Геологическая часть (стр. 2 )

Толщина яруса 45-64 м.

Московский ярус C2m подразделяется на верейский C2vr, каширский C2ks, подольский C2pd и мячковский C2mc горизонты.

Представлен светло–серыми плотными, крепкими, местами доломитизированными, известняками и доломитами с редкими прослоями глин и глинистых разновидностей карбонатных пород.

Толщина яруса 139-294 м.

Верхний карбон C3 представлен гжельским ярусом C3g - нерасчленённая толща карбонатных прород: известняки серые, органогенно–обломочные, местами доломитизированные, с тонкими прослойками доломитов, глин и мергелей, с большим количеством отпечатков макро - и микрофауны.

Толщина отложений 172-224 м.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА - P

Пермская система представлена в полном объёме и включает приуральский Р1, биармийский Р2 и татарский Р3 отделы.

Отложения приуральского отдела представлены доломитами и известняками с редкими прослоями ангидритов ассельского Р1а, сакмарского Р1s и артинского Р1ar ярусов, а также филипповского горизонта  Р1fl кунгурского яруса Р1k.

Вышезалегающие отложения иренского горизонта Р1ir кунгурского яруса представлены чередованием ангидритов голубовато-серых с пластами каменной соли и редкими прослоями доломитов.

Отложения уфимского яруса P1u представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глинистых доломитов, реже мергелей и известняков. В нижней части яруса встречаются прослои гипсов и ангидритов.

Толщина отложений приуральского отдела составляет 196-444 м

Биармийский отдел P2 представлен казанским P2 kz ярусом.

Казанский ярус P2kz представлен отложениями калиновской P2kl, гидрохимической P2 gh и сосновской P2 ss свит.

Калиновская свита P2kl сложена карбонатными породами: доломитами, известняками и мергелями. К доломитам в верхней части свиты приурочен продуктивный пласт КС.

Толщина свиты 40-54 м.

Гидрохимическая свита P2gh представлена каменной солью и плотными кристаллическими ангидритами.

Толщина свиты 22-39 м.

Сосновская свита P2ss сложена преимущественно доломитами серыми с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и глин.

Толщина свиты 91-101 м.

Завершают разрез пермских отложений нерасчлененые терригенно-карбонатные породы татарского отдела Р3, представленные толщей красноцветных песчаников, алевролитов и глин с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов.

Толщина отложений 75-85 м

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА - Q

Представлена косослоистыми, континентальными, гравийно-песчаными отложениями: жёлто–бурыми суглинками, песками, глинами, галечниками.

Толщина отложений 0-10 м.

1.4 Тектоника

Тектоническое строение рассматриваемого района детально изучено по верхнепермским маркирующим горизонтам.

Журавлёвско-Степановское месторождение находится в центральной части Большекинельского вала, расположенного между южным крылом Южно-Татарского свода и Бузулукской впадиной, и приурочено к одноименному поднятию (Рис. . 1.2 ). По кровле калиновской свиты Журавлёвско-Степановское поднятие является частью огромной Калиновско–Новостепановской структуры.

На территории Оренбургской области Журавлёвско-Степановское поднятие осложнено двумя обособленными куполами: Западно–Степановским и Степановским. Оба купола изометрической формы, амплитуда Западно–Степановского купола 10 м, Степановского - 33 м. Последний осложнён более мелкими куполами.

Южные крылья всех наиболее крупных структур Большекинельского вала, с которыми связаны основные нефтяные месторождения, контролируются флексурой. Своды отдельных куполов Журавлёвско-Степановской структуры отстоят севернее флексуры на 4 ‑ 5 км. Прифлексурная часть Журавлёвско-Степановской площади по горизонтам карбона и девона не изучена. Вполне вероятно, что южнее Степановского купола по глубоким горизонтам существует еще не выявленная структура, с которой могут быть связаны залежи нефти в девоне и карбоне.

Структурный план территории района по горизонтам карбона изучен менее детально.

По кровле бобриковского горизонта Степановское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку куполовидного типа. Свод поднятия осложнен двумя небольшими куполами. Один из куполов - Северо-Степановский, который ранее считался самостоятельным месторождением, а в настоящее время рассматривается в составе Журавлёвско-Степановского месторождения. Западный и северный купола оконтуриваются изогипсами ‑ 1505 м, размеры и амплитуда их незначительны.

По кровле калиновской свиты отмечается общее региональное погружение в южном направлении. Структурные планы по кровле бобриковского горизонта и по кровле турнейского яруса являются практически идентичными между собой  и носят унаследованный характер.

Журавлёвско-Степановская структура по девонским отложениям детально бурением не изучена. Возможно, она располагается в прифлексурной части Большекинельской системы дислокаций.

Выкопировка из обзорно-тектонической схемы Оренбургской области

Условные обозначения:

Рис . 1.2

Таким образом, Журавлевско-Степановское поднятие представляет собой единую тектоническую структуру, при формировании которой наряду с процессами осадконакопления важную роль играли интенсивные тектонические движения.

