Геологическая часть (стр. 2 )

По вышерасположенным маркирующим горизонтам каменноугольной и пермской систем отмечается в целом соответствие структурных планов с незначительным (на 14 м) уменьшением амплитуды вверх по разрезу.

Наибольшее несоответствие структурных планов отмечается между среднедевонскими и турнейскими отложениями. В основном это связано с инверсионным характером тектонического развития рассматриваемой территории на рубеже нижнего и среднего девона. По фундаменту, среднему и низам верхнего (пашийский горизонт) девона рассматриваемый участок располагался в восточной краевой части погребенного Жигулевско-Оренбургского свода. Начиная с кыновского времени, в целом по Оренбургскому региону знак тектонических движений поменялся на обратный. В частности, район выше названного свода древнего заложения был вовлечен в интенсивное прогибание, обусловившее формирование на его месте некомпенсированной Бузулукской впадины. Кроме того, кардинально изменились региональный источник и генеральное направление сноса обломочного материала: если в среднем девоне осадки преимущественно сносились с запада (Русской платформы) на восток, то в позднем девоне основным источником пород служил растущий каледонский Урал и снос осуществлялся с востока на запад.

Наряду с региональными тектоническими особенностями локальная структурная контрастность, по всей видимости, обусловлена не только тектоническими процессами, но и литолого-седиментогенным фактором, следствием которого является формирование отдельных куполов поднятий за счет дифференцированности степени уплотнения карбонатных осадков рифового генезиса – биостромов и глинистых разностей.

1.4 Геологическое строение продуктивных пластов

Продуктивный пласт О4 выделен лишь на основании данных ГИС, керна и данным опробования. В процессе бурения скважин, возможно, продуктивные пласты опробовались пластоиспытателем. Так, в скв. № 3 производилось испытание следующих пластов: О1+О2, О4, О5, О6 и Б0. Однако из всех перечисленных объектов, кроме пласта О4, притока получено не было, что свидетельствует о преобладании в их разрезе плотных разностей пород и об отсутствии активного пластового флюида. В последующем при бурении скважин опробовались, в основном, известняки турнейского яруса (пласты Т1, Т21, Т22 и Т3) и окского надгоризонта (пласт О4), в которых были установлены признаки нефтенасыщения.

Согласно структурным построениям на Горном месторождении выделяются три вершины: южная (р-н скв. № 98), центральная (р-н скв. № 57) и северная (р-н скв. №№ 91 и 104). Купола отделены друг от друга прогибами различной глубины, продуктивный разрез каждого купола имеет свои особенности.

Продуктивность Южного купола подтверждена бурением и опробованием разведочных скв. №№ 13 и 50. Эксплуатационные скважины подтвердили нефтеносность вскрытого разреза. Залежи Южного купола небольшие по площади, однако, содержат половину геологических запасов нефти месторождения. Характерные для Южного купола особенности строения следующие:

- в пределах Южного купола вскрыто 5 залежей нефти в пластах О4, Т1, Т21, Т22, Т3;

- площади нефтеносности залежей практически совпадают в плане и частично выходят за пределы ЛУ;

- все залежи пластово-сводового типа, кроме залежей пластов Т1 и Т3 (массивные);

- этаж нефтеносности составляет 350 м.

Продуктивность Северного купола подтверждена бурением и опробованием поисково-разведочных скв. №№ 3, 4, 9, 14, 87. Эксплуатационные скважины подтвердили нефтеносность вскрытого разреза. Залежи Северного купола, наибольшие по площади и толщинам. Здесь, не подтверждена продуктивность нижнезалегающего пласта Т3 – коллектора водонасыщенные. Характерные для Северного купола особенности строения следующие:

- в пределах Северного купола вскрыто 6 залежей нефти в пластах О4, Т1, Т21, Т22 (3 залежи);

- залежи нефти пластов О4, Т22 (р-н скв. № 000, р-н скв. № 62 и р-н скв. № 59) впервые представлены в ПЗ 2008 г;

- площади нефтеносности залежей частично совпадают в плане;

- все залежи пластово-сводового типа, кроме залежи пласта Т1 (массивная);

- этаж нефтеносности составляет 330 м;

- залежь пласта Т21 литологически ограничена с восточной и западной стороны, центральная залежь пласта Т22 литологически ограничена с восточной стороны.

Залежи нефти пласта О4

Окские отложения представлены в нижней части известняками, в верхней – переслаиванием  ангидритов и доломитов, участками доломит с включениями ангидрита и с выпотами нефти. Нефтенасыщенным в окском надгоризонте является пласт О4. Толщина пласта от 6 до 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 2 до 9 м. Пласт опробован пластоиспытателем в скв. №№ 13, 46, 50, 110 на Южном куполе, и в скв. №№ 3, 14, 48, 49, 56, 100 на Северном. Керн отобран из пяти скважинах (№№ 13, 46, 50, 105, 110).

Залежи нефти пласта О4 Северного и Южного куполов рассматриваются как самостоятельные, гидродинамически разобщенные малоамплитудным прогибом субширотного простирания. Запасы нефти подсчитаны отдельно по Северному и Южному куполам.

По результатам интерпретации ГИС разброс водонефтяного контакта незначительный. Непосредственный контакт нефть-вода на Северном куполе прослеживается на абсолютных отметках от -1983,1 м (скв. № 81) и до -1988,7 м (скв. № 53). Кровля верхнего водонасыщенного пласта отбивается на абсолютной отметке -1985,6 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1988 м. Размеры залежи на Северном куполе составляют 4,9х2,5 км, высота 18,2 м, средневзвешенная толщина пласта – 5,6 м.

