Геологическая часть (стр. 1 )

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1  Общие сведения о месторождении

Казанское месторождение находится на границе Сергиевского и Кинель-Черкасского административных районов Самарской области. Расположено в 100 км на северо-восток от города Самары. Ближайшие крупные нефтяные месторождения: Козловское, Сидоровское, Сургутское и Сарбайское. [15]

На расстоянии примерно 20 км к северо-западу от месторождения находится поселок городского типа Суходол, где расположена Районная инженерно-техническая служба №1 (бывшее НГДУ «Сергиевскнефть»), осуществляющая разработку месторождения, а к юго-востоку – поселок Кабановка. Сообщение между населенными пунктами осуществляется по асфальтированным дорогам, а между Суходолом и Самарой – по автодороге федерального значения.

В непосредственной близости от месторождения проходит железнодорожная ветка «Самара – Серные воды». Ближайшая железнодорожная станция – «Кабановка».

В 5 км к западу от месторождения проложен нефтепровод «Дружба».

Район месторождения промыслово обустроен: имеются необходимые водопроводы, линии связи, электропередач.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом, среднегодовая температура +18оС. Средняя дата наступления первых морозов – конец сентября, а последнего – начало мая. Продолжительность безморозного периода 130-140 дней. Снежный покров сохраняется 6 месяцев, глубина промерзания грунта от 0,6 до 1,5 м.

1.2  Орогидрография

В орогидрографическом отношении Казанское месторождение расположено на левобережье реки Козловка, являющейся притоком реки Сургут. Рельеф местности представляет собой пересеченную оврагами равнину, испытывающую понижение в сторону долины рек, где абсолютные отметки рельефа составляют +70-80 м. [20]

1.3  Стратиграфия

Пашиийский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и глинами. К мелкозернистым, пористым песчаникам приурочены продуктивные пласты. Толщина горизонта 42-69 м. [20]

Тиманский горизонт представлен глинами, с прослоями глинистого алевролита и известняков. Толщина горизонта 43-50 м.

Среднефранский подъярус подразделяется на пашийский и кыновский горизонты.

Саргаевский горизонт сложен известняками, участками глинистыми, и глинами. Толщина горизонта 10-11 м.

Доманиковый горизонт сложен плотными, крепкими известняками, местами глинистыми и битуминозными. Толщина 31-39 м.

Верхнефранский подъярус представлен известняками органогенными, местами окремнелыми и битуминозными. Толщина подъяруса 201-222 м.

Фаменский ярус сложен доломитами и известняками, местами загипсованными. Толщина фаменских отложений изменяется от 236 до 265 м.

Каменноугольная система

Нижний карбон

Турнейский ярус сложен известняками плотными, крепкими, местами пористыми и водонасыщенными. Толщина отложений 77-92 м. В верхней части турнейского яруса прослеживается продуктивный пласт B1.

В составе визейского яруса выделяются елховатский, радаевский, бобриковский и тульский горизонты и окский надгоризонт.[21]

Разрез осадочных пород верхнего карбона представлен известняками и доломитами, преобладающими в верхней части разреза. Толщина верхнекаменноугольных отложений 268-326 м.[15]

Пермская система

Разрез осадочных пород пермской системы представлен двумя отделами: верхним и нижним, и является неполным, так как отложения кунгурского яруса на Казанском месторождении полностью размыты.

1.4  Тектоника

В региональном тектоническом плане Казанское месторождение по кристаллическому фундаменту и терригенному девону приурочено к северному борту Бузулукской впадины в пределах Сидоровского выступа кристаллического фундамента.

По отложениям нижнего карбона оно приурочено к внутренней северо-восточной бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба (МЕП). В составе Казанского месторождения рассматриваются собственно Казанское и Кабановское поднятия.

В результате комплексной интерпретации новых данных сейсморазведки, а также материалов сейсмопартий № 1/81 и № 1/83 и данных глубокого бурения, было детализировано геологическое строение Казанского поднятия по основным опорным горизонтам.[21]

Таким образом, Казанское месторождение расположено в зоне интенсивного дробления пород кристаллического основания: отдельные приподнятые блоки, расположенные на разных гипсометрических уровнях, разделены опущенными блоками фундамента, которые образуют линейные системы разрывных нарушений, интерпретирующихся как грабенообразные прогибы. Амплитуда их колеблется в пределах 20-50 м.

По данным глубокого бурения наиболее высокие отметки фундамента соответствуют Северному участку Казанского поднятия (скв. № 17 – а. о. -2323 м) и Западному участку Кабановского поднятия (скв. № 000 – а. о. -2382 м). Самые низкие отметки залегания фундамента – в скв. № 7 на а. о. –2496 м и в скв. № 8 на а. о. –2524 м.

На расчлененной поверхности кристаллического фундамента залегают породы осадочного чехла, облекая элементы разрывной тектоники. Разрывные нарушения, выделяемые по отражающему горизонту «А» затухают уже в терригенном девоне (пашийский, тиманский горизонты).

1.5  Нефтегазоводоносность

Промышленная нефтеносность на Казанском месторождении была установлена в пластах С1 бобриковского и СII радаевского горизонтов нижнего карбона в 1966 году. В последующие годы нефтеносность установлена в пластах СIа бобриковского горизонта и В1 турнейского яруса на собственно Казанском поднятии.

