Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 2 )

В подошве каширских отложений выделен нефтенасыщенный пласт А-0.

Подольский и мячковский горизонты сложены в основном известняками белыми, темно - и светло-серыми, кристаллическими и органогенными с прослоями ангидритов голубовато-серых, плотных и доломитов светло-серых, пелитоморфных. Толщина подольского горизонта 132-137 м, мячковского горизонта 100-105 м.

Нерасчлененные ввиду литологической однородности верхнекаменноугольные породы представлены, в основном, доломитами с редкими прослоями известняков, линзами и включениями гипса и ангидритов. Доломиты темно - и желто-серые, микрокристаллические, прослоями органогенно-обломочные и пелитоморфные, участками известковистые, плотные и пористые, различной крепости, окремнелые, загипсованные, с пустотами от фузулинид и фауной кораллов, иногда трещиноватые. Встречается также доломиты светло-серые, с линзами ангидритов и кремня. Известняки серые и желто-серые, иногда белые, микрокристаллические и пелитоморфные, реже органогенно-обломочные, доломитовые, плотные и пористые, участками загипсованные, частью трещиноватые. Гипс серый, участками белый, волокнистый, кристаллический пронизывает породу в виде мельчайших кристаллов, придающих породе шелковистый блеск. Ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические, плотные. Толщина отложений 253 - 261 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Красногородецкое месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону расположено на границе Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода - крупных тектонических структур I порядка, в пределах Шумолгинского выступа кристаллического фундамента. По отложениям нижнего карбона поднятие приурочено к внешней бортовой зоне Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Район характеризуется погружением кристаллического фундамента и всего комплекса осадочных пород в юго-западном направлении.

К югу от описываемого района по палеозойским отложениям в субширотном направлении прослеживается Елховско-Боровский вал - тектоническая линейная структура II порядка. Красногородецкое месторождение приурочено к западному окончанию Смагинского вала, морфологически объединяющего Шиловское, Красногородецкое, Чесноковское и Смагинское поднятия.

По данным сейсморазведочных работ на фоне уступообразного погружения кристаллического фундамента в юго-западном направлении в районе Красногородецкого месторождения предполагается наличие небольшого выступа фундамента. Из общего числа пробуренных на месторождении скважин только 3 поисково-разведочные скважины вскрыли кристаллический фундамент на одном гипсометрическом уровне (абс. отм. -2065 - 2069 м).

1.5 Нефтегазоводоносность

Нефтеносность Красногородецкого месторождения связана с отложениями каширского горизонта (пласт А-0), башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона и терригенными отложениями бобриковского горизонта (пласт Б-2) и карбонатами турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона.

Залежь пласта Б-2 приурочена к отложениям бобриковского горизонта и представлена песчаником, залегающим в глинисто-алевролитовой пачке, с включением углистого сланца. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, разнозернистого, различной степени крепости, участками рыхлого.

Промышленная нефтеносность пласта Б-2 доказана результатами опробования и эксплуатации скважин. Разработка залежи ведется с 1992 года.

Залежь нефти пластовая, сводовая, ее размеры – 2,3Ч2,4 м, высота 50 м. Покрышкой служит плотный известняк нижней части тульского горизонта (репер «плита») и глина бобриковского горизонта.

Геологическое строение залежи изучено по данным 51 скважины, 47 из которых вскрыли нефтяную часть пласта. Средняя глубина залегания пласта составляет 1471 м.

Толщина пласта изменяется от 11 до 23,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 (скв. 15) до 17,9 м (скв. 107), в среднем составляет 9,2 м.

В разрезе пласта насчитывается от 1 до 6 проницаемых прослоя толщиной 0,6 – 14,3 м. Толщина разделяющих их непроницаемых пропластков изменяется от 0,4 до 8,5 м. Полного замещения пласта непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

Коэффициент песчанистости – 0,58, расчлененности – 2,0.

Водонефтяной контакт по данным интерпретации ГИС вскрыт в скважинах № 000, 121 и 153 в интервале а. о. -1227 – 1228,5 м.

Подошва нефтенасыщенных песчаников на самых низких отметках отмечена в скважинах № 14 (-1229,7 м), № 000 (-1229,6 м) и № 000 (-1229,5 м). Наиболее высокая отметка кровли водонасыщенных коллекторов вскрыта в скважинах №№ 9, 120 и 141 (-1229,8 – 1231,3 м).

