по категориям В+С1 составили 11529 у. е., извлекаемые
4267 у. е.
В пределах залежи нефти саргаевские отложения вскрыты скважинами 18, 36, 75, 76, 77,78 и 122.
Залежь была открыта скважиной 36. При испытании интервала 3200-3210 в колонне в марте 1975 года был получен приток нефти дебитом 0,73 м3/сут.
В 2007 году нефтеносность саргаевских отложений была подтверждена по итогам испытания скважины 122 и ввода её в эксплуатацию. В скважинах 18, 75, 76,77 и 78 испытания саргаевского горизонта либо не проводились либо притоки нефти не были получены.
Разработка залежи нефти саргаевского горизонта начата в 2007 году путём ввода в эксплуатацию скважины 122.
Скважина 122 была заложена в юго-восточной (сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского месторождения с целью изучения стратиграфии, литологии, коллекторских свойств пород, нефтегазоностности и тектонического строения, а также определения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов межсолевой структуры.
Скважина начата бурением 18 августа 2006 года и закончена 12 января 2007 года.
По данным бурения разведочной скважины 122 Давыдовской площади получены следующие результаты:
1. Уточнено структурно-тектоническое строение юго-восточной (сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского нефтяного месторождения. Скважиной вскрыта граница межсолевого комплекса за пределами контура подсчета запасов. Таким образом подтвердилось предположение о наличии межсолевых отложений к югу от основной межсолевой залежи Давыдовской площади.
2. В результате бурения установлено отсутствие в разрезе скважины петриковских, елецких и верхнезадонских отложений.
3. По результатам испытания подтверждена нефтенасыщенность задонских отложений.
4. При испытании саргаевских отложений получен приток нефти.
5. По результатам анализа круглосуточных геологических наблюдений, геофизического материала, детальной обработки ГИС, во вскрытом скважиной разрезе нефтенасыщенные пласты-коллекторы выделены в задонских, воронежских, семилукских и саргаевских отложениях.
6. Для освоения выделен интервал 3246 - 3261 м (саргаевские отложения).
Таким образом, в результате испытания саргаевских отложений (испытания скважины проводились в колонне) в интервале 3246-3261 м получен фонтанный приток нефти дебитом 40 м3/сут на 6 мм штуцере. Пластовое давление, замеренное в ходе испытания, на глубине 3000 м, составило 26,79 МПа. При пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) пластовое давление составляет 27,99 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи нефти саргаевского горизонта.
Скважина 122 введена в эксплуатацию в феврале 2007 года фонтанным способом. В первый месяц эксплуатации скважиной отработано 13,5 суток, средний дебит нефти составил 15,4 т/сут, продукция скважины безводная.
Однако уже в следующем месяце дебит по скважине снизился до 3 т/сут. В конце марта произведен замер пластового давления. Давление в скважине в пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) составило 27,55 МПа. Таким образом, при отборе из скважины 301 т нефти, давление снизилось на 0,4 МПа.
В конце апреля 2007 года скважину 122 переводят на механизированный способ эксплуатации (НВ-44). С переводом скважины на ШГН в продукции появляется вода 80 % плотностью 1,2 г/см3. В процессе дальнейшей эксплуатации скважины дебит по нефти снижается с 3,6 т/сут до 1,6 т/сут, обводнённость добываемой продукции увеличивается до 85 % (плотность воды 1,2 г/см3).
В июле 2007 года скважина 122 была остановлена для проведения ремонтных работ по переходу на семилукский горизонт. При проведении ремонтных работ в скважине 122 проводились работы по определению работающих интервалов. Исходя из результатов исследования, при эксплуатации саргаевского горизонта, рабочим являлся интервал 3246-3257,6 м. По данным термометрии отмечается поступление жидкости по заколонному пространству из вышележащих пластов (с глубины 3231 м).
Исходя из проведенных исследований, не исключено, что добываемая вода из саргаевского горизонта, могла по заколонному пространству поступать из вышележащих интервалов.
По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается из-за отсутствия добывающего фонда. Скважина 122 переведена на залежь нефти семилукского горизонта. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т жидкости за период с февраля 2007 по июль 2007 года. Остаточные извлекаемые запасы составляют 21,471 тыс. т нефти. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,005 при проектном 0, 194.
Залежь нефти семилукского горизонта открыта в 1971 году.
Разработка залежи нефти семилукского горизонта начата в декабре 1971 года вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.
Скважина 18 вступила в эксплуатацию фонтанным спобом с начальным дебитом нефти 76 т/сут. Период фонтанной эксплуатации продолжался 15 месяцев и сопровождался резким падением объёмов добычи нефти, что может свидетельствовать о недостаточной энергетике пластовой системы. В феврале 1973 года скважина 18 была остановлена для проведения испытаний воронежского горизонта. При проведении испытательных работ произошел обрыв насосно-компрессорных труб, в результате чего семилукский горизонт был перекрыт. В сентябре 1973 года скважина 18 была переведена на залежь нефти воронежского горизонта.
Скважина 18 работала на воронежской залежи до 2007 года. По состоянию на 01.01.2011 года скважина 18 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.
В декабре 1975 года введена в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта скважина 36. При испытании скважины пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м и приведенное к отметке ВНК (-2909 м), составило 26,4 МПа, что ниже начального пластового давления по залежи на 8,7 МПа (рис.2.1.).
В апреле 1982 года на залежь нефти семилукского горизонта фонтанным способом с начальным дебитом 21 т/сут была введена скважина 75.
За весь период эксплуатации скважиной 75 залежи нефти семилукского горизонта было отобрано 22,6 тыс. т нефти и 109 т воды удельного веса 1,22-1,24 г/см3.