Геологическая часть (стр. 1 )

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ [1]

1.1 Общие сведения о месторождении

Дерюжевское месторождение находится в северо-восточной части Самарской области в пределах Похвистневского административного района,  в 28 км к северо-западу от  районного центра и железнодорожной станции Похвистнево, где расположен нефтепромысел, осуществляющий его разработку. Ближайшими разрабатываемими месторождениями являются Сосновское, Ново-Аманакское и Чеховское, которые вместе с Дерюжевским промыслово-обустроены и содержат все неоходимые комплексы нефтесборных сооружений и соответствующих коммуникаций.

Дерюжевское поднятие впервые было выявлено детальной структурно-геологической съемкой в 1944 году. В 1945 году в пределах площади было пробурено 13 структурных скважин, в 7 из которых были получены промышленные притоки газа из продуктивного пласта КС калиновской свиты казанского яруса верхней перми.

Разработка выявленной  трестом «Куйбышевгаз» небольшой (около 200 млн. м3) газовой залежи была начата в 1952 году и завершена в 1978 году.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении Дерюжевское месторождение приурочено к водоразделу речек Саврушки и Сосновки, являющегося составной и наиболее высокой частью основного водораздела рек Сургута и Большого Кинеля. Сводовая часть Дерюжевской и соседней Сосновской структур хорошо выражена в рельефе в виде  двух небольших вершин, высота которых над уровнем моря составляет +220 м и + 263 м соответственно. На северо-западе водораздел, постепенно понижаясь, переходит в левый склон р. Сургут, а на юго-востоке более резко обрывается долиной речки Сосновки. Рельеф основного водораздела пересечен многочисленными оврагами и балками.

Район месторождения покрыт лесной и кустарниковой растительностью. Климат  континентальный с жарким летом и холодной зимой.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Дерюжевского месторождения принимают участие терригенные породы боровской свиты верхнего рифея (пестроцветные осадки континентального облика – песчаники, алевролиты и глины), терригенные и карбонатные отложения среднего и верхнего девона, нижнего, среднего и  верхнего карбона, нижней и верхней перми палеозоя, а также четвертичные образования. Породы кристаллического фундамента на площади не вскрыты в связи с ее расположением в пределах глубокого Сергиевско - Абдулинского авлакогена, выполненного вышеупомянутыми  осадками боровской свиты. Максимальная  толщина осадочного чехла  с учетом  7 м вскрытых бурением осадков боровской свиты – 2582 м.

Средний девон в пределах площади представлен терригенными породами  (песчаниками, алевролитами и  глинами) бийского горизонта эйфельского яруса (10-14 м), афонинского (14-16 м) и старооскольского (106-124 м) горизонтов живетского яруса. Аналоги продуктивных  пластов Д-V бийского горизонта и Д-IV ворбьевских слоев старооскольского горизонта на Дерюжевской площади по материалам ГИС водонасыщены.

Верхний девон представлен терригенными осадками пашийского (42-59 м) и кыновского (32-39 м) горизонтов, а также карбонатными породами саргаевского (14-17м) и семилукского (14-26 м) горизонтов нижнефранского подъяруса, затем верхнефранского подъяруса (113-172 м) и фаменского яруса (289-335 м). С песчаниками пашийского и тиманского (кыновского) горизонтов связана промышленная нефтеносность пластов ДI+ДII и Дк.

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним,  сложенными карбонатными породами (известняками и доломитами) с двумя терригенными пачками – в бобриковском горизонте нижнего карбона и верейском горизонте среднего карбона. Общая толщина пород карбона колеблется от 1101 до 1338 м, из них на долю терригенных отложений приходится от 6% до 9% или 64 –116 м. С песчаниками бобриковского и верейского горизонтов связана промышленная нефтеносность продуктивных пластов Б2 и А2+А3. К биогермному сооруженияю карбонатного массива турнейского яруса приурочена самая крупная залежь месторождения (продуктивный пласт В1), содержащая 41% его геологических запасов (15,1 млн. т  из общих 36,8 млн. т). К пористым и проницаемым карбонатным прослоям подольского горизонта приурочены залежи нефти продуктивных пластов Рd-I, Рd-II, Рd-III, Рd-IV и  Рd-V.

Нижнепермские отложения представлены карбонатными породами (доломитами и известняками) ассельского и  сакмаро-артинского ярусов, а также сульфатно-карбонатными (переслаивание ангидритов с доломитами и известняками) отложениями кунгурского яруса суммарной толщиной 171 – 246 м.

Верхнепермские отложения сложены  преимущественно терригенными образованиями (песчаниками, алевролитами и глинами с вкючениями гипсов и  прослоями доломитов и известняков) уфимского  яруса (20 – 27 м), карбонатными и сульфатно-карбонатными породами калиновской, гидрохимической, сосновской свит и  переходной толщи казанского яруса (177-205 м), а также песчано-глинистыми отложениями татарского яруса (119-196 м). С карбонатными породами верхней части калиновской свиты (продуктивный пласт КС) связано наличие залежи свободного газа, открытой в 1945, введенной в разработку в 1952 и выработанной  к 1978 году.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане месторождение  приурочено к южной окраине Альметьевской вершины Татарского свода, осложненной юго-восточным бортом древней (рифейской) Серноводско-Абдулинской впадины. Вдоль этого борта в осадочном чехле прослеживается субмеридионально ориентированное северо-западное окончание так называемого Большекинельского вала, осложненное в пределах Самарской области Сосновской, Дерюжевской, Чеховской, Ново - Аманакской и Калиновской локальными структурами III порядка.