На Южном куполе месторождения непосредственный контакт нефть-вода прослеживается в скв. № 82 на абсолютной отметке -1987,5 м. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -1988,0 м. Размеры залежи на Южном куполе 2,5х2,25 км, высота – 25,8 м.

Залежи нефти пласта Т1

Пласт Т1 выделяется в кровельной части турнейского яруса. Литологически представлен известняками органогенно-обломочными, органогенно-детритусовыми, пористыми, тонкокристаллическими, трещиноватыми. Покрышкой для залежи служит пачка глин бобриковского горизонта толщиной до 10 м. Залежь пласта Т1 контролируется двумя куполами – Северным и Южным, ограниченными уровнями ВНК -2245 и -2240 м. Залежи нефти пласта Т1 Северного и Южного куполов рассматриваются как самостоятельные, гидродинамически разобщенные малоамплитудным прогибом субширотного простирания. С определенной долей условности зоны максимальных эффективных и нефтенасыщенных толщин тяготеют к относительно приподнятым участкам, что, очевидно, обусловлено их приуроченностью к районам развития рифогенных построек. В пределах последних коллекторы выделяются по всему разрезу пласта, в остальных зонах залежи проницаемые разности тяготеют к верхней части пласта.

Относительно высоко гипсометрически расположенная кровля водонасыщенного коллектора фиксируется  в скв. № 69 (-2240,2 м). В скв. №№ 9, 14 и 56 отмечается непосредственный контакт нефть-вода на абсолютных отметках -2244,8 м, -2244,9 м и -2243,3 м. Высокий гипсометрический уровень пластовых вод вполне можно объяснить влиянием разработки – следствие интенсивного отбора нефти и процесса заводнения залежи. По данным интерпретации ГИС разброс значений ВНК незначительный. Для Северного купола принят начальный ВНК на абсолютной отметке -2245 м. Значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности приняты по данным ГИС – 0,10 и 0,92, соответственно. Размеры залежи нефти на Северном куполе 4,9х2,5 км, высота 30 м, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 2,6 до 25,6 м. Тип залежи массивный.

В пределах Южного купола по пласту Т1, при опробовании разведочных и эксплуатационных скважин, безводные притоки нефти получены с абсолютных отметок нижних дыр перфорации от -2237,2 м (скв. № 13) до -2239,1 м (скв. № 000). Размер залежи нефти составляет 3,0х2,25 км, высота – 26,9 м.

В скв. №№ 50, 64 и 66, по результатам интерпретации геофизического материала, фиксируется видимый контакт нефть-вода на абсолютных отметках -2240,1 м, -2239,9 м и -2237,5 м. В определенной мере принятому уровню ВНК -2240,0 м не противоречат водоносная разведочная скв. № 46 (кровля водоносного коллектора на абсолютной отметке -2240,5 м) и разведочная вертикальная скв. № 13, в которой кровля водоносного коллектора отбивается на абсолютной отметке -2241,7 м.

Залежи нефти пласта Т21

Продуктивный пласт Т21 залегает ниже пласта Т1 и отделен от него пачкой плотных карбонатов толщиной 15-20 м. Коллекторами являются пористые известняки. Пласт имеет от одного до трех пропластков-коллекторов.

В пределах месторождения ВНК по залежам пласта Т21 не подсечен ни одной скважиной, поэтому его выделение носит в достаточной степени условный характер.

Нефтенасыщение пласта по данным ГИС на Северном куполе прослеживается до абсолютной отметки -2275 м (скв. № 87). Условный уровень ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2270 м. Залежь нефти пласта Т21 турнейского яруса относится к типу пластово-сводовой, осложненной литологическими экранами. Ее размеры на Северном куполе 4,75х2,25 км, высота – 25 м. Малая стратиграфическая толщина пласта определяет незначительность площади водонефтяной зоны продуктивного объекта. Поэтому скважинами изучена только чисто нефтяная зона, в пределах которой эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,9 до 3,8 м. Следует отметить, что интервал пласта вскрыт не во всех скважинах, поэтому площади зон отсутствия коллектора могут измениться. В первую очередь, это касается района скв. №№ 53, 55, 56.

На Южном куполе водонефтяной контакт пробуренными скважинами не подсечен. ВНК принят по нижней отметке нефтенасыщенного пропластка в скв. № 13 на абсолютной отметке -2270 м. Размер залежи пласта Т21 на Южном куполе составляет 2,0х1,9 км, высота 20,3 м.

Залежи нефти пласта Т22

Пласт Т22 распространен по всей площади месторождения и имеет общую толщину до 15 м. Кровельным флюидоупором служит маломощная, но достаточно выдержанная по площади пачка плотных карбонатов, толщиной 1-2 м. В качестве коллектора, аналогично другим продуктивным объектам турнейского возраста, являются пористые известняки. По результатам интерпретации ГИС эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в пределах залежей изменяется от 1 до 8,7 м  на Северном куполе и от 3,7 до 14,9 м на Южном куполе. Пласт Т22 расчленен от одного до восьми пропластков. Анализ по материалам ГИС гипсометрического уровня нефтенасыщенности показал, что Северный и Южный купол однозначно характеризуются различными отметками ВНК.