Геологическая часть (стр. 2 )

Рассматриваемое Каменское месторождение многопластовое. В его пределах по материалам ГИС, керну  и результатам испытания (опробования) выделены и охарактеризованы  пласты: два в бобриковском горизонте (пласты БII/ и БII//) и один в турнейском ярусе (пласт Т1). Пласт БII// водоносен, а пласты БII/ и Т1 промышленно нефтеносны.

Пласт БII/  выделен в кровельной части бобриковского горизонта, непосредственно под плотными известняками тульского горизонта или под прослоем аргиллитов толщиной 1-2 м, который отделяет пласт от плотных глинистых известняков тульского горизонта. В 5 скважинах (68, 70, 362, 364, 365) вскрыт его аналог. Пласт нефтенасыщен, в основном монолитен, толщиной 1,0-1,8 м, в скв. 369 – 4,0 м. В скв. 74 и 363 в составе пласта выделено по 2 пропластка.

Пласт БII//  прослежен в средней части бобриковского горизонта и отделен от лежащего над ним пласта БII/  4-7-метровой толщей плотных аргиллитов и непроницаемых алевролитов. Пласт, по данным ГИС и результатам опробования, водоносен, состоит из нескольких проницаемых пропластков.

Оба пласта бобриковского горизонта по данным описания керна сложены песчаниками и алевролитами. Песчаники серые и темно-серые, кварцевые, слюдистые, тонко - и мелкозернистые. Алевролиты отличаются только размерами зерен. 

Продуктивный пласт Т1 расположен в верхней, кровельной части турнейского яруса, часто непосредственно под плотными аргиллитами подошвенной части бобриковского горизонта. Сложен пласт известняками буровато-серыми, органогенно-обломочными, в различной степени пористыми и кварцевыми, нефтенасыщенными, с запахом нефтяного газа. Пласт представляет собой серию проницаемых пропластков, разобщенных друг от друга плотными непроницаемыми разностями (перемычками). Толщины проницаемых пропластков в большей части небольшие от 0,4 до 0,8 м. В некоторых случаях толщина проницаемых пропластков достигает 4 м и более. Такие толщины пропластков отмечены в скв. 68 (5,0 м), скв. 69 (7,4 м, 7,8 м и 6,2 м), скв. 70 (6,8 м), скв. 74 (4,4 м), скв. 362 (6,8 м, 7,6 м и 6,2 м), скв. 363 (6,6 м и 7,4 м), скв. 364 (7,8 м), скв. 368 (7,4 м), скв. 369 (7,2 м). Плотные перемычки имеют толщины 0,2-0,8 м. Количество пропластков в составе пласта изменяется от 2 (скв. 70, 365) до 18 (скв. 363). Общая толщина пласта колеблется от 7,8 м до 38,0 м, а общая нефтенасыщенная толщина – от 4,5 м до 27,5 м.

В скважинах 68, 70, 365, 368 пласт водонасыщен, в скважине 369 – нефтенасыщен, в скважинах 69, 74, 362, 363, 364 нижние 2-3 пропластка водонасыщенные, остальные нефтенасыщенные.

1.4 Тектоника

Каменское месторождение нефти в тектоническом отношении приурочено в юго-восточной части Саврушинской структурной зоны и связано с одноименным локальным поднятием. В региональном плане эта площадь по поверхности кристаллического фундамента соответствует северному борту Серноводско-Абдулинского авлакогена,  разделяющего Татарский и Жигулевско-Оренбургский своды. Серноводско-Абдулинский авлакоген снивелирован отложениями бавлинской серии. По отложениям фаменского яруса описываемая площадь соответствует северной внешней бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба, осложняющего Бузулускую впадину.

На границе Серноводско-Абдулинской впадины (авлакогена) с Оренбургским сводом в осадочном чехле выделяется крупный Большекинельский вал. К северу  от него на фоне моноклинального подъема нижнекаменноугольных отложений выделяются небольшие по размерам и амплитуде локальные поднятия: Анлинское, Саврушинское, Херсонское, Ново-Кудринское, Каменское, Северо-Красноярское. Непосредственно за пологим северным крылом Большекинельского вала  по кровле калиновской свиты прослеживается Северо-Большекинельский прогиб, обрамленный Анлинским, Саврушинским, Херсонским, Ново-Кудринским, Каменским поднятиями, образующими Саврушинскую структурную зону.

Поверхность кристаллического фундамента имеет блоковое строение. Она разбита системой субширотных и субмеридиональных разломов на более мелкие структурные формы – ступени, ложбины и выступы. При этом дизъюнктивные нарушения субширотного простирания, как правило, являются более протяженными по сравнению с субмеридиональными. В комплексе они образуют в изучаемом районе Саврушинскую систему взбросо-надвигов, по которым блоки фундамента, ступенчато смещенные друг относительно друга, постепенно опускаются к югу.

Учитывая историю формирования поднятий Большекинельского вала (куда входит Каменское месторождение), как крупного структурного элемента, следует отметить, что при формировании ловушек и последующей миграции УВ, территория характеризовалась региональным погружением и фундамента, и осадочного чехла в сторону Прикаспийской синеклизы, а ловушка Каменской структуры находилась на путях миграции УВ. Каменская структура связана с рифогенной постройкой (пласт Т1) и литологически и тектонически-экранированной ловушкой (пласт БII/), которые охватывали комплексы каменноугольных отложений.

