Геологическая часть (стр. 2 )

Среднефаменский подъярус (D3 fm2)

Подъярус представлен известняками, переслаивающимися с вторичными доломитами. Известняки – серые и темно-серые, сферово-сгустковые и микрозернисто-пелитовые, в разной степени перекристаллизованные и доломитизированные. Доломиты – светло-серые, реже коричневато-серые, средне-мелкокристаллические. В известняках определен комплекс фораминифер, подтверждающий среднефаменский возраст этих отложений (, 1987 г.). Толщина отложений подъяруса изменяется от 112 до 140 м.

Верхнефаменский подъярус (D3 fm3)

В составе верхнефаменского подъяруса выделяется заволжский надгоризонт, представленный известняками светло-серыми, органогенно-детритовыми и фораминиферово-сгустковыми, пористыми, слоистыми, содержащими фораминиферы, указывающие на заволжский возраст этих отложений (, 1987 г.). Толщина отложений надгоризонта изменяется от 185 до 213 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане площадь месторождения расположена в пределах юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы, в зоне сочленения Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского структурного выступа (рис. 1.1).

Площадь месторождения расположена в районе, где поверхность кристаллического фундамента испытывает достаточно интенсивное погружение в направлении осевой части Бузулукской впадины. Перепад абсолютных отметок кровли фундамента с севера на юг составляет порядка 300 м. Наиболее высокие гипсометрические отметки отмечаются в восточной части площади.

На юго-западе находится Новокиндельский субширотный выступ имеющий линейную форму и осложненный в сводовой части серией самостоятельных вершин. Прогибы, контролирующие этот выступ с севера и юга, также имеют субширотное простирание. На востоке закартирован обширный валообразный Лебяжинско-Верхнегорный выступ, вдоль которого происходит изменение простирания изолиний на субмеридиональное. Исаковский выступ имеет субширотное простирание и является наиболее обширной и амплитудной структурной формой.

Разрывная тектоника в толще фундамента имеет определяющее значение. Наиболее протяженными и выдержанными являются разломы субширотной ориентации, но существенную роль играют также разломы субмеридионального и северо-восточного направления.

Выкопировка из обзорно-тектонической схемы Оренбургской области

Рис.1.1

По материалам сейсморазведки, на структурной карте, поверхность кровли афонинского горизонта (отражающая граница «Даф») характеризуется чередованием структурных форм типа горстов и грабенов. Разломы, ограничивающие поднятия с севера, являются протяженными и амплитудными. Этот вид разломов характерен для Акъярско-Лебяжинской зоны. Акъярский разлом, наиболее ярко выраженный на Загорском месторождении, представлен здесь широкой системой оперяющих разломов. Одним из них является крупный разлом, контролирующий Новокиндельское и Лебяжинское поднятия, а далее на восток – разлом вдоль Исаковского поднятия. В центральной и западной частях участка преобладает широтная ориентация структурных форм. Поднятия и прогибы вытянуты в цепочки и подчеркнуты разрывными нарушениями. Сеть разломов, закартированная по отражающему горизонту «Даф», во многом повторяет разломную тектонику по поверхности кристаллического фундамента.

На западе площади месторождения, выделяется Верхнегорская структурная зона, где Верхнегорское поднятие разбивается на две самостоятельные структуры: центральную и восточную. Кроме двух основных поднятий, в Верхнегорской структурной зоне закартированы западное поднятие, осложненное разломом в сводовой части, и северо-восточное.

К югу от Верхнегорской структурной зоны, закартирована цепочка локальных прогибов также субширотного простирания, южнее которой расположены Новокиндельское и Лебяжинское поднятия. Эти два поднятия также группируются в единую структурную зону, ограниченную с севера разрывными нарушениями.

Трехкупольное Исаковское поднятие в своем составе имеет центральный, западный и восточный купола.

По отражающему горизонту «Дп», сопоставляемому с кровлей пашийского горизонта, характерно повторение нижележащего структурного плана по кровле афонинского горизонта.

На структурной карте по отражающему горизонту «Дфр», сопоставляемому с кровлей верхнефранского терригенно-карбонатного комплекса, сохраняются разрывные нарушения, выдерживается амплитудность структур. Рельеф в целом нивелируется, о чем свидетельствует расплывчатость очертаний объектов, уменьшение углов наклона флексур, соответствующих в плане девонским разломам. Большая выположенность характерна для участков, соответствующих погруженным блокам. Все эти признаки характеризуют тип осадконакопления, который компенсирует тектонические движения по разломам.

Основная компенсация была завершена позднее и в большей степени отобразилась по отражающему горизонту «Т», сопоставляемому с кровлей турнейского яруса.

На этой структурной поверхности, амплитуды поднятий повсеместно уменьшаются за исключением центрального купола Исаковского поднятия, что происходит за счет смещения восточного купола. В основном, структуры сохраняют свое местоположение по вертикали. Малоамплитудные невыразительные поднятия преимущественно выполаживаются, разрывная тектоника сохраняется.

