Характеристика геологического строения

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 6Следующая ⇒

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.[8]

В региональном тектоническом плане месторождение располагается на западном склоне Южно-Татарского свода, в пределах Акташско-Ново-Елховского вала - структурно-приподнятой зоны II порядка, протягивающейся в субмеридиональном направлении.

Оно объединяет 18 локальных брахиантиклинальных поднятий III порядка - Зиннуровское, Лосиное, Ерсубайкинское, Вахитовское, Заповедное, Лощинное, Полянское, Михайловское, Зотовское, Улановское, Низовое, осложняющих поверхность вала и цепочкообразно расположенных в его пределах.

Вновь пробуренные после пересчета запасов нефти 2010-2011 годов эксплуатационные скважины не внесли каких-либо существенных изменений в строение структурного плана месторождения, уточнив контуры, размеры некоторых из поднятий и их амплитуды.

Соотношение структурных планов по средне- и нижнекаменноугольным маркирующим горизонтам, с одной стороны, и девонским, с другой, описанное в отчете 1985 г., не изменилось, являясь характерным для всего региона в целом.

Структурные планы палеозойских отложений в зависимости от комплекса осадков, условий и времени формирования носят различную степень унаследованности от рельефа фундамента. Наибольшим совпадением характеризуется план поверхности терригенного девона, также сохраняющий региональный наклон в западном направлении и осложненный малоамплитудными поднятиями, которые в дальнейшем доходят до более высоких стратиграфических уровней разреза.

Структурный план каменноугольных отложений от девонского наследует лишь общий региональный наклон, характеризуется значительной дифференцированностью, что обусловлено наличием высокоамплитудных локальных поднятий III порядка: Зиннуровского, Лосиного, Ерсубайкинского, Вахитовского, Заповедного, Лощинного, Полянского, Михайловского, Зотовского, Улановского, Низового.

Поднятия представляют собой в различной степени вытянутые антиклинальные складки субмеридионального простирания.

Структурный план тульского горизонта унаследовал основные черты строения нижележащих горизонтов, сохраняя простирание и размеры поднятий, но в более выположенном виде.

Структурные поверхности вышезалегающих маркирующих горизонтов нижнего и среднего карбона также испытывают погружение в западном направлении.

По кровле верейских отложений среднего карбона отмечается выполаживание поднятий, уменьшение амплитуд, некоторое смещение сводов.

По верхненепермским отложениям прослеживаются те же поднятия, что и по нижележащим маркирующим поверхностям, отмечается меньшая дифференцированность структурного плана.

После составления последнего пересчета запасов 2010 года на месторождении было пробурено шесть эксплуатационных и одна разведочная скважина. Новые данные по результатам бурения были учтены при составлении настоящей работы.

Продуктивными по всему разрезу являются (снизу вверх) терригенные отложения девона (пашийский и кыновский горизонты), карбонатные отложения нижнеего карбона (турнейский ярус), терригенные отложения нижнего карбона (бобриковский и тульский горизонты), карбонатные отложения среднего карбона (башкирский ярус, верейский и каширский горизонты), к которым приурочены 70 залежей нефти, в основном, совпадающие в плане, но намного отличающиеся по своим размерам.

Самым нижним продуктивным является пашийский горизонт, представленный пластами, Д₁-а+б и Д₁-в+д, сложенными песчаниками и алевролитами. Тип коллектора - поровый.

Всего выявлено пять залежей нефти. Нефтенасыщенные коллекторы в пашийских отложениях вскрыты в 21 скважине. В остальных добуренных скважинах они полностью водонасыщенны.

Пласт Д₁-а+б выделяется во всех скважинах. Количество эффективных прослоев в пласте колеблется от одного до пяти, нефтенасыщенных – от одного (скв.4927) до четырех (скв.4909). Толщины нефтенасыщенных прослоев составляют от 0, 8 до 1, 6 м, Rп – от 3 (скв.4927) до 22 омм (скв.10964). В 11 скважинах вскрыт непосредственный ВНК. Общая толщина пласта Д₁-а+б изменяется от 6, 6 до 12, 0 м.

