Геологическая часть (стр. 1 )

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Березовское месторождение в административном отношении  расположено в северо-восточной части Оренбургской области, в 40-45 км к юго-востоку от города Бугуруслана, на территории Асекеевского района. В транспортно-экономическом отношении район является относительно благоприятным, так как его пересекают железнодорожная магистраль Самара-Уфа, и проложена асфальтовая дорога. В непосредственной близости от месторождения  проходят магистральные линии нефте - и газопроводы. Ближайшая железнодорожная станция - Заглядино находится на расстоянии 25 - 30 км к северо-западу от месторождения (рисунок 1.1).

Полезные ископаемые в районе месторождения представлены глинами, песками, суглинками, галечниками. Пески встречаются преимущественно в четвертичных отложениях в поймах рек, используются в основном в дорожном строительстве и производстве кирпича. Галечники приурочены к отложениям булукской свиты и четвертичного возраста. Используются для засыпи дорог и в строительстве фундаментов под жилые помещения. Глины приурочены к отложениям татарского, акчагыльского ярусов и четвертичной системы, применяются для приготовления глинистого раствора.

Климат района месторождения резко континентальный, с холодной зимой и жарким летом. Температура колеблится от + 400С летом до - 400С  зимой. Самым теплым месяцем является июль, с максимальной температурой +400С.

Условия водоснабжения района месторождения являются благоприятными. Гидрографическая сеть представлена реками Большой Кинель и Малый Кинель.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена на слабовсхолмленном плато, являющимся частью пологого северного склона водораздела между реками Большой Кинель и Малый Кинель.

Обзорная карта района работ

Рис. 1.1

Рельеф описываемой территории представляет собой холмистую равнину, расчлененную сетью рек и оврагов. Абсолютные отметки рельефа в пределах лицензионного участка изменяются от +230 до +154 м.

Почвы в районе месторождения преимущественно степные. Лесные массивы распространены в северной части. Большая часть территории отведена под сельскохозяйственные угодья, развиты земледелие и животноводство. Кроме того, часть населения занята в нефтедобывающей промышленности.

1.3 Стратиграфия

Глубокими скважинами на Березовском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Отложения кристаллического фундамента представлены измененными кристаллическими породами типа гранитов и гнейсов.

Девонские отложения представлены средним и верхним отделами, сложены, в основном, карбонатными, реже терригенными породами.

Средний девон (D2) представлен породами эйфельского (D2ef) и живетского (D2gv) ярусов. Наблюдается чередование терригенных (песчаники, алевролиты, аргиллиты) и карбонатных разностей. Толщина эйфельского яруса 48-97 м, живетского яруса – 89- 92 м.

В верхнем девоне (D3) разрез слагают породы франского (D32fr) и фаменского (D3-2fm) возраста. В подошвенной части франского яруса залегают терригенные породы пашийского и тиманского горизонтов, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами.

Выше по разрезу залегают отложения саргаевского, доманиковского, мендымского, воронежского и евлановско-ливенского горизонтов франского яруса. Толщинафранских отложений составляет 138- 153 м.

Выше залегают отложения фаменского яруса верхнего девона, включающие осадки задонского, елецкого, данково-лебедянского горизонтов и заволжского надгоризонта. Толщина фаменских отложений – 141-187 м.

Суммарная толщина девонских отложений -  416-529 м.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами. В основании нижнего отдела (C1)  залегают органогенно-обломочные известняки турнейского (C1t) яруса толщиной 484-531 м. Выше по разрезу залегают терригенные породы бобриковского (C1bb) возраста. Они перекрываются окремнелыми известняками тульского (C1tl) горизонта окского надгоризонта. Толщина отложений 160-170 м.

Нерасчлененные отложения серпуховского яруса (C1s), перекрывающие осадки визейского яруса. Толщина отложений яруса составляет 190-200 м.

Средний отдел (C2) каменноугольной системы представлен башкирским (C2b) и московским (C2m) ярусами.

Башкирский ярус толщиной  80 м сложен известняками.

Московский ярус включает верейский (C2v), каширский (C2ks), подольский (C2pd) и мячковский (C2mc) горизонты, два первых относятся к нижнемосковскомуподъярусу и два последних – к верхнемосковскому.

Толщина московского яруса изменяется от 340 м до 350 м.

Верхнекаменноугольные (C3) отложения, завершающие разрез каменноугольной системы, представлены переслаиванием известняков и доломитов. Суммарная толщина каменноугольных отложений составляет 1484 -1571 м.

Пермские отложения представлены тремя отделами: нижним (P1), средним (P2), и верхним (P3).Суммарная толщина пермских отложений достигает до 1135 м.

