Геологическая часть (стр. 2 )

Уржумский ярус подразделяется на большекинельскую + аманакскую свиты. Представлены свиты чередованием глин, алевролитов и песчаников, с пропластками карбонатов. Общая толщина яруса 45-97 м.

Татарский отдел пермской системы представлен отложениями малокинельской и кутулукской свит. Общая толщина отдела 0-183 м.

Малокинельская свита делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя пачка начинается толщей глин с прослоями мергелей и известняков. Выше залегают преимущественно мергели с прослоями глин и известняков. Средняя пачка сложена преимущественно глинами и алевролитами. В разрезе прослеживаются слои 1-2 м песчаников, мергелей и известняков. Верхняя пачка, в основном, представлена глинами, алевролитами и песчаниками. Толщина малокинельской свиты составляет 0-132 м.

Отложения кутулукской свиты на большей части площади подверглись значительному доплиоценовому размыву. Литологически свита представлена алевролитами, глинами и песчаниками. Толщина свиты составляет 0-51 м.

Триасовая и юрская системы

Юрские и триасовые отложения сохранились в юго-восточной части исследуемой площади. Расчленить их не представляется возможным. Представлен песками, с прослоями конгломератов из глинистой гальки и глины. Общая толщина триасовой+юрской системы составляет 0-66 м.

Неогеновая система

Большая северо-западная часть исследуемой площади покрыта плиоценовыми отложениями, залегающими на размытой поверхности перми. Плиоцен представлен глинами и песками с редкими прослоями рыхлых песчаников. Общая толщина плиоцена составляет 0-166 м.

Четвертичная система

Отложения системы подразделяются на древние и современные.

Древние сыртовые отложения представлены в нижней части разреза глинами. В верхней части суглинки. Древние отложения слагают террасы рек Съезжая, Ветлянка. Толщина их 10-12 м.

Современные образования развиты на водораздельных плато, на склонах речных долин и оврагов, представлены суглинками толщиной 1,5-2,0 м.

Общая толщина четвертичных отложений 9-42 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении рассматриваемое месторождение приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья – Кулешовской тектонической зоне, прослеживаемой в северо-западной части Бузулукской впадины вблизи ее сочленения с Жигулевско-Пугачевским сводом.

К одному из этих ответвлений приурочен Кулешовский вал, протягивающийся с запада на восток на расстояние около 60 км и осложненный на западе целой серией таких локальных структур, как Рассветская, Горбатовская, Тверская, Парфеновская, Бариновско-Лебяжинская и Утевская.

Тектоническое строение Кулешовского месторождения изучено по данным бурения структурных  и глубоких поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Наиболее детально оно изучено по отложениям перми, верхнего и среднего карбона. Сравнительно детально оно изучено по отложениям нижнего карбона и более слабо по отложениям терригенного девона и поверхности кристаллического фундамента.

Размеры Центрального (собственно Кулешовского) купола по замкнутой изогипсе – 3320 м равны 10х4 км, амплитуда – 100 м. Размеры Благодаровского поднятия 3,8х1,5 км, амплитуда около 10 м. В пределах юго-восточного склона Кулешовской складки к востоку от Благодаровского купола прослеживается  ее продолжение,  осложненное небольшими Корнеевскими поднятиями. Размеры первого куполка (район скв.213) по замкнутой изогипсе – 3390 м равны 1,5х0,8 км, а второго (район скв. 210) по замкнутой изогипсе – 3500 м 1,5х1,0 км.  Амплитуда, соответственно, 8 м и 11 м.

Фрагмент тектонической карты палеозойских отложений

Рис. 1.2

1.5 Геологическое строение продуктивного пласта С3

Пласт С3-I гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1010 м. и содержит нефтяные залежи, приуроченные к Западному и Центральному куполам Кулешовского поднятия.

Пласт С3-II/ гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1070 м и отделен от пласта С3-I второй пачкой ангидрита толщиной от 23 до 53 м. По площади распространён неповсеместно, на Центральном куполе Кулешовского поднятия коллектор замещается плотными породами на западной и восточной периклиналях структуры и полностью отсутствует на Западном куполе.

Пласт С3-II гжельского яруса залегает в среднем на глубине 1080 м и содержит две залежи нефти, приуроченные к Центральному куполу Кулешовского поднятия, одна в районе скв. 78, а другая – в районе скв. 108.

Западный купол, пласт С3-I

Залежь нефти пласта С3-I на Западном куполе Кулешовского поднятия имеет размеры 2,15 х 0,8 км, высота залежи – 22 м. Залежь неполнопластовая. Пласт С3-I сильно расчленён, количество проницаемых прослоев в пределах нефтенасыщенной части пласта меняется от 1 до 6. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4 до 11,9 м, а разделяющих плотных пропластков 0,4 – 11.2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,2 м до 17 м. Расчлененность равна 2,25, а коэффициент доли коллектора – 0,8. ВНК принят в интервале абс. отметок минус 924.3 – 929.8 м.