Пласты Д₁-а+б и Д₁-в+д сливаются в единый пласт, индексируемый как Д₁, в девяти скважинах. Общая толщина пласта Д₁ варьирует от 5, 6 м (вскрытая) до 31, 6 м. В скв. №10890, 10912, 10938 и 10956 не вскрыта подошва пласта Д₁. В скв. №10907 вскрыта лишь кровля пласта Д₁.

Суммарные нефтенасыщенные толщины пласта варьируют от 0, 8 до 8, 8 м. Толщины нефтенасыщенных прослоев изменяются от 0, 5 до 3, 4 м. Количество эффективных прослоев в пласте варьирует от 4 до 12, нефтенасыщенных – от одного (скв.№10938, 10956 и 10965) до трех (скв.4915).

В трех скважинах (скв. №4915, 10956 и 10965) нефтенасыщенность подтверждена опробованием. В скважинах №4933 и 11016 при испытании получена вода.

В целом по горизонту средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3, 4 м. Этаж нефтеносности залежей составляет 1, 5 – 8, 8 м. ВНК залежей колеблется от минус 1516 до минус 1541 м.

Тип залежей пластовый сводовый, с подошвенной водой. Залежи оконтурены, в основном, скважинами со вскрытым водонасыщенным коллектором. Только две из них недостаточно надежно: во второй залежи с севера и востока нет подтверждения водоносными скважинами, в пятой только с юго-востока, контур проведен в соответствии со структурным планом по отражающему горизонту Д по результатам сейсмоисследований.

Выше через перемычку в 1, 6-6, 0 м на глубине 1789 м залегают продуктивные отложения кыновского возраста. Во вновь пробуренных скважинах прослеживаются следующие пласты-коллекторы: Д₀-б, Д₀-в и Д₀-г (сверху-вниз). Основным продуктивным объектом является пласт Д₀-в. Верхние пласты сложены глинистыми или водонасыщенными коллекторами. От кровли верхнего пласта до репера «аяксы» по ГИС выделяется пачка аргиллитов толщиной 4-8 м..

Нефтенасыщенный пласт Д₀-в выделяется в 18 скважинах. Пласт-коллектор сложен песчаниками и алевролитами. Тип коллектора - поровый.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1, 6 до 5, 2 м. Чаще пласт представлен одним-двумя прослоями. Толщины продуктивных прослоев колеблются от 0, 6 м до 3, 0 м. Песчанистость по продуктивной части и расчлененность пласта в среднем составляют 0, 789 доли ед. и 1, 7. Общая толщина пласта Д₀-в изменяется от 4, 0 до 14, 4 м.

Выявлено всего три залежи нефти. Тип залежей – пластовый сводовый с литологическим ограничением. Контур нефтеносности залежей проведен в соответствии с подошвой нижнего нефтенасыщенного пропластка, с кровлей водонасыщенных пропластков и результатами опробования. В двух скважинах, пробуренных в пределах залежи I, вскрыт ВНК. Подробное описание залежей представлено в пересчете запасов нефти 2011 года. Этаж нефтеносности варьирует в пределах 3, 4-14, 2 м.

Самым нижним продуктивным объектом в отложениях нижнего карбона является турнейский ярус, представленный снизу вверх горизонтами: малевским, упинским, черепетским и кизеловским, из них верхние два горизонта только представлены нефтенасыщенным коллектором. В нижних только в двух скважинах №4910 и 11091 выделены нефтенасыщенные прослои, во всех остальных нижнетурнейский подъярус представлен водоносными коллекторами. Средняя глубина залегания составляет 1201 м.

Продуктивные прослои турнейского яруса гидродинамически связаны между собой, что позволяет всю толщу карбонатных пород рассматривать как единый резервуар.