На северном крыле залежи положение ВНК представляется наклонным: от а. о. -1227 м (скв. 103) до -1229,7 м (скв. 14, 101).

Опробование пласта на самой низкой отметке перфорационных отверстий проведено в скважине № 000, где из интервала 1464,0 – 1470,0 м (а. о -1221,6 – 1227,5 м) получен приток безводной нефти.

Таким образом, принято осредненное положение ВНК, наклоненного от а. о. -1227 м на севере до -1230 м на основной части залежи.

1.6 Коллекторские свойства пласта Б-2

Пласт сложен терригенными породами - переслаиванием песчаника, алевролита, глины и углисто-глинистого сланца. Керн поднят из всех поисково-разведочных скважин.

Коллектором нефти служат песчаники серые, буровато - и темно-серые, мелко - и разнозернистые. В районе скважин 11, 12 преобладают разнозернистые (мелко-среднезернистые) песчаники, в районе скважины 13 - мелкозернистые.

Зерна псаммитовой размерности (в песчанике) составляют 67 - 90 %, алевритовой 5 - 23 %, глинистой 4 - 11 %. По составу песчаники кварцевые с единичными зернами циркона, турмалина, рутила, лейкоксена. Зерна кварца полуокатанные и окатанные, реже угловатые, соприкасаясь, образуют выпукло-вогнутые контакты.

Цементирующий материал смешанного состава - кальцит, ангидрит, гипс, реже глинистый материал и пирит. Базальный и поровый тип цемента глинистого и пиритового состава характерен для песчаников района скважины 13, ангидритового состава - для района скважины 11. Пористые песчаники из скважины 12 имеет контактный и скудный цемент кальцитового и ангидритового состава пойкилитового типа, плотные песчаники - карбонатно-сульфатный базально-порового типа и пирит - гидрослюдистый порово-пленочного типа.

Открытые поры образованы стенками 3 - 5 зерен, размер их 0,02 - 0,4 мм в поперечнике.

Алевролиты темно-серого цвета по составу кварцевые, слабо слюдистые, с неравномерным углисто-глинистым, пиритовым, реже карбонатным и сульфатным, цементом. Углисто-глинистый материал находится в порах в виде линзочек неправильной формы, содержит остатки гелифицированной растительности. Поры тонкие размером 0,02 - 0,04 мм.

Глина темно-серая, неравномерно алевритистая, углистая, слюдистая, пиритизированная, оскольчатая и тонкоплитчатая.

Углисто-глинистый сланец черный, тонко - и среднеплитчатый, слюдистый, плотный, с прослоями алевролита углисто-глинистого, известковистого.

Покрышкой залежи служат известняки нижней части отложений тульского горизонта. Известняки микрокристаллические, темно-серые, черные, глинистые, участками окремнелые.

Геолого-физическая характеристика приведена в табл.1.1.

       Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика пласта Б-2

Параметры	Пласты
Б-2
Средняя глубина залегания кровли, м	1471
Тип залежи	пластовая, сводовая
Тип коллектора	терри- генный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	4364
Средняя общая толщина, м	16,1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	2,8
Коэффициент пористости, доли ед.	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,94
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,91
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,94
Проницаемость, мкм210-3	1979
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), доли ед.	0,6
Расчлененность	2,4
Начальная пластовая температура, °С	31
Начальное пластовое давление, МПа	14,3
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	30,5
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	71,1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,886
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,900
Абсолютная отметка ВНК, м	-1227,0- -1230,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,035
Содержание серы в нефти, %	3,59
Содержание парафина в нефти, %	3,72
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,4
Газосодержание нефти, м3 /т	13,9
Содержание сероводорода, %	11,31
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,31
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,161
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,163
Сжимаемость, 1/МПаЧ10-4
нефти	5,38
воды	4,38
породы	4,79
Коэффициент продуктивности, м3/сутЧМПа	19,3

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

По пласту Б-2 свойства нефти и газа изучены по результатам исследования двух глубинных проб из скв. №№ 10, 14 и трёх поверхностных проб из скв. №10 (две пробы), 14.