Геологическая часть (стр. 4 )

В региональном тектоническом плане, Камелик-Чаганская система дислокаций представляет собой субширотную, приподнятую по отложениям эйфельско-раннефранского возраста зону, протягивающуюся на расстоянии более 300 км от Павловской седловины на востоке до Пугачевского свода на западе. С севера система ограничена линией взбросов (Гаршинский, Акъяровский, Землянский), амплитуда которых изменяется от 20 до 200 м, а с юга – сбросов, достигающих в осевой части Бузулукской впадины 800 м при полном затухании в восточном направлении.

Время формирования Камелик-Чаганской системы дислокаций относится к среднему-позднему франу, на что указывает выдержанность толщин отложений эйфельско-живетского возраста, а также размыв пород нижнего франа в сводовых частях структур. Активным очагом тектогенеза стали горизонтальные надвиги с юга, послужившие образованию субширотной системы дизъюнктивных нарушений типа надвиго-взбросов и сбросов. Блоковые движения оказали решающее влияние на процессы локального и зонального структурообразования. В пределах участка настоящих работ современный структурный план кровли кристаллического фундамента и девонских отложений ступенчато погружается на юго-восток, при этом поверхности ступеней, ограниченных тектоническими нарушениями, наклонены на север, а с их южными приподнятыми краями связаны наиболее крупные и амплитудные положительные структуры.

На площади настоящих исследований с севера на юг выделяются фрагменты Конновско-Росташинской, Соболевской, Зайкинской, Южно-Ливкинской и Чаганской тектонических ступеней. Амплитуды ограничивающих их разломов составляют 100-600 м. Размеры девонских поднятий на участке – 2,5?5,0 км, амплитуды структур достигают 40 м.

Как уже было сказано выше, в сводовых частях поднятий девонские отложения были подвергнуты размыву. На Давыдовской площади по данным скважин глубокого бурения в разрезе выявлены участки с отсутствием отложений саргаевского, тиманского (кыновского), пашийского и муллинского горизонтов.

Рельеф, созданный в результате позднедевонской тектонической эпохи, впоследствии был захоронен карбонатными отложениями позднефранско-фаменского возраста. За пределами Камелик-Чаганской системы дислокаций мощность верхнефранских пород заметно возрастает. Высокоамплитудные разломы, по данным сейсморазведочных исследований, затухают и в вышележащих отложениях фамена, карбона и перми не прослеживаются. Современные структурные планы отложений наследуют региональный наклон в южном направлении, а на границе с Рубежинским прогибом, над наиболее амплитудными разломами, осложнены флексурой.

1.5 Нефтеносность и геологическое строение продуктивных пластов

К продуктивным пластам на Давыдовском месторождении относятся: пласты Б2 бобриковского, Д3-0, Д3-2 ардатовского, Д4 воробъевского и Д5 клинцовско-мосоловского горизонтов [1].

Зона нефтегазонакопления, к которой относится Давыдовское месторождение, приурочена к наиболее погруженной юго-западной части Бузулукской впадины и отличается увеличенной мощностью отложений среднего девона. По среднедевонским отложениям рассматриваемый район выделяется в Южно-Бузулукскую палеовпадину, для которой характерен режим длительного непрерывного осадконакопления в эйфельское время. Главными особенностями палеовпадины являются повышенные мощности афонинских карбонатных отложений и терригенных толщ воробьевского и ардатовского горизонтов. С этими отложениями связаны карбонатные пласты-коллекторы пласта Д5 и Д3-0 и терригенные пласты Д4, Д3, которые являются основными объектами разработки на месторождении. Карбонатные и терригенные отложения, содержащие перечисленные пласты-коллекторы, перекрыты мощными покрышками, толщины которых составляют более 10 м для ардатовских, 35-40 м для воробьевских и более 50 м для афонинских пластов. Наличие таких покрышек способствовало формированию и сохранению в рассматриваемом районе высокопродуктивных залежей легких, газонасыщенных нефтей.

Характеристика толщины продуктивного пласта Д5 представлены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика толщины продуктивного пласта Д5

Толщина	Наименование	Зоны пласта	По пласту в целом
нефтяная	водо-нефтяная	водяная
Общая толщина, м	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	6	40
Среднее знач.	113,58	123,60	124,48	117,60
Коэф. вариации	0,167	0,014	0,057	0,137
Интервал изменения	от	36,70	121,10	109,40	36,70
до	128,50	125,50	131,70	131,70
Эффективная толщина, м	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	6	40
Среднее знач.	14,47	15,98	19,23	15,53
Коэф. вариации	0,421	0,593	0,840	0,595
Интервал изменения	от	3,60	2,50	2,10	2,10
до	25,70	33,30	50,70	50,70
Эффективная газонасыщенная толщина, м	Кол-во исслед. (скв.)	-	-	-	-
Среднее знач.	-	-	-	-
Коэф. вариации	-	-	-	-
Интервал изменения	от	-	-	-	-
до	-	-	-	-
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	-	34
Среднее знач.	14,47	11,92	-	13,80
Коэф. вариации	0,421	0,697	-	0,496
Интервал изменения	от	3,60	1,70	-	1,70
до	25,70	30,90	-	30,90
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Кол-во исслед. (скв.)	-	9	6	15
Среднее знач.	-	4,06	19,23	10,13
Коэф. вариации	-	0,815	0,840	1,275
Интервал изменения	от	-	0,60	2,10	0,60
до	-	9,90	50,70	50,70
Толщина непроницаемых прослоев, м	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	6	40
Среднее знач.	99,31	107,62	105,25	102,07
Коэф. вариации	0,187	0,081	0,163	0,167
Интервал изменения	от	30,10	89,00	81,00	30,10
до	118,30	119,20	126,30	126,30
Коэффициент песчанисти, д. ед.	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	6	40
Среднее знач.	0,38	0,31	0,54	0,39
Коэф. вариации	0,535	0,487	0,433	0,540

Продолжение таблицы 1.1

Толщина	Наименование	Зоны пласта	По пласту в целом
нефтяная	водо-нефтяная	водяная
Интервал изменения	от	0,09	0,07	0,27	0,07
до	0,83	0,53	1,00	1,00
Коэффициент расчлененности, д. ед.	Кол-во исслед. (скв.)	25	9	6	40
Среднее знач.	6,48	8,22	9,50	7,33
Коэф. вариации	0,552	0,451	0,844	0,641
Интервал изменения	от	2,00	2,00	1,00	1,00
до	20,00	14,00	24,00	24,00

Пласт Д5

Пласт Д5 (афониская свита) представляет собой чередование плотных карбонатных разностей и коллекторов, образовавшихся в результате вторичных процессов. Литологически пласт представлен переслаиванием известняков и доломитов.

Пласт выдержан по толщине. Общая стратиграфическая толщина пласта изменяется от 109 до 131 м при среднем значении 125 м.

Коллекторами являются кавернозно-пористые карбонатные породы, зачастую осложненные трещинами. Глубина залегания пластов на а. о. от -4362 до -4424 м. Характерна значительная изменчивость эффективных толщин по скважинам от 25,6 м до полного отсутствия коллекторов. Кровельная часть пласта в ряде скважин заглинизирована. Региональной покрышкой для нефти служат глинистые породы черноярского горизонта.