Геологическая Часть (стр. 1 )

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Кротковско-Алешкинское месторождение расположено в Похвистневском административном районе Самарской области и удалено на 28 км к северо-востоку от г. Похвистнево [1]. Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1.1.

Ближайшими населенными пунктами являются Алешкино, Архангельское, Тергала, Исаково и др.

Аэропорт г. Самары связывает воздушными линиями со многими городами Российской Федерации.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом.

1.2 Орогидрография

Через всю территорию площади с северо-запада на юго-восток протекает р. Тергала, делящая описываемый район на две части: юго-западную и северо-восточную [1].

Юго-западная часть района соответствует водораздельному пространству р. Тергала и Муракла. Склон водораздела, обращенный на запад, довольно круто спускается в долину р. Муракла и осложнен денудационными террасками. Восточный склон водораздела постепенно понижается к долине р. Тергала. Денудационные террасы на восточном склоне очень редки и не четко выражены. Склоны водораздела осложнены сетью оврагов и балок. Самым крупным оврагом является Кармалакский у п. Архангельское.

Описываемые водоразделы являются либо ровными, либо слабовсхолмленными, к долинам они переходят склоном, осложненным рядом террасовидных уступов. Абсолютные отметки этих водоразделов изменяются от 210 до 255 м. Глубина эрозионного размыва достигает 87 м.

Фрагмент обзорной карты района работ Кротковско-Алёшкинского месторождения

Рис. 1.1

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез Кротковско-Алешкинского месторождения представлен отложениями бавлинской свиты, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем [1].

В разрезе Кротковско-Алешкинского месторождения залежи нефти содержатся в терригенных и карбонатных коллекторах верхнего девона и нижнего карбона.

Ниже описывается стратиграфическая характеристика разреза снизу вверх.

Наиболее древними вскрытыми терригенными отложениями являются породы бавлинской свиты. Их толщина достигает 92 м.

Девонская система

На породах бавлинской свиты залегает карбонатно-терригенная пачка пород среднего девона общей толщиной 133-160 м.

Выше по разрезу залегает пачка терригенных отложений нижнефранского подъяруса верхнего девона. Здесь в песчаниках пашийского горизонта выделяется продуктивный пласт Д-I, толщина которого меняется по площади от 2,5 до 2,4 м. Пласт промышленно нефтеносен только на Алешкинском поднятии.

Перекрывающие терригенные образования отложений девона представлены карбонатными породами средне - и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса. Карбонаты преимущественно представлены известняками, реже доломитами. Общая толщина карбонатного девона меняется от 535 до 676 м.

Каменноугольная система

На породах девона залегают преимущественно карбонатные отложения каменноугольной системы, представленные известняками и доломитами с прослоями ангидритов (окские, серпуховские отложения). В известняках верхней части турнейского яруса выделяется продуктивный пласт В-1, состоящий из двух пачек, содержащих самостоятельные залежи нефти. Толщина верхней пачки пласта В-1 меняется от 6,6 м до 10,2 м, толщина нижней пачки колеблется в пределах 1.0‑12.4 м.

Терригенные отложения карбона представлены песчаниками, алевролитами и глинами бобриковского и тульского горизонтов. К отложениям бобриковского горизонта приурочен продуктивный пласт Б-2. Пласт неоднороден по разрезу и имеет не повсеместное распространение по площади. Пласт представлен двумя пачками нефтеносных песчаников, содержащих самостоятельные залежи нефти. Толщина верхней пачки меняется от 1 до 7.3 м, нижней – от 0.8 до 6 м. Индексируются пачки как пласты Б-2 и Б-2 ниж. пач.

Пласты бобриковского горизонта представлены песчаниками с прослоями глин, алевролитов и угля. По данным ГИС и керну пласт Б-2 расчленен глинисто-алевролитовыми прослоями на два пласта: верхний и нижний. Литологически пласты однотипны.

Нефтенасыщенный керн пласта Б-2 поднят из скважин № 8 и 9. В остальных скважинах оба пласта представлены по керну плотными породами (замещение). Коллекторами нефти служат песчаники неравномерно пористые и нефтенасыщенные, средней крепости, по микроструктуре мелкозернистые алевритистые, по составу мономинеральные, сложенные терригенными зернами кварца. Зерна размером 0,06-0,2 мм в поперечнике угловато–полуокатанные, слабо корродированные.

Песчаники верхнего пласта имеют контактовый и базальто-поровый типы цемента, представленного битумным и глинистым материалом. Цемент песчаников нижнего пласта также смешанный: контактный, базально-поровый и пойкилитовый. Межзерновые поры и канальцы выполнены черным битумам. Пойкилитовый цемент присутствует в виде пятен, представлен кальцитом. Поры межзерновые неправильной формы резмером 0,18-0,3 мм. В скважине № 14 песчаники слабо пористые, глинистые, участками сливные, с включениями пирита.

Глины, перекрывающие и разделяющие пласты, темно-серые  и черные, аргиллитоподобные, слоистые, местами перемятые, с зеркалами скольжения, прослоями алевритистые до перехода в алевролит, часто обогащены углефицированными ростительными остатками, содержат включения пирита и тонкие прослои каменного угля.

