Нефтеносность. 
Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая

Промышленная нефтеносность в пределах Предречицкой структуры устанавливается условно, на основе изучения геологических и промыслово-геофизических данных, полученных при анализе результатов бурения скважин на смежных Речицком и Южно-Тишковском месторождениях.

Таким образом, согласно проектному геолого-техническому наряду, предполагается промышленная нефтеносность: верхнепротерозойских, старооскольских и ланских отложений подсолевого терригенного комплекса; саргаевских, семилукских и воронежских образований подсолевого карбонатного комплекса; а также задонских, елецких и петриковских отложений межсолевой толщи [14, c. 26].

Верхнепротерозойская залежь (PR₂)

Породами-коллекторами предположительно являются песчаники. Тип коллектора — порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может достигать 19 м. Коэффициент открытой пористости может составить до 18,9%. Коэффициент нефтенасыщенности -68,6% (скважина № 240 — Речицкая).

Залежь старооскольского горизонта (D₂st)

Породы-коллекторы предположительно представлены песчаниками. Тип коллектора — порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 14 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 14,4%. Коэффициент нефтенасыщенности — 68% (скважина № 241 — Речицкая).

Залежь ланского горизонта (D₃ln)

Породами-коллекторами предположительно являются песчаники. Тип коллектора — порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 6,2 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 15,4%. Коэффициент нефтенасыщенности — 68,3% (скважина № 238 — Речицкая).

Заежь саргаевского горизонта (D₃sr)

Породыколлекторы ориентировочно представлены доломитами. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 7,6 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 11,5%. Коэффициент нефтенасыщенности — 69% (скважина № 270 — Речицкая).

Залежь cемилукского горизонта (D₃sm)

Породы-коллекторы предположительно представлены доломитами. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 14 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 9,5%. Коэффициент нефтенасыщенности — 69% (скважина № 241 — Речицкая).

Залежь воронежского горизонта (D₃vr)

Породы-коллекторы предположительно представлены доломитами. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 20 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 6,3%. Коэффициент нефтенасыщенности — 68,6% (скважина № 241 — Речицкая).

Залежь задонского горизонта (D₃zd)

Породы-коллекторы предположительно представлены известняками и доломитами. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — стратиграфический. Суммарная нефтенасыщенная толщина может превышать 20 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 9,1%. Коэффициент нефтенасыщенности — 68% (скважина № 75 — Южно-Тишковская).

Залежь елецкого горизонта (D₃el)

Породы-коллекторы ориентировочно представлены доломитами. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить не мене 5,5 м. Коэффициент открытой пористости предположительно составит 8,3%. Коэффициент нефтенасыщенности — 71% (скважина № 75 — Южно-Тишковская).

Залежь петриковского горизонта (D₃ptr)

Породы-коллекторы ориентировочно представлены известняками глинистыми. Тип коллектора — каверново-порово-трещинный. Тип залежи — структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить порядка 14 м. Коэффициент открытой пористости предположительно составит 8,5%. Коэффициент нефтенасыщенности — 68,5% (скважина № 75 — Южно-Тишковская).