Геологическая часть (стр. 2 )

Перекрывают осадочные образования палеозойской системы отложения четвертичной системы, представленные преимущественно суглинками, супесями с прослоями глин и песков. Толщина отложений до 10 м.

1.4 Тектоническое строение

В региональном тектоническом плане Агаровское месторождение нефти расположено в пределах северного внешнего борта Муханово-Ероховского прогиба, который представляет собой крупную и своеобразную (тектоно-седиментационного типа) отрицательную структуру, выделяемую в верхнедевонско-нижнекаменноугольном комплексе (рисунок 1.2).

По своему геоструктурному положению Муханово-Ероховский прогиб осложняет Бузулукскую впадину – структуру первого порядка, занимающую территорию западной половины Оренбургской области и характеризующуюся общим региональным погружением фундамента и осадочного чехла на юг, в сторону Прикаспийской синеклизы.

По поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено на юго-восточном склоне Пилюгинско-Ивановского выступа, осложняющего Жигулевско-Оренбургский свод.

Выкопировка из структурно-тектонической схемы Оренбургской области

Рис. 1.2

Выделенные поднятия в пределах территории Агаровского месторождения прослеживаются по поверхности фундамента, горизонтам девона и карбона с изменениями, вызванными геологическими особенностями формирования каждой поверхности, и относятся к структурам тектоно-седиментационного типа.

1.5 Геологическое строение продуктивного пласта Т1

В нефтегазоносном отношении Агаровское месторождение нефти расположено на северном погружении Бузулукской впадины в пределах Мало-Кинельской зоны нефтегазонакопления и контролируется двумя локальными поднятиями III порядка (Агаровским и Емельяновским), находящимися на восточном продолжении Боровско-Залесской структурной зоны.

В геологическом разрезе Агаровского месторождения на основании данных исследований керна, опробования скважин поисково-разведочного и эксплуатационного бурения выделяется один продуктивный пласт с доказанной промышленной нефтеносностью. Пласт Т1 расположен непосредственно в кровельной части турнейского яруса нижнего карбона. Покрышкой для залежей служит глинистая пачка радаевско-косьвинских отложений визейского яруса.

На площади месторождения в пласте Т1 установлены две залежи нефти. Одна из них связана с Агаровским поднятием, вторая – с Емельяновским (приложения 1П, 2П, 3П).

Залежь пласта Т1 на Агаровском поднятии.

Подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя пласта Т1 по данным ГИС находится на абсолютной отметке минус 1810,7 м, которая и была принята за начальное положение ВНК. Средняя глубина залегания кровли коллектора пласта Т1 около 2005 м. Общая толщина нефтенасыщенной части пласта Т1 составляет 3,1 м, эффективная нефтенасыщенная  – 2,8 м (средневзвешенная - 2,46 м).

Пласт Т1 в пределах залежи по разрезу достаточно однороден, коэффициент расчлененности его продуктивной части составляет 2,5 доли ед. при изменении от одного до четырех прослоев. Доля коллекторов в этой части в среднем равна 0,921 доли ед. Залежь относится к массивному типу. Ее размеры составляют 0,5-1,2×1,5 км, высота - 3,8 м.

Залежь пласта Т1 на Емельяновском поднятии.

Начальное положение водонефтяного контакта по залежи было принято на абсолютной отметке минус 1808,6 м. Кровля коллектора пласта Т1 залегает в среднем на глубине 1994 м. Общая толщина нефтенасыщенной части пласта, в среднем, составляет 19,8 м при изменении по скважинам от 7,1 м до 29,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в диапазоне 5,3-21,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам составляет 14,4 м, средневзвешенная толщина по залежи – 8,0 м.

В пределах залежи пласт характеризуется высокой степенью неоднородности по разрезу. Средний коэффициент расчлененности продуктивной части пласта равен 8,83 доли ед. при диапазоне 4-15 прослоев, коэффициент песчанистости – 0,730 доли ед. при изменении от 0,700 до 0,759 доли ед. Тип  залежи массивный, линейные размеры ее составляют 0,5-1,7×2,4 км, высота - 28,9 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта Т1 приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта Т1