Все залежи, выявленные в отложениях турнейского яруса, имеют однотипное строение, отличаясь лишь размерами. Все они контролируются локальными поднятиями III порядка или их куполами, относятся к массивному типу, для всех характерно наличие прослоя плотных пород между нижним по разрезу нефтенасыщенным прослоем и верхним водонасыщенным, ступенчатое положение раздела нефть-вода, фиксируемое скважинами в пределах одной залежи. ВНК вскрыт только в одной скважине, во многих перемычка между нефтенасыщенным и водонасыщенными прослоями находится в пределах 0, 3-0, 8 м, что практически не может являться водоупором. Всего в отложениях турнейского яруса выявлено 12 залежей нефти. Этаж нефтеносности их колеблется от 7, 6 м до 39, 4 м.

Согласно литолого-петрографическим данным, коллекторы турнейского яруса представлены известняками, прослоями глинистыми, иногда песчаниковидными, преимущественно порового, трещинно-порового типа. По геофизическим данным основная часть продуктивных отложений представляет собой чередование проницаемых и непроницаемых прослоев. Большая часть прослоев имеет толщины в пределах 0, 5 м – 1, 5 м, лишь единичные прослои имеют толщину больше 2 м (около 4 %). В «горизонтальном» стволе скважины №10974г вертикальные толщины большинства прослоев изменяется от 0, 2 до 0, 3 м. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины прослоев изменяются от 0, 8 до 21, 2 м. Песчанистость и расчлененность составляют 0, 439 доли ед. и 6, 1. Общая толщина яруса изменяется от 28, 0 м (вскрытая) до 52, 4 м.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта составляет 1197 м. Перемычка межу бобриковскими и нижележащими турнейскими отложениями равна в среднем 4 м.

В отложениях бобриковского возраста по данным ГИС в представленных скважинах выделяются два продуктивных пласта-коллектора (сверху-вниз): Сбр-3 и Сбр-2. Пласты-коллекторы бобриковского горизонта представлены песчаниками кварцевыми тонкозернистыми, прослоями алевритистыми. Коллекторы переслаиваются слабопроницаемыми, глинистыми, иногда известковистыми, алевролитами, непроницаемыми аргиллитами. Тип коллектора - поровый.

Отложения бобриковского возраста присутствуют во всех скважинах. Общая толщина отложений бобриковского горизонта изменяется от 2, 4 до 14, 0 м. В основном, преимущественное распространение имеет и выделяется, как нефтенасыщенный, верхний пласт Сбр-3, нижний – в единичных скважинах.

Общая толщина пласта в среднем составляет 5, 0 м, суммарная эффективная нефтенасыщенная – 2, 6 м. Количество нефтенасыщенных прослоев, разделенных глинистыми перемычками, составляет 1-2.

В скважинах № 6948, 6973, 11706, 11710 оба пласта сливаются в один пласт Сбр-3+2, это дало основание рассматривать бобриковские пласты, как один объект подсчета запасов нефти. Всего на площади месторождения установлено 18 залежей нефти. Контуры нефтеносности залежей приняты и утверждены, в основном, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка с учетом результатов опробования и кровли водонасыщенного пропластка.

Пласт Сбр-3 залегает в виде небольших изолированных друг от друга линз и на большей части площади месторождения замещается глинистыми породами. В связи с этим все выявленные бобриковские залежи имеют относительно небольшие размеры и полностью или частично ограничиваются литологическим экраном. Тип залежей – структурно-литологический и пластовый сводовый с литологическим ограничением. Этажи нефтеносности залежей изменяются от 1, 2 до 39, 7 м (самый высокий на Ерсубайкинском поднятии).

Отложения тульского возраста во всех пробуренных скважинах присутствуют повсеместно. Средняя глубина залегания составила 1185 м. В тульском горизонте продуктивным является пласт Стл-2. Пласты Стл‑ 1, Стл-3 и Стл-4 не прослеживаются. Пласт-коллектор представлен слабосцементированными алевролито-песчанистыми породами. Тип коллектора - поровый.

