Геологическая часть (стр. 2 )

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении Ильменёвская площадь расположена в западной части Бузулукской впадины, которая является крупной отрицательной структурой первого порядка.

Бузулукская впадина выделяется как область относительно пониженного залегания современной поверхности кристаллического фундамента и маркирующих горизонтов палеозоя.

В морфологическом отношении Бузулукская впадина представляет собой широкое заливообразное углубление, вдающееся в юго – восточный склон Русской платформы со стороны Прикаспийской синеклизы. В рельефе дневной поверхности Бузулукская впадина не имеет прямого отображения и поэтому может рассматриваться как погребённая структура.

Ильменёвская структура приурочена к северо–западной части Кулешовской структурной зоны, которая территориально соответствует границам одноимённого Кулешовского блока кристаллического фундамента.

Кулешовская зона характеризуется общим региональным наклоном палеозойских отложений в юго – восточном направлении и имеет сложное геологическое строение.

В пределах зоны выделяется линейная структура второго порядка, известная как Кулешовский вал, к средней части которого, со смещением в северном направлении и приурочена Ильменёвская брахиантиклиналь.

1.5 Нефтегазоводоносность

На Ильменёвском месторождении нефтеносными являются продуктивные пласты:

А0 каширского горизонта, А2 верейского горизонта, А4 башкирского яруса, Б0 тульского горизонта, Б2 бобриковского горизонта, В1 турнейского яруса, Дк тиманского горизонта, ДI пашийского горизонта.

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов и залежей нефти.

Ильменёвское поднятие

Пласт А0

Ранее, в разрезе каширского горизонта выделялись два пласта: водонасыщенный пласт А01, приуроченный к средней части и нефтенасыщенный пласт А02, приуроченный к подошве горизонта. В данной работе, в результате детальной корреляции горизонта, пласт А01 – водонасыщенный по всей площади, индексируется как пласт А0/, а второй, нефтенасыщенный, индексируется как пласт А0.

Пласт А0 сложен проницаемыми прослоями известняков, переслаивающимися с плотными непроницаемыми карбонатами, и залегает на средней глубине 1536 м. Толщина продуктивных прослоев изменяется от 0,8 м (скв. 38) до 10 м (скв. 39), толщина разделяющих прослоев изменяется от 0,4 м до 2 м. Значения эффективной толщины по скважинам изменяются от 4,8 м(скв. 34) до 10 м (скв. 39). Перекрывается пласт А0 заглинизированными карбонатами толщиной до 50 м.

Залежь нефти вскрыта 14-ю скважинами. Пласт нефтенасыщен на двух участках структуры – основная залежь (район скв. 2) и небольшая залежь в районе скв. 5.

Промышленная нефтеносность основной залежи была доказана опробованием пласта в скв. 2бис в 2000 году, где из интервала перфорации 1541 – 1545 м (абс. отм. минус 1494,1 – 1498,1 м) был получен приток нефти и залежь пущена в эксплуатацию.

В предыдущем подсчёте запасов граница залежи была принята на абс. отм. минус 1500 м. В данной работе по результатам ГИС подошва нефтенасыщения в скважинах 27, 34 и 38 фиксируется на абсолютных отметках минус 1502,4 м, - 1502,8 м и - 1500,2м; в скважине 21 ВНК находится в интервале абс. отм. от минус 1501,3 м до 1502,1 м, а в скважине 33 непосредственный контакт нефть-вода по данным ГИС отбивается на абс. отм. минус 1501,7 м. Наиболее высокие отметки водонасыщенных карбонатов вскрыты в скважинах 24 и 31 на абс. отм. минус 1501,9 и минус 1501,1 м.

20.11.2008 года в скважине №38 была проведена перфорация пласта в интервале абсолютных отметок минус1491,4-1501,4 м и был получен приток нефти. Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 45т/сут и обводнённостью 13%.