Параметры	Наименование	Агаровская залежь	Емельяновская залежь	В целом, по месторождению
Общая толщина*	Количество скважин	1	5	6
Количество определений	2	6	8
Средняя, м	3,1	19,8	15,6
Коэффициент вариации, доли ед.	0,226	0,337	0,593
Интервал изменения, м	2,4-3,8	7,1-29,2	2,4-29,2
В том числе нефтенасыщенная	Средняя, м	3,1	19,8	15,5
Коэффициент вариации, доли ед.	0,226	0,337	0,602
Интервал изменения, м	2,4-3,8	7,1-29,2	2,4-29,2
водонасыщенная	Средняя, м	-	-	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-	-
Интервал изменения, м	-	-	-
Эффективная толщина	Средняя, м	2,8	14,4	11,5
Коэффициент вариации, доли ед.	0,143	0,336	0,569
Интервал изменения, м	2,4-3,2	5,3-21,7	2,4-21,7
В том числе нефтенасыщенная	Средняя, м	2,8	14,4	11,5
Коэффициент вариации, доли ед.	0,143	0,336	0,569
Интервал изменения, м	2,4-3,2	5,3-21,7	2,4-21,7
водонасыщенная	Средняя, м	-	-	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-	-
Интервал изменения, м	-	-	-
Коэффициент песчанистости	Среднее значение, доли ед.	0,921	0,730	0,778
Коэффициент вариации	0,858	0,030	0,120
Интервал изменения, доли ед.	0,842-1,0	0,700-0,759	0,700-1,0
Коэффициент расчлененности	Среднее значение, ед.	2,5	8,83	7,3
Коэффициент вариации	0,600	0,469	0,631
Интервал изменения, ед.	1-4	4-15	1-15

1.6 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия

На территории Агаровского месторождения специальные гидрогеологические исследования не проводились, поэтому характеристика гидрогеологических условий указанного района приведена по данным, полученным в результате бурения водозаборных, структурных и поисково-разведочных скважин, как на самом месторождении, так и на Зеленовской  площади в целом.

Зеленовская площадь является частью Волго-Камского артезианского бассейна. В его составе в Оренбургской области выделяются два гидрогеологических этажа: верхнепермско-четвертичный (надсолевой) и нижнепермско-додевонский (подсолевой), разделенные выдержанной сульфатно-галогенной толщей кунгурского яруса, толщина которой в пределах месторождения составляет 191-278 м (, 1982).

В пределах описываемой площади в подсолевом этаже выделяются досреднедевонский, эйфельско-франский, франско-турнейский, бобриковский, окско-башкирский и верейско-нижнепермский водоносные комплексы. Из них на площади Агаровского месторождения изучены лишь воды в отложениях турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса.

Вмещающими породами вод турнейского яруса служат известняки темно-серые, микрокристаллические, фораминиферово-сгустковые, слабо глинистые, переслаивающиеся с доломитами серыми и светло-серыми, плотными, участками кавернозными.

Пластовое давление в скважинах – 16,98-21,9 МПа. Данные о температурном режиме пластовых вод отсутствуют.

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

Агаровская залежь.

Глубинные пробы нефти из залежи не отбирались. Для проектирования все необходимые параметры нефти приняты по аналогии с Емельяновской залежью.

По результатам исследования четырех поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем 879,8 кг/м3, вязкость – 4,2 мПа•с. Температура  застывания колеблется от минус 13 0С до минус 17 0С, при среднем значении равном минус 15 0С. При разгонке нефти по Энглеру выход легких фракций при температуре до 300 0С составляет 35-38 % объемных. Из сопутствующих компонентов в нефти содержатся асфальтены (3,35-4,42 % весовых), смолы силикагелевые (13,81-19,45 % весовых), парафины (3,81-5,45 % весовых), сера (2,44-2,75 % весовых). По своим характеристикам нефть Агаровской залежи относится к средним по плотности, высокосмолистым, парафинистым, высокосернистым.

Емельяновская залежь.

Нефть в поверхностных условиях характеризуется плотностью от 868,7 до 881,6 кг/м3 (в среднем 874,1 кг/м3), средней температурой застывания равной минус 14 0С, температурой кипения - плюс 61 С. При разгонке нефти по Энглеру выход светлых фракций при температуре до 300 0С составляет 40,3 % объемных.

Нефть по плотности относится к средним, высокосмолистым (13,0 % массовых), парафиновым (5,67 % массовых), высокосернистым (2,54 % массовых), а также содержит 3,69 % массовых асфальтенов.