Следует отметить слабую изученность тектонического строения по опорным горизонтам карбона и отсутствие изученности по опорным горизонтам девона.

В целом по всем вышеописанным опорным горизонтам отмечается унаследованность структурных форм, более того, структурные планы бобриковского горизонта и турнейского яруса практически идентичны.

1.5 Нефтегазоводоносность

Журавлевско-Степановское месторождение является многопластовым.

Первоначально промышленная нефтегазоносность была установлена в калиновской свите казанского яруса (пласт КС) и позднее - в отложениях нижнего карбона: пластах Б2 бобриковского горизонта и Т1 турнейского яруса.

К 1990 г. запасы нефти пласта КС калиновской свиты были выработаны (отобрано 3647 тыс. т нефти), поэтому в данной работе пласт КС не рассматривается.

В настоящее время промышленная нефтеносность месторождения связана с залежами нефти пласта Б2 бобриковского горизонта и пласта Т1 турнейского яруса. Пласт Т1 является основным пластом эксплуатации.

Породы-коллекторы пластов Б2 и Т1 друг от друга гидродинамически изолированы, средняя толщина глинистой перемычки между пластами 11 м. Она является достаточно выдержанной, следовательно, межпластовые перетоки жидкости в процессе разработки практически исключаются. Каждый продуктивный пласт имеет свой водонефтяной контакт.

Пласт Б2

Пласт сложен буровато - и тёмно-серыми песчаниками – мелкозернистыми, пиритизированными, неравномерно глинистыми, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами. Прослои песчаников обычно приурочены к кровельной части бобриковского горизонта, реже – к его средней и подошвенной части. Во многих скважинах самый верхний прослой песчаника примыкает непосредственно к известнякам тульского горизонта. Снизу песчаники повсеместно подстилаются аргиллитами и алевролитами. Отличительная особенность пласта – его литологическая изменчивость по простиранию. На расстоянии до 0,5 км пласт изменяется по составу до полного замещения песчаников алевролитами и аргиллитами.

Средняя глубина залегания пласта Б2 в пределах залежи 1638,8 м. Общая толщина пласта в пределах нефтенасыщенной части залежи изменяется от 1,9 м до 10,7 м и в среднем равна 6,3 м. Количество проницаемых пропластков достигает 3, расчленённость 1,9, коэффициент песчанистости 0,47. Толщина проницаемых пропластков изменяется от 0,4 до 4,4 м, суммарная нефтенасыщенная толщина - от 1,0 до 4,4 м, составляя в среднем 2,9 м. Закономерности в распределении нефтенасыщенной толщины по площади месторождения не наблюдается.

Промышленные притоки нефти из пласта Б2 получены в скважинах 443, 452, 453, 455, 462 и 464. Во всех скважинах пласт Б2 перфорирован совместно с пластом Т1.

Водонефтяной контакт залежи прослеживается довольно уверенно по результатам опробования скважин с учётом результатов геофизических исследований на абс. отм. минус 1523,0 м, соответствующей кровле эффективной части пласта в скважине 463.

Наличие обширных зон замещения коллекторов плотными породами на западе, севере и в сводовой части структуры, обуславливает сложную конфигурацию залежи. Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размер залежи 3,5Ч2,7 км, высота 21,6 м.

По периферии залежи узкой полосой (50-100 м) протягивается водонефтяная зона, занимающая около 11 % её площади.

Пласт Т1

Пласт Т1 залегает в верхней части турнейского яруса на глубине 1659 м (в пределах залежи) непосредственно под нижней глинисто-алевролитовой пачкой бобриковского горизонта и распространен повсеместно.  Пласт представлен известняками серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными, перекристаллизованными, пористыми и кавернозными с тонкими прослоями доломитов и плотных микрозернистых пелитовых разностей. Доломитизация пород неравномерная, глинистость слабая.

Пласт характеризуется значительной литологической неоднородностью. Его разрез представлен чередованием проницаемых и плотных непроницаемых пропластков невыдержанных по площади и по разрезу. Коллекторами служат пористые разности.

Эффективные толщины по пласту в целом изменяются от 2,4 м (скв.448Р) до 19,7 м (скв.460), составляя в среднем 11,1 м. Толщина отдельных проницаемых пропластков в пределах нефтенасыщенной части колеблется от 0,2 до 7,2 м, суммарная нефтенасыщенная – от 2,1 до 17,5 м (в среднем 8,3 м). На большей части площади залежи нефтенасыщенные толщины распределены относительно равномерно. В северо-западной части залежи отмечается значительное увеличение толщины нефтенасыщенного коллектора, достигающей своей максимальной величины в районе скважины 460. В отличие от пласта Б2 в разрезе пласта Т1 отдельные пропластки пород-коллекторов имеют толщину более 4 м и сравнительно хорошо выдержаны по площади.

Количество проницаемых нефтенасыщенных пропластков изменяется от 2 до 9. Коэффициент расчленённости нефтенасыщенной части залежи равен 6,3, коэффициент «песчанистости» 0,51.