Геологическая часть (стр. 2 )

Отложения среднего отдела сложены сульфатно-галогенными породами казанского яруса. Казанский ярус подразделяется на калиновскую, гидрохимическую и сосновскую свиты.

Калиновская свита с толщиной, изменяющейся от 4 м до 10 м, представлена глинами плотными, известковистыми.

Гидрохимическая свита, сложена каменной солью с прослоями ангидритов. Толщина отложений свиты колеблется от 60 м до 119 м.

Сосновская свита, представлена переслаиванием мергелей, доломитов, ангидритов, красноцветных глин и алевролитов. Толщина этих отложений изменяется от 50 м до 242 м.

Завершает образования пермской системы татарский отдел, сложенный переслаиванием песчано-глинистых отложений с редкими прослоями мергелей, доломитов, ангидритов. Толщина отложений яруса составляет 0-327 м.

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

1.4 Тектоника

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.

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.

Характеристика тектонического строения площади Агаровского месторождения приведена по материалам сейсморазведки МОГТ 2Д, давшей представления о строении  по отложениям девонской, каменноугольной и пермской систем, а также по результатам бурения скважин.

Поверхность кристаллического фундамента (по отражающему горизонту «А») в виде террасы понижается в юго-западном направлении от абсолютных отметок минус 2780 м до минус 2980 м. На этом фоне выделяются Агаровский, Емельяновский и Северо-Зеленовский выступы фундамента.

Структурный план по кровле бавлинских отложений (отражающий горизонт «Дbv») отличается от вышеописанного сглаженностью «рельефа». Емельяновскому выступу соответствует  обширная  терраса,  осложненная локальным поднятием в районе скважины № 000. К структурной террасе приурочено  также и Агаровское поднятие, состоящее из трех куполов.

1.5 Нефтегазоводоносность

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.

Залежь пласта Т1 на Агаровском поднятии выявлена по материалам интерпретации ГИС, доказана испытанием КИИ-146 и опробованием в эксплуатационной колонне скважины № 000 интервала 2005-2008 (абс. отм. минус 1806,7-1809,7) м, из которого получен приток нефти дебитом 84,0 м3/сут на 10 мм штуцере. 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. В 2006 году в направлении центральной части купола из указанной скважины была произведена зарезка бокового ствола, вскрывшего в подошвенной части залежи в интервале 2102,4-2104,8 м слабо нефтенасыщенный прослой с текущей нефтенасыщенностью 42,2 % (по материалам ГИС).

Контур нефтеносности Агаровской залежи нефти установлен в соответствии со структурным планом залежи и принятым положением ВНК. Средняя глубина залегания кровли коллектора пласта Т1 по данным бурения около 2005 м. Общая толщина нефтенасыщенной части пласта Т1 (с учетом результатов бурения БС), 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 0,5-1,2ґ1,5 км, высота - 3,8 м.

Залежь пласта Т1 на Емельяновском поднятии установлена в 1979 году поисковой скважиной № 000, подтверждена испытанием в процессе бурения, а затем в эксплуатационной колонне. При освоении интервала перфорации 1981,0-1991,0 (абс. отм. минус 1786,4-1796,4) м получен приток нефти дебитом 92,0 м3/сут на 8 мм  штуцере. Таким образом, присутствие нефти в разрезе скважины доказано результатами перфорации и испытаний в открытом стволе до глубины 1999 м (абс. отм. минус 1804,4) м. По материалам интерпретации ГИС водонефтяной контакт в данной скважине выделен на глубине 2003,2 м (абс. отм. минус 1808,6) м.

Спустя 15-16 лет после ввода скважины № 000 в эксплуатацию на Емельяновском поднятии были пробурены три эксплуатационные скважины №№ 000, 1209, 1218.

В скважине № 000 кровля пласта Т1 вскрыта на 6,9 м выше, чем в скважине № 000. При перфорации интервала 1990,0-1997,0 (абс. отм. минус 1782,1-1789,1) м в ней получен приток безводной нефти.