Общая толщина горизонта изменяется от 9, 2 м до 11 м. Увеличение толщины горизонта связано с большим развитием толщины пласта Стл-2.

Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта колеблется от 0, 8 до 8, 0 м. В большинстве скважин пласт Стл-2 представлен двумя или тремя, реже одним пропластком. Лишь в двух скважинах (скв.10974 и 11005) пласт-коллектор разделяется на 5 пропластков. Песчанистость и расчлененность пласта составила 0, 807 доли ед. и 1, 28. Часто пласт неоднороден по толщине, верхняя часть пласта более глинистая, уплотненная. К пласту приурочены пять залежей нефти. Тип залежей – пластовый сводовый с литологическим ограничением. Этаж нефтеносности достаточно высок для залежей больших размеров и низок для маленьких и равен 23, 4-70, 4 и 1, 4-2, 6 м. Залежи почти полностью разбурены, за исключением трех, выявленных одной скважиной и имеющих небольшие размеры.

В отложениях среднего карбона продуктивными являются карбонатные коллекторы башкирского, верейского и каширского возрастов.

Отложения башкирского возраста залегают на глубине 878 м. На данном месторождении вся толща башкирского яруса состоит из часто переслаивающихся пористо-проницаемых и уплотненных прослоев.

Все пористо-проницаемые прослои гидродинамически связаны и рассматриваются как единый резервуар.

Отложения башкирского яруса представлены известняками перекристаллизованными тонкозернистыми, трещиноватыми слабо глинистыми, участками, загипсованными с редкими включениями ангидрита. Коллекторы - порового, порово-трещинного типа.

Башкирские отложения нефтенасыщенны всего в 67 скважинах. Контуры залежей проведены в соответствии с подошвой нижнего нефтенасыщенного прослоя и кровлей водонасыщенного и с учетом результатов опробования. Непосредственный ВНК не вскрыт ни в одной скважине. Выявлено всего 10 залежей небольших размеров. Тип залежей – массивный. Разброс значений этажа нефтеносности залежей довольно значителен и составляет 1, 1-21, 7м.

Общая толщина пласта изменяется от 25, 0 м до 30, 0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина варьирует от 0, 7 м до 9, 9 м. Толщина прослоев изменяется от 0, 4 м до 2, 4 м, средняя толщина прослоев равна около 1 м. Песчанистость и расчлененность по эффективной части в среднем составили 0, 527 доли ед. и 3, 06.

Выше по разрезу в непосредственной близости через перемычку 2-4 м залегают продуктивные отложения верейского возраста. Средняя глубина залегания составила 843 м.

Отложения представлены шестью карбонатными пластами-коллекторами, индексируемыми сверху-вниз как Свр-6, Свр-5, Свр-4, Свр-3, Свр-2 и Свр-1, которые отличаются неоднородностью своего строения по разрезу и простиранию. Все пласты выдержаны по площади месторождения, представлены известняками органогенно-обломочными, слабо глинистыми, участками с тонкими прослоями аргиллита. Кровля и подошва пластов чаще всего заглинизирована или уплотнена.

На данном месторождении во всех пластах в разной вариации выделены нефтесодержащие коллекторы. Тип коллектора – порово-трещинный

Особенность этого разреза состоит в том, что продуктивные прослои небольшой мощности, перемежаются более мощными вмещающими глинистыми разностями, что приводит не только к ухудшению геофизических характеристик пласта за счет влияния вмещающих пород, но и к реальному ухудшению коллекторских свойств пласта, несмотря на неплохие количественные показатели (Кп, Кн и Rп). В этом случае по совокупности всех геолого-геофизических параметров такие пласты интерпретировались в пересчете запасов нефти как неколлекторы.