Большекинельский вал — пример нефтегазодобывающего района с близко расположенными зонами нефтегазонакопления, с резкими изменениями характера продуктивности соседних зон нефтегазонакопления.

Описание тектонического строения дается по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших отложения турнейского яруса каменноугольной системы, а также по материалам сейсморазведки МОГТ, давшей представление о строении описываемой площади по отражающим  горизонтам «У», «Д1» и «Д2».

По материалам (1978), на схематической структурной карте по отражающему горизонту «Д2» (граф. 8),  сопоставляемому с кровлей бавлинских отложений, наблюдается моноклинальное погружение поверхности бавлинских отложений в юго-западном направлении от отметок «минус 2280 м» до «минус 2360 м». Каменскому месторождению соответствует «структурный нос» юго-западного направления фиксируемый изогипсой «минус 2280 м».

Структурная карта по кровле терригенного девона (пашийский горизонт) – отражающий горизонт «Д1» » (граф. 9) - незначительно отличается от вышеописанной. На этой карте  Каменскому месторождению соответствует локальное поднятие северо-западного простирания,  оконтуренное изогипсой «минус 2040 м» и имеющее размеры 0,5 х 1,5 км.

По кровле бобриковского горизонта (отражение «У») (граф.10) площади месторождения соответствует локальное поднятие  относительно изометричной формы, оконтуренное  изогипсой «минус 1440 м». Размеры поднятия 1,0 х 1,5 км, амплитуда более 20 м.

Структурные особенности Каменского месторождения нашли отражение на картах, построенных по данным поисково-разведочного бурения. На структурных картах по кровле отложений турнейского яруса и бобриковского горизонта месторождение контролируется локальным поднятием,  имеющим треугольную форму с изогнутым основанием и вершиной широтного направления. Размеры поднятия по кровле бобриковского горизонта - 1,7 (основание) х 2,0 (высота) км, амплитуда - более 31 м, а по кровле турнейского яруса -  при тех же размерах, амплитуда его около 35 м.

Таким образом, Каменское месторождение, контролируемое одноименным поднятием, наиболее четко проявилось на структурных картах, построенных по отражающему горизонту «У» и материалам поисково-разведочного бурения.

1.5 Нефтегазоводоносность

На Каменском месторождении по материалам ГИС, керну и результатам испытания (опробования) выделены и охарактеризованы две продуктивные залежи нефти: в пласте БII/ бобриковского горизонта и в пласте Т1 турнейского яруса

По кровле турнейского яруса Каменское месторождение представляет собой купол с размерами 2,1х1,7 км в пределах изогипсы минус 1465 м. Амплитуда поднятия 43 м, углами падения 3о3/.

Глубина залегания турнейской залежи – 1677 м, бобриковской - 1647 м.

Пласт БII/

Залежь нефти продуктивного пласта БII/  бобриковского горизонта по типу пластовая, сводовая, литологически экранированная, имеет амебообразную форму, обусловленную сложной линией замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами. По результатам опробования и геофизики (ГИС) определено начальное положение ВНК, на отметке -1452,5. Водонефтяная зона шириной 50-70 м занимает небольшую площадь. Размеры залежи составляют 0,4-1,3 х 1,5 км. Этаж нефтеносности 27,4 м.

Пласт БII/ бобриковского горизонта характеризуется небольшой степенью расчлененности. Количество пропластков 1-2. Величина коэффициента песчанистости по залежи составляет 0,946, коэффициента расчлененности – 1,2.

Общая толщина пласта в отдельных скважинах изменяется незначительно – от 3,2 м до 4 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 1,8-3,6 м, составляя средневзвешенную по куполу 2,3 м.

Объем залежи по геолого-технологической модели составил 2630 тыс. м3, в том числе 2560 тыс. м3 в нефтяной и 70 тыс. м3 – в водонефтяной зоне.

Пласт Т1

Общая толщина турнейского пласта до ВНК колеблется от 2,7 м до 34,3 м, а эффективная нефтенасыщенная – от 6,5 м до 22,5 м (скважина 363). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по пласту равна 14,6 м. В скв. 68, 70, 365, 368 пласт водонасыщен.

Залежь латерально и зонально неоднородна по строению. Коэффициент песчанистости (эффективной толщины) по залежи составляет - 0,859, коэффициент расчлененности составляет в среднем – 6,5.

На основании опробования и испытания было определено положение контакта нефть - вода (ВНК) для залежи на абсолютной отметке -1466. Залежь массивного типа. При принятом ВНК размеры ее составляют 1-1,5 х 1,5-1,8 км. Этаж нефтеносности 33,2 м. Объем залежи по геолого-технологической модели составил 20879 тыс. м3.

Стратификация продуктивных отложений проводилась путем сопоставления кривых БК, НГК и ГК по скважинам, расположенным во внутриконтурной зоне месторождения. Имеющиеся данные акустического каротажа (АК) использовались для стратификации отражающих горизонтов.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Ниже дается характеристика названных пластовых флюидов по залежам Каменского месторождения. В таблицах 1.1 – 1.4 приводятся физико-химические свойства и состав пластовой и разгазированной нефти.

Нефть залежи пласта БII/ выявлена скважинами 74 и 369. В обеих скважинах получены притоки безводной нефти. Охарактеризована нефть залежи 5 поверхностными и 2 глубинными пробами.