Таким образом, граница залежи в данной работе принята на абсолютной отметке минус 1502 м по данным ГИС в скв. 21, 24, 27, 31, 33, 34 и с учётом НДП в скв. 38. Значение нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяется от 1,5 м (скв. 24) до 10 м (скв. 39).

Залежь пластового типа, размеры её 1,3 Ч 0,6 км, высота 14,9 м. Коэффициент доли коллектора равен 0,78, расчленённость – 3,1.

Пласт А0 в районе скв. 5 залегает на средней глубине 1564 м. При испытании (ИПГ) в этой скважине из интервала пласта (абс. отм. минус 1502,7 – 1524,7 м) получен приток нефти с газом и водой 2,7 м3 за 34 мин.

Граница залежи принята по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1523,7 м, по подошве нефтенасыщения в скв. 5. Залежь неполнопластового типа, размеры её составляют 0,9 Ч 0,5 км, высота 4,9 м. Коэффициент доли коллектора равен 0,82, расчленённость – 3.

Пласт А2

Пласт А2 залегает в средней части верейского горизонта. В предыдущем подсчёте пласт разделялся на две изолированные пачки: верхнюю А21 и нижнюю А22. В данной работе, в скважинах 2бис и 41 обе пачки сливаются и согласно детальной корреляции выделен единый пласт А2.

Пласт А2 сложен песчаниками и залегает на средней глубине 1572 м. Толщина продуктивных прослоев изменяется от 0,5 м ( скв. 2) до 8,1 м (скв. 23), толщина разделяющих прослоев изменяется от 0,4 м до 3,1 м. Значения эффективной и нефтенасыщенной толщин по скважинам изменяются от 2,8 м (скв. 21) до 11,2 м (скв. 40). Покрышкой залежи служат глины верейского горизонта толщиной до 12 м.

Залежь нефти вскрыта 14-ю скважинами. Пласт нефтенасыщен только на Ильменёвском поднятии в районе скв. 2 (основная залежь).

Промышленная нефтеносность залежи была доказана перфорацией пласта в скв. 10 в 1985 году, где из интервала перфорации 1590-1596 м (абс. отм. минус 1529,3-1535,3 м) был получен приток нефти дебитом 21 м3/сут..

Подошва нефтенасыщения в скважинах 21, 24, 27 находится на абсолютных отметках минус 1542,7 м,-1541,5 м, -1542,4. ВНК по данным ГИС в скв. 2 отбивается на абсолютной отметке минус 1540,6 м, а в скв. 33 на отметке минус 1541,2 м. Наиболее высокие отметки водонасыщенных песчаников вскрыты в скважинах 2бис и 37 на абсолютных отметках минус 1541,8 м и минус 1542,7 м. Граница залежи, как и ранее, принята осреднённо по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1542 м.

Залежь неполнопластового типа, размеры её 1,3 Ч 0,55 км, высота 15 м. Коэффициент песчанистости - 0,82; расчленённость – 2,1.

Пласт А4

Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части башкирского яруса, на средней глубине 1634 м и представлен чередованием проницаемых и плотных карбонатных пород.

Толщина продуктивных прослоев изменяется от 0,4 м ( скв. 2, 33) до 7,6 м (скв. 38), толщина разделяющих прослоев изменяется от 0,4 м до 7,4 м. Значения эффективной и нефтенасыщенной толщин по скважинам изменяются от 0,7 м (скв. 4) до 19,2 м (скв. 39). Покрышкой залежи служит глинистая пачка (10-15 м) вышележащего верейского горизонта.

Залежь нефти вскрыта 19-ю скважинами. Пласт нефтенасыщен на двух участках структуры – основная залежь (район скв. 2) и небольшая залежь в районе скв. 5.

Промышленная нефтеносность основной залежи была доказана перфорацией пласта в скв. 2 в 1978 г, где из интервалов перфорации 1636-1644 м ( абс. отм. минус 1587,4-1595,4 м) и 1647-1652 м ( абс. отм. минус 1598,4-1603,4 м) были получены притоки нефти дебитом 144м3/сут и 24м3/сут, соответственно.