Площадь месторождения приурочена к Южно-Оренбургской системе грабенов выполненных мезокайнозойскими отложениями. Такие два грабена откартированы сейсморазведочными работами методом «3D» южнее площади Лебяжинского месторождения. Показательным является совпадение местоположения и ориентации грабенов в верхней части разреза с разрывными нарушениями в девонской толще, что свидетельствует о связи процессов, происходивших в период альпийской тектонической активности, с разломами архейского и позднефранского времени заложения.

1.5 Нефтегазоводоносность

Всего на Лебяжинском месторождении выявлено 13 залежей нефти в пластах: Т1 турнейского яруса (2 залежи), Дфр21 (одна залежь), Дфр22 (одна залежь) верхнефранского подъяруса, Д1 пашийского (3 залежи), Д4 воробьевского (3 залежи) и Д51 афонинского (3 залежи) горизонтов. Залежи приурочены к Верхнегорскому, Лебяжинскому, Исаковскому и Сидоровскому локальным поднятиям. На Верхнегорском поднятии залежи нефти установлены на двух куполах – Центральном и Восточном. Это залежи пластов Д1, Д4 и Д51. На Лебяжинском поднятии установлены залежи: Т1, Д1 и Д4. На Исаковском поднятии – Т1, Д1, Д4 и Д51. На Сидоровском поднятии – залежи пластов Дфр21, Дфр22 и Д51.

Залежи нефти пласта Д1

Продуктивный пласт приурочен к терригенным отложениям нижнефранского подъяруса девонской системы. Продуктивный пласт Д1 залегает на глубине 3952 м, сложен пористыми разностями песчаников и алевролитов.

Залежи нефти пласта Д1 установлены на Верхнегорном, Лебяжинском и Исаковском поднятиях.

Верхнегорское поднятие вскрыто скважинами 87, 3715, 3804, 3805, 202, 3813, 3814, 3817, 4011, 4012, 4007 и 4005.

Залежь нефти пластовая, неправильной формы, осложнена пережимом в центральной части и тектоническими нарушениями, имеет широтное простирание. ВНК установлен на абсолютной отметке -3798,5 м. Размеры залежи составляют 8,5Ч1,6-6,2 км, а этаж нефтеносности равен 20,9 м.

Общая толщина пласта колеблется в пределах 12,4-34,4 м. Продуктивный пласт состоит из 3-15 проницаемых пропластков толщиной от 0,4  до 15,8 м. В пределах контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в пределах 1,4-17,0 м, составляя в среднем 12,8 м. Коэффициент песчанистости и расчлененность пласта равны 0,75 д. ед. и 8 соответственно.

Среднее значение пористости составляет – 13,0%, нефтенасыщенности по данным ГИС – 94 %, проницаемости – 90,9·10-3 мкм2,

На Лебяжинском поднятии залежь вскрыта скважинами 82, 85, 85-2, 3819, 3826, 3826-2, 3829, 3830, 3831, 3833, 3716, 4023.

Залежь нефти пластовая, осложненная тектоническими нарушениями, имеет широтное простирание. ВНК принят на абсолютной отметке -3792,0 м. В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 4,3х0,8-1,7 км.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 17,8-50,6 м, составляя в среднем 24,6 м. Продуктивный пласт включает в себя от 5 до 20 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 до 12,4 м. Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам колеблется в пределах 4,6-27,8 м, составляя в среднем 14,3 м. Коэффициент песчанистости и расчлененность пласта равны 0,70 д. ед и 9,2 соответственно.

Среднее значение пористости составляет – 12,0%, нефтенасыщенности по данным ГИС – 95%, проницаемости – 45,3 10-3 мкм2.

На Исаковском поднятии залежь вскрыта скважинами 210, 210-2, 3712, 3714, 3820, 3717, 4026 и 4028.

По типу залежь пластовая, имеет неправильную форму, вытянутая в субширотном направлении, осложнена тектоническим разломом. При принятом УПУ -3742 м размеры залежи составляют 4,3Ч0,8-1,5 км.

Общая толщина пласта изменяется от 13,6 до 49,6 м, составляя в среднем 22,7 м. Продуктивный пласт состоит из 2-9 проницаемых пропластков толщиной 0,4-13,6 м. Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам колеблется от 12,2 до 22,0 м, составляя в среднем 15,5 м. Коэффициент песчанистости и расчлененность пласта равны 0,85 д. ед. и 5,9 соответственно.

Среднее значение пористости составляет – 13%, нефтенасыщенности по данным ГИС – 94%, проницаемости – 60,9·10-3 мкм2. 

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Пласт Д1

Верхнегорское поднятие

Свойства нефти охарактеризованы тремя глубинными и тремя поверхностными пробами в скважинах 87 и 3805.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти  621 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 22,8 МПа, газосодержание 421,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,412 мПа•с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 797 кг/м3, объемный коэффициент 1,756,

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,23 %), парафиновая (7,12%), массовое содержание асфальтенов и смол силикагелевых 4,35 %, объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 57-60 %.