Геологическая часть . . 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ (стр. 3 )

По отражающему горизонту А в пределах участка наблюдается региональное погружение в южном направлении от абсолютных отметок минус 2060-2080 м до минус 2170 м, осложненное Озеркинской грядой фундамента юг-юго-восточного простирания. Гряда формируется цепочкой выступов, с севера на юг – Озеркинским, Северо-Шиханским, Шиханским. С востока и запада гряда сопровождается  прогибами юго-восточной ориентации. В южной половине участка западный прогиб усиливается, приобретает юго-восточную направленность и с запада сопровождается Восточно-Рюминским выступом и юго-западной вершиной Шиханского выступа. Все выступы имеют небольшие размеры и хорошую амплитудную выразительность (30-50 м).

Структурная карта по отражающему горизонту Д характеризует строение поверхности саргаевского горизонта. Тектоническое строение этой поверхности практически полностью повторяет строение по горизонту А. Отмечается некоторое выполаживание (на 10-20 м) Озеркинской (восточный купол), Восточно-Рюминской и Шиханской (западный купол) структур.

По кровле турнейских отложений свод Шиханского поднятия осложнен тремя небольшими куполами. Структура субширотного простирания, в плане имеет очертания подковы. Присводовые скважины 13 и 15 вскрыли кровлю турнейского яруса на абс. отметках минус 1292 и 1299 м, соответственно. Размеры структуры в пределах изогипсы минус 1320 м - 1,5х0,5 км, амплитуда 28 м, углы наклона крыльев не превышают 3-4о.

По отражающему горизонту У наблюдается перестройка поверхности глин тульского горизонта относительно горизонтов Д и А, что связано с влиянием процессов рифообразования.

Три купола Шиханского поднятия ограничиваются единой изогипсой, образуя дугообразную структуру. При этом нивелируются прогибы, разделявшие перечисленные купола. Шиханское поднятие незначительно увеличивается в размерах при сохранении своей формы и ориентировки. В работе 2003 г по горизонтам Д и У впервые установлено четкое разделение Шиханского поднятия на северный, западный и восточный куполы. В контуре каждого купола пробурено по одной поисково-разведочной скважине (13, 17 и 15).

Структурная карта по отражающему горизонту Б показывает неравномерное выполаживание структурного плана к концу башкирского времени. Резкое ослабление амплитуды и сокращение размеров отмечается на западном куполе Шиханского поднятия. Северный и восточный купола объединяются и тоже выполаживаются.

По кровле швагериновых слоев  Шиханское поднятие оконтуривается  изогипсой минус 325 м и имеет размеры 3,0х2,2 км, амплитуду 7 м, площадь 5,4 км2. Максимальная абсолютная отметка кровли в своде составляет минус 318 м.

Наклон поверхности по кровле калиновской свиты казанского яруса происходит в западном направлении. Небольшие локальные осложнения картируемой поверхности можно наблюдать в районе скважин №№17, 15, 13 Шиханского поднятия. Амплитуда осложнений составляет 5-10 м.

1.4 Геологическое строение продуктивных пластов

Залежь  нефти пласта С1 бобриковского горизонта

Пласт С1 относится к бобриковскому горизонту и представлен кварцевыми, в основном, мелкозернистыми, реже – средне - и крупнозернистыми песчаниками, часто слабосцементированными, до рыхлых рассыпающихся разностей.

Средняя глубина залегания продуктивного пласта С1 - 1442 м. На Шиханском поднятии промышленная нефтеносность пласта С1 доказана опробованием в скважинах 13, 15 и 17, давшие промышленные притоки нефти. Пласт С1 представлен несколькими (от 3 до 4) проницаемыми пропластками толщиной от 0,8 м до 5,4 м (скв.15), разделенными плотными прослоями толщиной от 0,6 м до 4,6 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 5,6 м (скв. 17) до 7,8 м (скв. 15).Коэффициент песчанистости равен 0,60, расчлененность – 3,33.

В скважине 13 при опробовании с помощью ИП из интервала 1425-1446 (-1274,8-1295,8) м получили приток нефти с газом, а после перфорации интервала 1431-1437 (-1280,8-1286,8) м был получен фонтанный приток нефти.

В скважине 15 при опробовании в колонне интервала 1456-1460 (-1293,3-1297,3) м приток нефти 14 м3/сут.

В скважине 17 приток нефти из интервала 1440-1441,6 (-1295,3-1296,9) м.

Водонефтяной контакт не вскрыт ни в одной из скважин. Подошва нефтенасыщенных песчаников на самых низких абс. отметках вскрыта в скважине 17 – минус 1298,3 м и в скважине 15 – минус 1297,8 м. Кровля водонасыщенных песчаников вскрыта в скважине 14 на абс. отметке минус 1304,5 м.