Алевролиты темно-серые глинистые с ходами илоедов.

Общая толщина отложений каменноугольной системы достигает 1130 м.

Пермская система

В залегающих выше нижнепермских отложениях преобладают, в основном, доломиты и ангидриты. Толщина данных карбонатных отложений составляет 275‑336 м. Верхнепермские отложения представлены известняками глинистыми с прослоями доломитов нижнеказанского подъяруса и глинисто-алевритистой с прослоями доломитов и мергелей пачкой пород верхнеказанского подъяруса и татарского яруса. Общая толщина верхнепермских отложений достигает 495 м.

Разрез завершается суглинками, гальками, линзами песка и гравия четвертичной системы толщиной 1-8 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Кротковская и Алешкинская структуры приурочены к тектоническому элементу Сергиевско-Абдулинской впадине [1].

Для района характерно региональное погружение всех маркирующих горизонтов на юго-юго-восток, причем градиент погружения увеличивается с глубиной от 2.5 м/км до 10 м/км по кровле бавлинских отложений (рис. 1.2).

По данным сейсморазведки, разведочного и эксплуатационного бурения, наиболее достоверно изучено строение структуры по отложениям нижнего карбона. Структурные планы продуктивных пластов бобриковского горизонта и турнейского яруса практически полностью совпадают.

По кровле бобриковского горизонта Кротковско-Алешкинская структура представлена брахиантиклинальной складкой субширотного простирания, осложненной Кротковским и Алешкинским поднятиями. Кротковское поднятие представлено тремя куполами: Западным, Центральным и Полянским. Алешкинское поднятие осложнено рядом мелких куполов в районах скважин № 16-11, 17, 13.

Тектоническая схема района работ Кротковско-Алешкинского месторождения

Рис. 1.2

Характер сочленения Западного и Центрального куполов не ясен, т. к. сейсморазведкой охвачены только районы Центрального купола и Алешкинского поднятия и глубокое бурение здесь не проводилось.

Восточнее Кротковского поднятия, отделенное от него узким прогибом, закартировано Алешкинское поднятие. Структура осложнена целой системой небольших куполов, которые выделяются по данным сейсморазведки. Размеры куполков составляют от 1,0Ч0,7 до 1,5Ч1,1 км.

Восточное крыло Алешкинского поднятия контролируется протяженным прогибом, отделяющим данные структурные элементы от приподнятой восточной части участка.

1.5 Нефтегазоносность

Продуктивные залежи Кротковского поднятия относятся к отложениям бобриковского горизонта пласт Б-2 и турнейского яруса пласт В-1, на Алешкинском поднятии продуктивным является пласт Д-I пашийского горизонта. Залежи характеризуются различной степенью неоднородности и изменчивости толщины. Зоны максимальных нефтенасыщенных толщин приурочены к сводовым частям поднятий [1].

Пласт Б-2 представлен двумя пачками проницаемых песчаников, индексируемых как пласты Б-2 и Б-2 ниж. пач., приуроченых к Кротковскому поднятию.

Залежь пласта Б-2 представлена песчаниками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, средней крепости, плотными пиритизированными с прослоями алевролитов, глин и углистых сланцев. Залегает на глубине 1624 м и приурочен к верхней части отложений бобриковского горизонта. Полное его замещение уплотненными глинисто-алевролитовыми породами наблюдается в юго-западной части в районе скважин № 5, 10, 26.

В зоне своего распространения пласт Б-2, состоит, как правило, из одного двух прослоев песчаника.

Залежь пластовая, литологически экранированная с незначительной водонефтяной зоной. Размеры составляют 2,9Ч1,8 км, высота 24 м. Общая толщина изменяется в пределах от 2,9 м до 8,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в основном по залежи составляет 0,6-4,0 м, в среднем составляя 2,1 м.

По материалам ГИС подошва нефтенасыщенного коллектора прослеживается на абс. отм. -1452,2-1449,6 м. Кровля водонасыщенного коллектора прослеживается на абс. отм. -1449,6 (скв. № 8) и -1460,5 (скв. № 12).

Граница водонефтяного контакта определена по скв 8 на абс. отметке -1449.6 м, что согласуется с результатами испытания скважин 14, 42, 9. В скв 14 при НДП -1449 м и в скв 42 при НДП -1448.6 м получены безводные притоки нефти, а в скв 9 при НДП -1449.6 м получили приток жидкости дебитом 10-12 м3/сут с 10% содержанием нефти.

На основании вышеизложенного ВНК залежи принят с учетом результатов опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 1449,6 м.

Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,7, расчлененности – 1,46.

Залежь пласта Б-2 ниж. пач. залегает на глубине 1628 м. В зонах развития пласт состоит, в основном, из одного пропластка. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 м до 4 м, составляя в среднем 2,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах от 0,6 м (скв.46) до 2 м (скв.34), в среднем составляя 1,0 м. Залежь пластовая, литологически экранированного типа, с незначительной водонефтяной зоной. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 0,1Ч1,4 км, высота 21 м. Залежь нефти разделена зоной замещения коллектора глинистыми породами на два участка с единым водонефтяным контактом.