Дерюжевская структура является составной частью сравнительно крупного, двухкупольного Сосновско-Дерюжевской брахиантиклиного поднятия субмеридионального простирания. Юго-западное крыло Дерюжевской структуры крутое, северо-восточное – пологое. Наличие брахиантиклинальной структуры установлено по всем маркирующим горизонтам перми, карбона и девона.

Тектоническое строение месторождения изучено по материалам 13 структурных скважин, вскрывшим отложения верхней перми, 25 поисково-разведочных скважин, бурившихся на отложения карбона и девона. Кроме того, на месторождении пробурено 98 эксплуатационных скважин на продуктивные пласты нижнего и среднего карбона. По отложениям верхнего девона и нижнего карбона размеры структуры составляют  2-1,7 Ч 6 - 4,8 км. Амплитуда варьирует от 75 до 41 м (наибольшая по турнейскому ярусу, наименьшая – по верейскому горизонту).  Крутизна крыльев (северо-восточного и юго-западного)  наибольшая для турнейского яруса (3°24' - 9°10') и наименьшая для верейского горизонта (1°54' - 4°18'). 

На Дерюжевском месторождении пробурено 25 поисково-разведочных и 98 добывающих и скважин.

На месторождении в отложениях верхней перми выявлена небольшая газовая залежь, приуроченная к продуктивному пласту КС калиновской свиты. Разработка которой была начата в 1952 году и завершена в 1978 году.

Перспективно нефтеносным (по материалам ГИС и опробованию скв.350) является карбонатный пласт  Рd-I подольского горизонта среднего карбона.

1.5 Нефтегазоводоносность

  Наличие промышленных залежей нефти установлено в карбонатных пластах  Рd-II, Рd-III, Рd-IV, Рd-V подольского и терригенных пластах верейского горизонта – А2+А3. Залежи нефти установлены также в отложених нижнего карбона (терригенный пласт Б2 бобриковского горизонта и карбонатный пласт В1 турнейского яруса) и  верхнего девона (терригенные пласты Дк тиманского и ДI+ДII пашийского горизонтов).

Залежь нефти пласта Б2 бобриковского горизонта распространена по всей площади поднятия  в рамках контура нефтеносности, принятого на абс. отм. – 1476 м по данным ГИС с учетом результатов опробования скв.16 и 406. Залежь пластово – сводовая со сравнительно небольшой водонефтяной зоной, занимающей 22% ее площади. В сводовой и присводовой частях структуры песчаный  пласт на 5-ти небольших участках замещается на непроницаемые породы (алевролиты и глины).  Залежь в целом имеет размеры –1,8 Ч 4,6 км и высоту 54 м.

Пласт Б2 вскрыт 64 скважинами и  залегает  на глубине 1630 м  под 15-20 - метровой толщей плотных, непроницаемых карбонатных пород тульского горизонта (репер «тульская плита»), которые служат надежной покрышкой залежи.  Литологически он представлен терригенными породами (песчаниками, алевролитами и глинами с редкими прослоями углистых сланцев). Песчаники кварцевые, мелко – и  среднезернистые, хорошо отсортированные с включениями растительных остатков и примазок глин. Продуктивный пласт состоит из 1- 4 эффективных прослоев, толщина которых изменяется от 0,6 до 12,0 м, а разделяющих их непроницаемых перемычек - от 0,5 до 6,0 м. Максимальная суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина  достигает 12 м в северо-западной части площади (скв. 23)  и  4 – 5,6 м  в  юго-восточной (скв. 103 и 51). В целом по площади коэффициент песчанистости составляет 0,71, расчененность –2,2. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –4,1 м. 

Залежь нефти пласта В1 турнейского яруса выделяется на всей площади поднятия и является самой крупной по площади (около 900 га),  нефтенасыщенному объему (около 2 млн. м3.) и геологическим запасам нефти (более 15 млн. т.). Залежь массивного типа, связанная с карбонатным  биогермным сооружением, что подтверждается, помимо литологического состава,  петрофизической характеристики и ФЕС пород-коллекторов, самой большой  его амплитудой (около 75 м) по сравнению с таковой по нижележащим девонским (40 м по пластам ДI+ДII пашийского горизонта) и вышележащим каменноугольным (54 м по пласту Б2 бобриковского и 53 м по пласту А2+А3  верейского горизонтов) отложениям. Покрышкой залежи служит нижняя 5-7-метровая пачка глин бобриковского горизонта, залегающая над поверхностью карбонатного массива турнейского яруса. 

Граница залежи принята на абс. отм. – 1506 м по материалам ГИС  с учетом результатов опробования скважин. Размеры залежи - 2,0Ч4,9 км, высота –75 м.