Пласт Свр-6 присутствует во всех скважинах, в основном, представлен непроницаемыми, часто глинистыми известняками. Он нефтенасыщен в семи скважинах и водонасыщен в девяти скважинах.В 10 скважинах пласт оценивается, как непродуктивный, слабо нефтенасыщенный. В остальных скважинах пласт представлен уплотненными или глинистыми известняками.

Пласт Свр-4 нефтенасыщен в четырех новых скважинах, в 10 - водонасыщен. В остальных скважинах пласт представлен глинистыми известняками.

Пласт Свр-3 является основным продуктивным пластом. Он нефтенасыщен в 25 вновь пробуренных скважинах, водонасыщен в 30 скважинах.

Общая толщина пласта изменяется от 2, 8 м до 6, 0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0, 5 м до 3, 1 м. Количество эффективных пропластков колеблется от 1 до 2. Толщина эффективных пропластков варьирует от 0, 4 м до 2, 1 м.

В пласте Свр-2 вместе с Свр-3 содержатся основные запасы нефти в верейском горизонте месторождения. По новым скважинам пласт-коллектор Свр-2 нефтенасыщен в 13 скважинах и водонасыщен в 31 скважине. По коллекторским свойствам пласт близок к пласту Свр-3.

Общая толщина пласта изменяется от 1, 2 до 2, 1 м, суммарная нефтенасыщенная - колеблется от 0, 5 м до 1, 6 м (скв.4965). Пласт обычно представлен одним эффективным пропластком. Толщина эффективных прослоев изменяется от от 0, 5 м до 1, 6 м (скв. 4965).

Пласт Свр-1 нефтенасыщен только в одной скважине (скв.4923). Эффективная нефтенасыщенная толщина его составляет 0, 7 м. В скв.26 пласт Свр-1 отсутствует. В остальных скважинах представлен уплотненными глинистыми известняками и лишь в скв.11073 пласт водонасыщен.

В отложениях верейского горизонта выявлено 8 залежей нефти. Тип залежей – пластовый сводовый и пластовый сводовый с литологическим ограничением. Этаж нефтеносности залежей варьирует в пределах 1, 5 – 32, 9 м. Все пласты гидродинамически связаны между собой и рассматриваются как один объект подсчета. Во всех скважинах нефтенасыщенные пласты подстилаются уплотненными и глинистыми карбонатными породами. В связи с этим размеры и положение водонефтяной зоны являются условными.

Общая толщина горизонта изменяется от 45 м до 51 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0, 6 м до 5, 3 м. Песчанистость и расчлененность в среднем составили 0, 1 доли ед. и 2, 28.

В отложениях каширского горизонта как продуктивный выделяется пласт-коллектор Скш-1. Тип коллектора – порово-трещинный. Пласт представлен карбонатными породами. Разрез осложнен включениями гипса и ангидрита.

Всего в отложениях каширского горизонта выявлено 9 новых залежей. Тип залежей - пластовый сводовый.

Подошва залежей проведена по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя скважин. Почти все залежи надежно оконтурены скважинами, в которых пласт-коллектор в силу низкого гипсометрического положения обводнен. Во вновь пробуренных скважинах нефтенасыщенными являются 12 скважин, с учетом предыдущего подсчета – 34 скважины.

Общая толщина пласта изменяется от 8, 5 м до 17 м. По данным ГИС пласт нефтенасыщен в 34 скважинах, в скв.4895 пласт представлен плотными разностями; в остальных скважинах - водонасыщен. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0, 6 м (скв.4950) до 3, 1 м (скв.10855 и 11075). Количество нефтенасыщенных прослоев – один, реже два, только в скв.4924 и 11713 выделено 3 прослоя. Толщина продуктивных прослоев варьирует от 0, 4 до 2, 9 м.

Этаж нефтеносности залежей невысок и изменяется от 3 до 13, 8 м.

Основные параметры пласта

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 Следующая ⇒