Геологическая часть (стр. 5 )

Основной разлом выражен как субвертикальный сброс, амплитудой 15-25 м, в среднем 20 м. Направление падения по разлому противоположно региональному падению слоев: СЗ блок опущен относительно ЮВ.

От точки на основном разломе в районе скв. 39 отходят к СВ и ЮЗ два оперяющих разлома, являющихся в плане продолжением друг друга. Разлом, отходящий к СВ представляет собой малоамплитудный 5-10 м субвертикальный сброс. Между ним и основным разломом находится прогиб амплитудой 20-30 м, имеющий в поперечном сечении форму грабена, в пределах  прогиба пробурена скв. 6.

Симметрично этому – треугольному в плане грабену расположена приподнятая горстовидная зона; между основным разломом и разломом отходящим от него под острым углом на ЮЗ – малоамплитудным (около 5 м) сбросом. На приподнятом горстовидном участке выделяется Ново-Колганское поднятие, которое с ЮЗ ограничено изогипсой минус 3220 м, а с СВ - разломом. В пределах изогипсы минус 3220 м размеры в плане составляют 4,2 х 1,5 км, амплитуда около 10 м. Строение горста осложнено наличием тектонического нарушения, отходящего от регионального разлома к ЮВ под углом 65°. Отделяемый им небольшой треугольный в плане участок, на котором пробурена скв. 39 несколько опущен, относительно участка Ново-Колганской структуры и выглядит в поперечном разрезе как ступенька между региональным и оперяющим разломами, а в районе скв. 39 уже как малоамплитудный грабен.

Северо-восточнее вдоль регионального разлома выделяется еще одна горстовидная зона, имеющая аналогичное строение. С ВЮВ ее ограничивает сброс амплитудой около 5 м. В пределах горстовидной зоны находится Северо-Колганское поднятие. ЮЗ купол его по замкнутой изогипсе минус 3190 м имеет размеры 2,2 х 1,5 км и амплитуду около 15 м, СВ купол – по изогипсе минус 3180 м имеет размеры 1,5 х 0,7 км и амплитуду также около 15 м. СВ купол частично выходит за пределы лицензионного участка.

Ново-Колганское и Северо-Колганское поднятия предыдущими исследователями объединялись в Колганский вал. К северу от Ашкадарской разломной зоны, вдоль нее, располагается Верхнеуранское многокупольное поднятие, выделенное предыдущими работами как Верхнеуранская структурная зона (вал). Амплитуда этого элемента в поперечном сечении порядка 15 м, при ширине 2,0-2,5 км. Отдельные купола имеют небольшие размеры 2,0 х1,0 км и менее, и амплитуду около 10-15 м.

По ЮВ лицензионного участка проходит субвертикальный сброс ВСВ направления амплитудой около 5 м, согласный с общим падением слоев. С юга к сбросу примыкает Восточно-Колганское поднятие. ЮЗ его купол представлен структурным носом, а СВ оконтурен изогипсой минус 3270 м и имеет размеры 2,7 х 1,5 км и амплитуду 15 м.

К ЮЗ от Восточно-Колганского картируется Колганское поднятие. Западный его купол имеет размеры по замкнутой изогипсе минус 3280 м 0,8 х 0,7 км и амплитуду около 10 м, восточный купол по замкнутой изогипсе минус 3280 м имеет размеры 1,9 х 0,8 км и амплитуду 10-12 м. Колганское и Восточно-Колганское поднятия предыдущими исследователями объединялись в Южно-Колганский вал.

Кроме отмеченных, в пределах участка по кровле воробьевского репера «фонарик» картируется еще много небольших поднятий, прогибов, структурных носов и заливов.

1.5 Характеристика продуктивных пластов и залежей нефти

Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах (сверху вниз) [1]:

Дк-1, Дк-2 и Дк-4 – тиманского горизонта (верхний девон);

ДI-1, ДI-2 – пашийского горизонта (верхний девон);

ДII - муллинского горизонта (средний девон);

ДIII – ардатовского горизонта (средний девон);

ДV-1 – афонинского горизонта (средний девон);

ДVI-2 – бийского горизонта (средний девон).

Всего в девяти нефтеносных пластах Колганского месторождения выделяются 13 отдельных залежей нефти.

Залежи располагаются в моноклинально залегающей и относительно слабо дислоцированной толще терригенного девона. Основными видами экранов являются литологические (граница фациального замещения, литологического и литолого-стратиграфического выклинивания) и тектонические. Гораздо меньшую роль играет структурный фактор (малоамплитудные локальные поднятия и структурные носы).

Экранирующая роль разломов для терригенных и карбонатных пластов девона в рассматриваемом районе подробно разобрана в работах по подсчету запасов: коллектор терригенных пластов Дк-2, ДI-1 и ДIII экранируется разломами вследствие, как смещения по разлому, так и, главным образом, формирования в приразломной зоне вторичных литологических экранов. Поровое пространство терригенных пластов-коллекторов в непосредственной близости от разлома оказывается полностью заполнено доломитом и минералами.

Вероятной причиной образования цемента является выпадение минералов из насыщенных пластовых растворов при падении давления во время формирования ослабленной трещиноватой зоны.