Четвертичные отложения представлены преимущественно суглинками, супесями с прослоями глин и песков. Толщина составляет 0-20 м.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении (рисунок 1.2) Березовское месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины в современном структурном плане – в пределах Камско-Кинельской системы прогибов Боровско-Залесовской зоны поднятий, характеризующейся хорошим  соответствием структурных планов, незначительными размерами поднятий с небольшими амплитудами.

Выкопировка обзорно-тектонической схемы Оренбургской области

Рис. 1.2

Залежи нефти  бобриковского горизонта Б2

В бобриковских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Все четыре залежи пласта Б2 относятся к пластовым сводовым, коллектор − терригенный поровый.

Нефтяная залежь пласта Б2 Южного купола (район скв.64). Средняя глубина залегания пласта – 1970 м. Размеры залежи - 2,75×1,5 км, высота 20,1 м. ВНК утверждено на абсолютной отметке  -1761,3 м. В пределах контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,2 м, до 5,5 м, средневзвешенное значение – 2,8 м. Пласт Б2 представлен чередованием плотных и проницаемых прослоев. Количество проницаемых пропластков колеблется от 1 до 3, расчленненость - 2,1; коэффициент песчанистости - 0,78 д. ед.

Нефтяная залежь пласта Б2 Западного купола (район скв.57). Продуктивный пласт в пределах этой залежи залегает на глубине в среднем 1924 м. Размеры залежи составляют 3,6 × 1,0 км, высота - 17,6 м. ВНК принят на абсолютной отметке -1753,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 10 м, в среднем составляет 3,9 м, средневзвешенная толщина – 3,5 м. Расчлененность пласта составляет 2,3, коэффициент песчанистости - 0,75 доли ед.

Нефтяная залежь пласта Б2, Северного купола (район скв.62). Поднятие вытянуто с запада на восток. Размеры залежи составляют 0,95×0,45 км, высота – 3,7 м. Средняя глубина залегания кровли пласта - 1915 м. ВНК принят  на отметке - 1751,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 м, до 2,2 м, составляя в среднем 1,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,9 доли ед., расчлененность – 1,5.

Нефтяная залежь пласта Б2, Восточного купола (район скв.63). Поднятие представляет собой небольшую узкую антиклинальную складку, вытянутую с юго-запада на северо-восток. Размеры залежи составляют 2,4 × 0,95 км, высота – 14,9 м. Средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта Б2 – 1911 м. ВНК залежи принят на абсолютной отметке -1762,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м (скв.60, 514, 548) до 6,6 м (скв.513), средневзвешенное значение − 2,2 м. Расчлененность пласта невысокая, в среднем по залежи составляет 2,3. Коэффициент песчанистости в среднем по залежи составляет 0,79 доли ед.

Залежи нефти  турнейской залежи В1

Втурнейских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Тип залежей - массивный, коллектор − карбонатный поровый.

Нефтяная залежь пласта В1 Южного купола (район скв.64). Кровля пласта В1 находится на глубинах от 1967,2 м до 2000,2 м. Средняя глубина залегания пласта В1 в пределах данной залежи - 1985 м. Размеры залежи 1×2,2 км, высота 12,8 м. ВНК установлен на абсолютной отметке -1774,0 м. Общая толщина продуктивной части пласта по скважинам изменяется от 4,4 м до 11,4 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина − 7,0 м, средневзвешенная по  площади – 5,5 м, расчлененность − 6, коэффициент эффективной толщины - 0,65 доли ед.

Нефтяная залежь пласта В1 Северного купола (район скв.62). Средняя глубина залегания пласта 1932 м. Размеры залежи составляют 0,5 км×1,6 км, высота 10,9 м. ВНК принят на отметке -1774 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 6,2 м до 8,2 м, составляя в среднем 7,1 м, средневзвешенная по залежи – 4,4 м. Расчлененность пласта в пределах продуктивной части – 6,0. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,67 доли ед.

Нефтяная залежь пласта В1 Западного купола (район скв.57). Средняя глубина залегания пласта по абсолютной отметке составляет -1760.73 м. Размеры залежи составляют 3,5 км×0,6 км. ВНК принят на отметке -1770м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются от 0,6 до 15,7м, средневзвешенные по залежи -7,1м. Расчлененность пласта в пределах продуктивной части – 6,3. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,75 доли ед.

Нефтяная залежь пласта В1 Восточного купола (район скв.63). Средняя глубина залегания пласта по абсолютной отметке составляет -1775,0 м. Размеры залежи составляют  1,0 км×2,2 км, высота 12,7м. ВНК принят на отметке -1782 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются от 1,4 до 10,5м, средневзвешенные по залежи -6,0м. Расчлененность пласта в пределах продуктивной части – 5,8. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,70 доли ед.