Геологическая часть (стр. 2 )

Выполненные ранее структурные построения по основным маркирующим горизонтам разреза свидетельствуют о высокой выраженности отдельных поднятий и куполов в осадочном разрезе. Так по кровле турнейского яруса амплитуда поднятий по замкнутым изогипсам колеблется от 13 м по Никольскому до 23 м по Суравинскому.

В направлении на северо-запад глубина залегания отдельных поднятий снижается, подтверждая тенденцию общего вздымания пород палеозоя в этом направлении. Крутизна падения крыльев складки небольшая и обычно не превышает долей градуса, достигая І°30/ на крутых крыльях Суравинского поднятия. Очертания Спиридоновской группы поднятий еще более пологие, крутизна крыльев здесь не более 1°.

К поверхности происходит лишь некоторое выполаживание отдельных поднятий, а некоторые из них превращаются в полузамкнутые структуры типа «носов».

Фрагмент тектонической карты северной части Самарской области

Рис. 1.2

1.5 Нефтегазоводоносность

Промышленная нефтеносность в пределах месторождения установлена в 8 продуктивных пластах.

А-0, А-4, Б-2, ВІ, Дл	- на Никольском поднятиие
А-4, Б-2′, Б-2, ВІ, Дл, ДІ′	- на І куполе Восточно-Никольского поднятия
А-4, Б-2′, Б-2, ВІ, Дл	- на ІI куполе Восточно-Никольского поднятия
ДІ′, ДІ	- на Спиридоновском поднятии
Б-2′	- на Западно-Спиридоновском поднятие
ВІ	- на Южном куполе Западно-Спиридоновского поднятия
А-4, А-5, ВІ, Дл, ДІ′	- на Ново-Петропавловском поднятии
А-4, Б-2, ВІ, Дл	- на Суравинском поднятии

1.6 Геологическое строение продуктивных пластов месторождения

Пласт А-0 каширского горизонта приурочен к Никольскому поднятию, средняя глубина залегания 1447 м, представлен известняками. Выделяется 1 - 4 проницаемых пропластка толщиной 0,8 – 1,8 м. Суммарная эффективная толщина пласта изменяется от 3 до 7 м. Покрышкой пласта являются плотные и глинистые карбонаты толщиной 5 - 10 м. ВНК залежи принято на абс. отм. минус 1312,2 м. В границах залежи пласт неоднородный: коэффициент доли коллектора пласта составляет – 0,60, расчленённость – 1,7. Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи 2,5 х 0,75 км, установленная высота – 10 м.

Пласт А-4 выделяется в кровельной части башкирского яруса и представлен известняками. Промышленно нефтеносен пласт А-4 на Никольском, на І и II куполах Восточно-Никольского и на Ново-Петропавловском поднятиях, а также на Суравинском поднятии. Средняя глубина залегания продуктивного пласта – 1550м. Толщина проницаемых прослоев изменяется в пределах от 0,4 до 7,2 м, разделяющих их плотных разностей от 0,4 до 2,8 м.

В пределах Никольского поднятия ВНК залежи нефти пласта А-4 принят на абс. отм. минус 1409м Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2м до 3,2м. Залежь имеет массивную форму строения, размеры ее 2,3Ч0,7км, высота залежи – 4,4м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,44, расчлененности – 6,8.

Восточно-Никольское поднятие - Й купол. ВНК принят на абс. отм. минус 1446,8м Нефтенасыщенная толщина по залежи пласта А-4 изменяется от 1,1м до 2,1м. Залежь пластовая сводовая размером 1,1Ч2,1км. Высота залежи 17,1 м. Коэффициенты эффективности (песчанистости) и расчлененности равны соответственно 1,0 и 1,1.

Восточно-Никольское поднятие - ЙI купол. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 2,3 м до 3,4 м. В границах залежи пласт однороден: коэффициенты эффективности (песчанистости) и расчленённости равны 1. Залежь меридионального простирания, размером 0,7Ч1,4 км и высотой 5,1 м.

В пределах Ново-Петропавловского поднятия залежь нефти пласта А-4 развита в объеме двух проницаемых пачек, количество проницаемых прослоев в которых достигает 7. ВНК принят на абс. отм. минус 1437,6 м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 7,2м до 12,1 м. Залежь массивного типа размером 1,6Ч0,8км. Высота залежи 17,6м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,60, расчлененности – 6,0.

Суравинское поднятие. ВНК принято на абс. отм. минус 1461,4 м. В границах залежи пласт однороден: коэффициент эффективности составляет 0,96; расчленённости – 1,25.  Залежь массивного типа, размеры залежи в плане 0,66 х 0,83 км, установленная высота – 4,4 м. Величина нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяется от 1,2 до 3,0 м.

Продуктивный пласт А-5 залегает в кровле серпуховского яруса на средней глубине 1600м. Представлен пласт известняками и состоит из 1-2 проницаемых прослоев толщиной от 1,3 до 4,9м. ВНК принят на абс. отм. минус 1487м, соответствующей подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.61. Залежь относится к пластово-сводовому типу размером 0,6Ч0,6км, высотой 5,0м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,83, расчлененности – 1,3.