ВНК на основании приведенных данных был принят осредненно, на абс. отметке минус 1298 м.

Как уже отмечалось, строение Шиханского поднятия уточнено в настоящей работе по данным сейсмики 2003 г. МОГТ-2D. Поднятие при сохранении общей субширотной ориентировки, приобрело «подковообразную» форму, осложненную тремя куполками в районах скважин 17, 13 и 15. При этом, в связи с распространением Шиханской структуры в юго-восточном направлении, скважина 87 соседней Безводовской площади оказалась в ее пределах.

В скважине 87 коллектор пласта С1 полностью водонасыщен.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры составляют 3,3×1,0 км, высота 16,8 м. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пласт а С1 Шиханского месторождения

Показатели	Пласт С1
ЧНЗ
1	2	4
Общая толщина, м	Среднее значение	11,30
Коэффициент вариации, доли ед.	0,28
Интервал изменения	от	8,20
до	15,70
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	6,47
Коэффициент вариации, доли ед.	0,15
Интервал изменения	от	5,60
до	7,80
Эффективная газонасыщенная толщина, м	Среднее значение	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-
Интервал изменения	от	-
до	-
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-
Интервал изменения	от	-
до	-
Коэффициент песчанистости, доли ед.	Среднее значение	0,60
Коэффициент вариации, доли ед.	0,17
Интервал изменения	от	0,50
до	0,73
Коэффициент расчлененности, доли ед.	Среднее значение	3,33
Коэффициент вариации, доли ед.	0,14
Интервал изменения	от	3,00
до	4,00
Количество скважин, используемых для определения.	3

1.5 Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивных пластов

Пласт С1

Пласт приурочен к отложениям верхней половины бобриковского горизонта, представлен песчаниками с прослоями глин, углистых сланцев и алевролитов.

Коллектором нефти служат песчаники, в единичных случаях пористые алевролиты.

Песчаники сероцветные, в результате нефтенасыщения приобретающие буровато - серый, коричневый и темно-бурый цвета, средне - и слабо сцементированные и рыхлые. По минеральному составу  они кварцевые с единичными зернами циркона, турмалина, лейкоксена, рутила, слюды; по структуре – разнозернистые, алевритистые, в меньшей степени мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанные и окатанные, изометричные и вытянутой формы. Окатанность зерен улучшается с увеличением их размеров. Диаметр зерен колеблется в пределах 0,05-1,5 мм, реже достигает 2 мм.

Цемент глинистый, глинисто-битумный, участками и пятнами карбонатный и сульфатный. Тип цементации контактный, пленочно-поровый, реже базальный.

Поры межзерновые неправильной угловатой формы, размером 0,04-0,2 мм, преобладают 0,04-0,1 мм. Канальцы, соединяющие поры, имеют диаметр 0,01-0,04 мм, редко 0,1 мм.

В нефтенасыщенных прослоях поры заполнены нефтью, загустевшей нефтью, черным битумом с жидкой нефтью.

Алевролиты кварцевые темно-серые и серые, песчано-глинистые с тонкими прослоями нефтенасыщенного песчаника.

Покрышкой залежей служат глины, углистые сланцы, плотные алевролиты бобриковского горизонта, либо глинистые карбонаты нижней части отложений тульского горизонта.

1.6 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Расчет средних значений пористости и проницаемости производился с учетом нижних пределов коллекторских свойств.

Таблица 1.2

Нижние пределы пористости и проницаемости

Пласт	Нижние пределы
пористости, доли ед.	проницаемости, мкм2
С1	0,11	0,002

Таблица 1.3

Средние значения коллекторских свойств по керну

Пласт	№ скв.	Пористость	Проницаемость II напластованию	Остаточная водонасыщенность
кол-во уч-тенных опреде-лений	средняя,  доли ед.	кол-во уч-тенных опреде-лений	средняя, мкм2	кол-во уч-тенных опреде-лений	средняя, доли ед.
1	2	3	4	5	6	7	8
Пласт С1
Нефтенасыщенная часть
CI	13	16	0,204	5	0,3017	5	0,170
CI	15	26	0,207	11	0,4624	5	0,092
CI	17	10	0,157	9	0,2307	5	0,089
Итого по н/н части	52	0,197	25	0,3469	15	0,117
Водонасыщенная часть
CI	14	11	0,245	9	0,3950	−	−
Итого по пласту С1	63	0,205	34	0,3596	15	0,117

По пласту С1 емкостная характеристика пород характеризуется величиной 0,25д. ед.