Пласт В1 выделяется в кровле турнейского яруса. Промышленные залежи нефти приурочены к Северному и Западному куполам Казанского поднятия.

В пределах Северного участка Казанского поднятия залежь нефти залегает на глубине 1865 м, открыта в 1980 г. скв. № 24, в которой из интервала перфорации 1866-1878 м (абс. отметке минус 1714,8-1726,8 м) был получен приток нефти дебитом 11 т/сут.[15]

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке минус 1732 м по данным ГИС.

Коллектор пласта В1 характеризуется неоднородностью литологического состава, что отражается в широком диапазоне колебаний эффективных нефтенасыщенных толщин. В пределах залежи нефти они изменяются от 3 до 25,8 м в скв. №№ 000 и 35 соответственно.

Залежь нефти массивная, размеры составляют 1,8 х 2,9 км, высота залежи 35,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,78, расчлененности – 4,1.

Нефтяная залежь пласта В1 Западного купола (район скв. № 000) залегает на глубине 1855 м и была открыта в 2002 г. при опробовании интервала перфорации 1856-1866 м (абс. отм. минус 1738,6-1748,6 м) и 1870-1877 м (абс. отметке минус 1752,6-1759,6 м), из которых был получен приток нефти дебитом 24 м3/сут на 4 мм штуцере.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 14,9 м.

По данным ГИС подошва нефтенасыщения отбивается на абс. отметке минус 1759,4 м. Учитывая данные ГИС и опробования, а также в соответствии со степенью изученности залежи, условное положение водонефтяного контакта по залежи принято на абс. отметке минус 1759 м. [15]

Залежь массивная, размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 0,95 х 0,7 км, высота залежи 21,4 м. Коэффициент песчанистости - 0,52, расчлененность – 10.

1.6  Коллекторские свойства пласта В1

Залежь пласта В1 приурочена к пористым карбонатным породам верхней части турнейского яруса. Пласт представлен керном в большинстве разведочных скважин, сложен известняками неравномерно пористыми, с тонкозубчатыми стилолитовыми швами, расположенными по наслоению пород, серыми и коричневыми от нефтенасыщения. В средней части пласта имеются тонкие прослои вторичного известкового доломита (скв. № 000).

Известняки имеют органогенно-обломочную и органогенно-водорослевую структуры. В скв. № 000 развиты преимущественно органогенно-водорослевые известняки с прослоями комковатых и оолитовых разностей.

Сложены известняки скелетными остатками фораминифер, водорослей, криноидей, брахиопод, мшанок. Форменные остатки сильно деградированы, перекристаллизованы, частично замещены ангидритом, доломитом и кремнеземом, размер их от 0,05 до 2 мм.

Пористость пород неравномерная. Поры межформенные и типа выщелачивания, неправильной формы, размером 0,01-0,3 мм.

В плотных разностях известняков скв. № 000 наблюдаются редкие вертикальные трещины, прерывистые, раскрытостью около 0,01 мм.

Цемент поровый, регенерационный, реже контактный, представлен микрокристаллическим и вторичным мелко-, средне - и крупнокристаллическим кальцитом, редко ангидритом с включениями агрегатного пирита.[20]

Коллекторские свойства пород Северного купола, в том числе емкостные его характеристики, изучались как по керну, так и по ГИС. Проанализировано на пористость 30 нефтенасыщенных образцов керна из скв. №№ 17, 29 и 37. Среднее ее значение составило 12,2 %. В расчетах рассматриваемого параметра методом НГК участвовало 389 определений по 101 скважине. Средневзвешенная величина емкостной характеристики по ГИС равна 12,7 %. По результатам комплексного изучения пористость принята равной 13,0 %.

Средняя величина фильтрационной характеристики на основании данных анализа 30 образцов керна из скв. №№ 17, 29, 37 составила 53 мД. По данным ГИС проницаемость равна 50 мД, это значение принято для проектирования.

По результатам проведения лабораторных исследований по моделированию содержания остаточной воды методом центрифугирования на 13 образцах керна из скв. № 29 и интерпретации по ГИС 269 интервалов по 102 скважинам, средняя величина рассматриваемого параметра по керну равна 0,786, по ГИС – 0,88. Таким образом, для проектирования принято значение 0,88. Пористость Западного купола определена на 40 нефтенасыщенных образцах керна и рассчитана методом НГК для 5 нефтенасыщенных интервалов. По керну средняя пористость равна 11,3 %, по ГИС – 12,5 %. Для проектирования принято значение пористости равное 12,0 %.

Фильтрационные свойства определялись по керну и промысловым данным. По первому из указанных методов величина рассматриваемого параметра составляет 5,7 мД, по ГИС - 30 мД. На базе этих данных для проектирования принято значение 30 мД.

Начальная нефтенасыщенность определялась по промыслово-геофизическим данным: проинтепретировано 4 интервала по скв. № 000. Средневзвешенное значение рассматриваемого параметра по данным этих интервалов равно 0,806, и на его основе величина начальной нефтенасыщенности для проектирования принята равной 0,81.