Пласт Б-2′ выделяется в кровельной части бобриковского горизонта и залегает на средней глубине 2134м. Сложен песчаниками.

В пределах І купола Восточно-Никольского поднятия ВНК принят на абс. отм. минус 2015,7м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1,2м до 3,4м. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная размером 1,1Ч1,5км, высотой 8,3м. Коэффициенты эффективности (песчанистости) и расчлененности равны по 1.

В пределах ІI купола Восточно-Никольского толщина пласта, состоящего в основном из 1-2 проницаемых прослоев, изменяется от 1,3 до 3,7 м. ВНК принят на абс. отм. минус 2049,3м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1,3м до 2,4 м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 2,0Ч1,9км, высота залежи 19,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,88, расчлененности – 1.

В пределах Западно-Спиридоновского поднятия толщина пласта, состоящего из 1-3 проницаемых прослоев, изменяется от 0,6 до 1,6м. ВНК принят на абс. отм. минус 2034,2м, нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1,4м до 3,5м. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная – размером 1,8Ч1,4 км. Высота залежи 6,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,65, а расчлененности – 2,0.

Пласт Б-2 бобриковского горизонта залегает на средней глубине 2135-2166м. Сложен песчаниками.

Никольское поднятие. ВНК залежи принят на абс. отм. минус 1998,6м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8м до 7,6м. Залежь неполнопластовая размером 1,4Ч1,6км с обширной водонефтяной зоной. Высота залежи 9,8м. Коэффициент песчанистости равен 0,68, а расчлененности – 3,4.

Восточно-Никольское поднятие – I купол. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,2 м до16,2 м. Залежь пластовая сводовая, размером 1,7Ч2,2км. Высота залежи 22,1 м. Коэффициент песчанистости равен 0,69, а расчлененности – 2,4.

Восточно-Никольское поднятие - ІI купол. ВНК принят на абс. отм. минус 2042м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1,4м до 6,7 м. Залежь неполнопластового типа, по всему контуру подстилается водой. Размер залежи 0,6Ч1,2км, высота – 6,7м. Коэффициент песчанистости равен 0,87, расчлененности – 2,5. Залежь находится в консервации.

Суравинское поднятие. ВНК по залежи принимается на абс. отм. минус 2026м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 2,6м до 8,9м. Залежь неполнопластового типа размером 0,6Ч0,6км. Высота залежи 13,1м. Коэффициент песчанистости равен 0,92, а расчлененности – 2,8.

Пласт В-1 турнейского яруса представлен карбонатным типом коллектора и залегает на глубине от 2142-2195м. Промышленно нефтеносен пласт ВІ на Никольском, на І и ІІ куполах Восточно-Никольского поднятия, на Суравинском, на Ново-Петропавловском поднятиях и Южном куполе Западно-Спиридоновского поднятия.

Никольское поднятие. ВНК принят на абс. отм. минус 2036м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2м до 8,7м. Залежь массивного типа размером 1,2Ч2,8км. Высота залежи 14,4м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,51, расчлененности – 7,6.

Залежь нефти на І куполе. ВНК принят на абс. отм. минус 2048,4м. Залежь массивного типа размером 1,3Ч1,5км. Высота залежи 11,3м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,60, расчлененности – 10,3.

Восточно-Никольское поднятие – ІІ купол. Нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 5,8 м до 8,7 м. ВНК принят на абс. отм. минус 2078м. Залежь массивного типа. Размеры залежи 1,0Ч1,5км, высота залежи 12,7 м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,63, расчлененности – 7,2.

Залежь нефти пласта В-1 на Суравинском поднятии выявлена по данным ГИС. ВНК принят на абс. отм. минус 2064,8м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,4м до 10,4м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 0,7Ч1,2км. Высота залежи 15 м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,70, расчлененности – 6,9.

Залежь нефти пласта В-1 на Ново-Петропавловском поднятии выявлена по данным ГИС и опробования. ВНК принят на абс. отм. минус 2030,7м. Нефтенасыщенная толщина составляет 3,5м. Залежь массивного типа. Размер залежи 0,7Ч1,5км, высота – 3,5м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,68, расчлененности – 6,0.

Залежь нефти пласта В-1 Западно-Спиридоновского поднятия южного купола выявлена по данным ГИС и опробования. ВНК принят на абс. отм. минус 2112,5 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 1,9 м. Залежь массивного типа. Размер залежи 1,5Ч1,1км, высота – 1,9 м. Коэффициенты эффективности (песчанистости) и расчлененности равны соответственно 0,52 и 3,0.

Пласт Дл залегает в кровельной части заволжского надгоризонта и представлен известняками. Залежи нефти пласта Дл выявлены по данным ГИС и опробования на Никольском поднятии, І, ІІ куполах Восточно-Никольского поднятия, Суравинском и Ново-Петропавловском поднятиях. Средняя глубина залегания продуктивного пласта – 2210-2260 м.

Никольское поднятие. ВНК принят на абс. отм. минус 2098,8м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2м до 6,9м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 1,1Ч2,3км, высота – 12,4м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,72, расчлененности – 2,0.