В скважине № 000, вскрывшей пласт Т1 на 4,6 м ниже, чем скважина № 000, при перфорации интервала 1997-2001 (абс. отм. минус 1797,0-1801,0) м был получен приток пластовой воды. После проведения изоляционных работ из интервала 1991,0-1995,0 (абс. отм. минус 1791,0-1795,0) м была получена вода с пленкой нефти.

Наиболее гипсометрически низкой по кровле пласта Т1 оказалась скважина № 000. При опробовании с помощью ИПТ интервала 2018-2031,5 (абс. отм. минус 1802,1-1815,6) м был получен приток пластовой воды.

Получение пластовой воды в скважинах №№ 000, 1218 выше принятого уровня ВНК (абс. отм. минус 1808,6 м) связывается с продвижением контура нефтеносности к рассматриваемым скважинам за счет работы скважины № 000. Об этом свидетельствует и анализ материалов ГИС, которые указывают на наличие нефтенасыщенности остаточного характера в наиболее пористых интервалах и слабой или остаточной нефтенасыщенности в уплотненных, неохваченных заводнением прослоях в кровельной части пласта в обеих скважинах. По скважине № 000 признаки остаточной нефтенасыщенности (по ГИС) отмечаются в интервалах абсолютных отметок минус 1804,9-1808,9 м.

Несмотря на наличие пачки уплотненных пород на удалении 8-10 м от кровли пласта, которая вероятно обладает ухудшенной проницаемостью по вертикали и способствует движению жидкостей по напластованию, тем не менее гидродинамическая связь выше - и нижезалегающих пачек относительно уплотненной существует, о чем свидетельствует подъем  ВНК  или  послойное  заводнение  нижезалегающих  коллекторов.  Так в скважине № 000 признаки нефтенасыщения остаточного характера отмечаются в интервале абсолютных отметок минус 1792,4-1808,2 м, а в скважине № 000 в интервале минус 1801,3-1806,9 м.

В 2008 году в скважине № 000 проведены сеймические исследования методом ВСП-НВСП, по результатам которых уточнено строение пласта. В этом же году к СЗ от указанной скважины пробурена новая эксплуатационная скважина № 000. По материалам интерпретации ГИС кровля продуктивного пласта Т1 данной скважиной вскрыта на глубине 1986,0 (абс. отм. минус 1785,3) м, то есть всего на 1,2 м ниже скв. № 000. Пласт в данной скважине состоит из семи нефтенасыщенных прослоев суммарной толщиной 15,4 м. Водонасыщенный коллектор по ГИС выделен на глубине 2008,6 (абс. отм. минус 1807,9) м.

При испытании скважины в колонне из интервала перфорации 1984,6-1992,0 (абс. отм. минус 1783,9-1791,3) м получен приток нефти дебитом 135 м3/сут (124,1 т/сут) с незначительным присутствием воды (1,3 %).

В 2011 году в северо-западном направлении из скважины № 000 была произведена зарезка бокового ствола. Пласт залегает по материалам интерпретации ГИС в интервале глубин 2111,4-2146,4 (абс. отм. минус 1784,9-1805,9) м и представлен семью нефтенасыщенными прослоями суммарной толщиной 15,3 м. Водонасыщенный коллектор по ГИС выделен на глубине 2149,0 (абс. отм. минус 1807,5) м.

Таким образом, на сегодняшний день в контуре залежи нефти Емельяновского поднятия пробурены пять скважин и один боковой ствол. 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 (скв. № 000) до 29,2 м (скв. № 000). Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в диапазоне 5,3-21,7 м, что связано, в основном, со структурным положением скважин и неоднородностью пласта по коллекторским свойствам. 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.

Начальное положение водонефтяного контакта по залежи было принято на абсолютной отметке минус 1808,6 м (по результатам интерпретации ГИС скважины № 000). Новых данных для его пересмотра по результатам бурения скважины № 000 и не получено.

Тип  залежи массивный, линейные размеры ее составляют 0,5-1,7ґ2,4 км, высота - 28,9 м.