Карбонатный пласт Дк-1 вследствие маломощности, смещаясь по разломам, оказывается напротив экранирующих глинистых толщ.

Для карбонатных пластов ДV-1 и ДVI-2 данный механизм не работает. Здесь в приразломной зоне развиваются процессы выщелачивания и глубинного карста и вблизи разломов следует ожидать увеличения проницаемости и дебитов.

После последнего пересчета запасов на Колганском месторождении, как уже отмечалось выше, пробурено 15 эксплуатационных скважин. Новые скважины закладывались неравномерно по площади месторождения, а сгруппированы по участкам в следующем порядке: северная группа, включающая скважины 115, 116, 126, 193, 195 (район «старой» скв. 185); группа, включающая новые скважины 119 и 166 (район «старой» скв. 177); центральная группа, включающая новые скважины 111, 129, 139 и 349 (район развития основных продуктивных пластов месторождения); юго-восточная группа, включающая новые скважины 495, 496, 506 (район «старой» скв. 8) и новая скважина 450 (район «старой» скв. 170).

Результаты бурения новых скважин существенно не повлияли на представления о геологическом строении месторождения, а так же на параметры и величину запасов его залежей. Лишь несколько уточнены их границы и мощности продуктивных пластов.

Ниже, сверху вниз по разрезу, приводится описание залежей продуктивных пластов Колганского месторождения.

Пласт Дк-1

Залегает в кровельной части тиманского (кыновского) горизонта. Наблюдается моноклинальное погружение пласта в южном направлении.

Глубина залегания пласта на севере 3385,6 м (скв. 177), средняя глубина залегания в южной части составляет 3433,7 м. Покрышкой служат плотные заглинизированные известняки саргаевско-доманикового возраста.

Пласт сложен известняками неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, пористыми, кавернозно-пористыми и плотными, участками трещиноватыми. Тип коллектора поровый, каверново-поровый.

Общая толщина пласта изменяется от 1,6 до 9,0 м, суммарная эффективная толщина от 0,8 до 5,0 м, а нефтенасыщенная колеблется в тех же пределах.

Пласт-коллектор, в основном, состоит из одного или двух, реже трех нефтенасыщенных пропластков расчлененных плотными прослоями. Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны, соответственно, 0,4 и 1,36.

Залежь нефти в пласте Дк-1 распадается на два участка, разделенных разломом – южный (основная залежь) и северный (район скв. 177).

Основная залежь открыта в 1968 г. скважиной 4, в которой в результате опробования пласта перфорацией в интервале 3501-3506 (-3152,5-3157,5) м получен приток нефти дебитом 14,1 м3/сут. Залежь вскрыта 36 скважинами. Зона отсутствия коллектора выявлена в западной, юго-западной и восточной частях рассматриваемой площади, а так же в районе скв. 117, которая расположена в приразломной зоне, разделяющей южный и северный участки залежи пласта Дк-1.

Северный участок залежи в пласте Дк-1 (район скв. 177) открыт в 2009 г. скважиной 177, в которой в результате опробования пласта перфорацией в интервале3384,2-3389,2 (-3093,4-3098,4) м получен фонтанный приток нефти 26 м3/сут. на 12 мм штуцере.

Обе части залежи и основная, и в районе скв. 177 трактуются как гидродинамически изолированные друг от друга. Экраном служит разделяющий их разлом, протягивающийся в юго-западно-северо-восточном направлении. Литологический экран ограничивает залежь в целом повсюду, за исключением юго-востока.

Залежь нефти пласта Дк-1 пластовая литологически и тектонически экранированная, разделенная разломом на два самостоятельных участка.

Размеры основной залежи составляют 15,5×7,5 км, высота 89,6 м, а в районе скважины 177, соответственно, 7,5×2,6 км и 39,0 м.

Непосредственный ВНК не вскрыт ни в одной из скважин, пробуренных на Колганском месторождении.

Для геометризации залежи приняты два уровня – граница запасов категории С1 и условная граница запасов категории С2.

У основной залежи в пласте Дк-1 уточнена условная граница разделения запасов на категории С1 / С2 - УПУ (условный подсчетный уровень). УПУ принят на абсолютной отметке минус 3161,1 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 496, что подтверждается и опробованием: после перфорации пласта в интервале 3429-3430,5 (-3158-3159,5) м получен приток нефти. Условная граница залежи (УГЗ) оставлена прежней на абсолютной отметке минус 3176 м.

1.6 Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность

Параметры пластов изучались по керну, методами промысловой геофизики и промыслово-гидродинамических исследований скважин. Состояние изученности рассматриваемого параметра представлено в табл. 1.1 [1].

Таблица 1.1

Состояние изученности проницаемости по продуктивным пластам

Пласт	Участок, район скв.	Проницаемость по керну из нефтенасыщенной части параллельно напластованию	Проницаемость по промысловым данным среднее число скв – кол-во определ.	Значение, рассчи-танное по корреля-ционой зави- симости	Принятые значения, мкм2
Кол-во скв. опред.	сред-няя, мкм2	по коэф- фици-енту продук- тивности	по КВД
Дк-1	основная	9 73	0,0598	-	0,0177 4-4	0,036	0,036
район скв.	-	-	-	0,0024	0,054	0,054

Продолжение таблицы 1.1