Центральный купол, пласт С3-I

На Центральном куполе Кулешовского поднятия пласт С3-I имеет две залежи нефти: первая в районе скв. 78, вторая залежь - в районе скв. 108.

Залежь нефти пласта С3-I в районе скв. 78 имеет размеры 3,2 х 1,4 км, высота залежи – 45 м. Залежь неполнопластовая. Пласт сильно расчленён, количество проницаемых прослоев в пределах нефтенасыщенной части пласта меняется от 1 до 5. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 1 до 10,6 м, а разделяющих плотных пропластков 0,7 – 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2 м до 21,6 м. Расчлененность равна 2,5, а коэффициент доли коллектора – 0,80. ВНК принят на абс. отметке минус 926,5 м.

В районе скв. 108 залежь нефти имеет размеры 2 х 1,4 км, высота залежи – 23 м. Залежь пластового типа, с обширной водонефтяной зоной, которая составляет 79% от общего объема залежи. Количество проницаемых прослоев в продуктивной части пласта меняется от 2 до 9. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,3 до 10,5 м, а разделяющих плотных пропластков 0,3 – 7,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,4 м до 16,7 м. Расчлененность равна 4,5, а коэффициент доли коллектора – 0,73. ВНК принят в интервале абс. отметок минус 925.5 – 928.8 м.

Центральный купол, пласт С3-II/

Залежь нефти имеет размеры 3,6 х 1,5 км, высота залежи – 30 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, с обширной водонефтяной зоной, которая составляет 91% от общего объема залежи. Количество проницаемых прослоев в пределах продуктивной части пласта меняется от 1 до 3. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,6 до 2,9 м, а разделяющих плотных пропластков 0,5 – 2,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,6 м до 4,4 м. Расчлененность равна 1,37, а коэффициент доли коллектора – 0,9. ВНК принято единым с пластом С3-II на абсолютной отметке минус 997 м.

Центральный купол, пласт С3-II

Залежь нефти в районе скв. 78 на имеет размеры 1,3 х 0,7 км, высота залежи – 13 м. Залежь неполнопластовая. Количество проницаемых прослоев в пределах нефтенасыщенной части пласта меняется от 1 до 2. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 1,5 до 9,2 м, а толщина разделяющих плотных пропластков составляет 1,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 3,9 до 9,2 м. Расчлененность равна 1,33, а коэффициент доли коллектора – 0,92. ВНК принят на абсолютной отметке минус 997 м.

В районе скв. 108 залежь нефти пласта С3-II имеет размеры 2,2 х 1,4 км, высота залежи – 20 м. Залежь неполнопластового типа. Количество проницаемых прослоев в пределах нефтенасыщенной части пласта меняется от 1 до 4. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,7 до 9,6 м, а разделяющих плотных пропластков 0,5 – 5,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1 до 15,2 м. Расчлененность равна 2,16, а коэффициент доли коллектора – 0,8. ВНК принят на абс. отметке минус 997 м.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности пластов С3-I, С3-II', С3-II

Параметр	Показатели	C3-I Запад. купол	C3-I Центр. купол р-н 78	C3-I Центр. купол р-н 108	C3-II' Центр. купол	C3-II Центр. купол р-н 78	C3-II Центр. купол р-н 108
Общая толщина, м	Среднее значение	9,4	19	19,99	2,04	6,57	7,73
Коэффициент вариации, доли ед.	0,62	0,59	0,15	0,67	0,28	0,66
Интервал измерения	от	1,4	2	11,7	0,6	5,1	1
до	19,7	35,9	24,8	6	9,2	18,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	6,9	10,5	7,93	1,67	6,17	5,74
Коэффициент вариации, доли ед.	0,59	0,44	0,49	0,53	0,36	0,69
Интервал измерения	от	1,2	2	1,4	0,6	3,9	1
до	17	21,6	16,7	4,4	9,2	15,2
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	0,00	0	8,1
Коэффициент вариации, доли ед.	0,00	0	0,44
Интервал измерения	от	0,00	0	3,9
до	0,00	0	20,2
Коэффициент песчанистости (доли коллектора), доли ед.	Среднее значение	0,80	0,68	0,73	0,9	0,92	0,8
Коэффициент вариации, доли ед.	0,25	0,37	0,18	0,18	0,12	0,23
Интервал измерения	от	0,40	0,21	0,32	0,39	0,76	0,33
до	1,00	1	0,9	1	1	1
Расчлененность, доли ед.	Среднее значение	2,26	3,92	4,5	1,37	1,33	2,16
Коэффициент вариации, доли ед.	0,57	0,75	0,35	0,45	0,35	0,45
Интервал измерения	от	1,00	1	2	1	1	1
до	6,00	11	9	3	2	4
Количество скважин, используемых для определения	32	13	26	27	3	25

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегазированной нефти представлены в таблицах 1.2 и 1.3.