Подошва нефтенасыщенных карбонатов в скважинах 4 и 21 вскрыта на абсолютной отметке минус 1613,1 м, в скв. 38 – минус 1612,8 м. Кровля водонасыщеных пород на самой высокой абсолютной отметке минус 1613 м вскрыта в скважинах 10, 22, 23, 26 и 40. Граница залежи пласта А4 в районе скв. 2, как и ранее, принята по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1613 м.

Залежь массивная, размер её составляет 2,5 х 1 км, высота 30,2 м.

В границах залежи пласт неоднороден: коэффициент доли коллектора составляет 0,66, расчленённость пласта – 4,9.

Продуктивный пласт А4 в районе скв. 5 залегает на средней глубине 1658 м. Значения эффективной толщины по скважинам изменяются от 4,3 м (скв. 8) до 6,1 м (скв. 5). Граница залежи принята по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв. 5 на абсолютной отметке минус 1626,5 м. Кроме того, в скв. 5 в 1981 г. была произведена перфорация пласта в интервале абс. отм. минус 1614,7-1625,7 м и получен фонтанный приток нефти дебитом 48 м3/сут.

Залежь массивная, её размеры составляют 1,2 х 0,9 км, высота 13,8 м.

Коэффициент доли коллектора равен 0,60, расчленённость – 3,5.

Пласт Б0

Продуктивный пласт Б0 приурочен к верхней части тульского горизонта, залегает на средней глубине 2179 м и сложен проницаемыми прослоями песчаника, чередующимися с глинистыми разностями.

Пласт представлен одним продуктивным прослоем, толщина которого изменяется от 1,2 м (скв. 28) до 4,9 м (скв. 3). Эффективная и нефтенасыщенная толщины изменяются от 1,2 м (скв. 28) до 4,9 м (скв. 3). Покрышкой пласта служат плотные глины и мергели толщиной до 12 м.

Залежь нефти вскрыта 14-ю скважинами. Промышленная нефтеносность залежи была доказана в 1985 году опробованием пласта в скв. 7, где из интервала перфорации 2187 – 2193 м (абс. отм. минус 2139,5-2145,5 м) был получен приток нефти.

Ранее граница залежи была принята по данным ГИС по самой низкой подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 4 и 7 на абс. отм. минус 2144,7 м.

В данной работе в результате переинтерпретации данных ГИС самая низкая подошва нефтенасыщения в скв. 7 выделяется на абс. отм. минус 2145,5 м.

На основании изложенного, граница залежи принимается по самой низкой отметке подошвы нефтенасыщенного пласта и НДП в скв. 7 на абсолютной отметке минус 2145,5 м.

Залежь пластового типа. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,4 х 2,5 км, высота 17,1 м. Коэффициент песчанистости и расчленённость равны по 1.

Пласт Б2

Нефтенасыщенный пласт Б2 залегает на средней глубине 2230 м. В кровельной части бобриковского горизонта в 4 – х скважинах (2бис, 4, 7 и 22) выделяется нефтенасыщенный пласт Б2/, который ранее рассматривался как самостоятельный объект (в добывающей скв. 22 нефтенасыщенные интервалы пластов Б2/ и Б2 перфорированы совместно). В данной работе нефтенасыщенные пласты Б2/ и Б2 объединены в единый объект.

Пласт Б2 представлен проницаемыми пропластками песчаника, переслаивающимися с глинистыми разностями. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,7 м (скв. 2бис) до 16,8 м (скв. 20), толщина разделяющих прослоев изменяется от 0,7 м до 3 м. Значения эффективной и нефтенасыщенной толщин пласта по скважинам изменяются от 6 м (скв. 4, 7) до 16,8 м (скв. 20). Перекрывается и подстилается пласт Б2 плотными разностями, представленными алевролитами и глинами толщиной до 15 м.