Геологическая часть (стр. 2 )

Биармский отдел представлен казанским и уржумским ярусами.

В составе казанского яруса выделяются нижне - и верхнеказанский подъярусы. Нижнеказанский подъярус представлен отложениями калиновской свиты.

Казанский ярус

Нижний подъярус

Калиновская свита сложена, в основном, известняками и доломитами. Толщина свиты 60 – 123 м.

Верхний подъярус

Состоит из гидрохимической, сосновской и сокской свит.

Гидрохимическая свита сложена преимущественно ангидритами. Толщина свиты 12 – 31 м.

Сосновская свита представлена доломитами, переслаивающимися с мергелями и песчаниками. Выше по разрезу встречаются прослои глин и линзы гипса и ангидрита. В кровле залегает прослой гипсо-доломита. Толщина свиты 44 – 79 м.

Сокская свита (переходная толща) сложена преимущественно песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями и доломитами, с прослойками ангидрита, гипса. Толщина свиты 60 – 81 м

Уржумский ярус

Большекинельская свита характеризуется преимущественным развитием глин и в меньшей степени - песчаников. Реже встречаются прослои мергелей, алевролитов, известняков и доломитов, а также линзы, прослои и желваки гипсов. Толщина свиты 47 – 63 м.

Аманакская свита представлена глинами. Встречаются прослои известняков и мергелей. Толщина свиты 35 – 59 м.

Северодвинский ярус

Малокинельская свита

Отложения имеют повсеместное распространение, залегают под отложениями кутулукской свиты и частично под отложениями плиоцена, где они частично размыты в доплиоценовое время. Малокинельская свита представлена глинами, песчаниками, встречаются прослои известняков, доломитов и мергелей, песчаников. Свита делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя пачка характеризуется повышенным содержанием карбонатных прослоев в толще глин, преимущественно известняков и мергелей, значительно реже – доломитов. Мощность пачки 31-39 м

Средняя пачка представлена глинами, в которых встречаются прослои песчаников, алевролитов, известняков, мергелей. Мощность пачки 41-55 м.

Верхняя пачка представлена в нижней части песчаниками и мергелями. В верхней части - глинами с прослоями песчаников, мергелей, известняков и алевролитов. Мощность пачки 60-68 м. Толщина свиты от 132 до 158 м.

Вятский ярус

Кутулукская свита на Коханском и Восточно-Коханскому куполе приурочены к южной части структуры, где выходят на поверхность; на севере, где проходит долина донеогеновой реки, отложения подверглись доплиоценовому размыву и отсутствуют в разрезе. Литологически свита представлена глинами. Толщина свиты от 0 до 116 м

КАЙНОЗОЙ. НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА. ПЛИОЦЕН

На размытую поверхность пермских отложений налегают плиоценовые отложения. Осадки неогена выполняют пониженные участки древнего рельефа. Представлены чередованием глин с прослоями песков и слабо сцементированных песчаников. Тощина отложений на Михайловской площади колеблется от 12 до 77 м, на Коханской от 20 до 180 м

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА

Отдел - эоплейстоцен+голоцен

Имеет широкое развитие на рассматриваемой площади. Представлены древнеаллювиальными (эоплейстоцен) и современными (голоцен) постплиоценовыми образованиями. Древнеаллювиальные отложения долины реки Кутулук слагаются суглинками и супесями с прослоями песков и глин. Мощность их 16-22 м

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах северной части тектонического элемента I порядка - Бузулукской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу (рис. 1.2). С севера к нему примыкает Северо-Коханский девонский грабенообразный прогиб, обособляющий Мухановский вал, осложнённый Мухановским, Восточно-Чёрновским, Ново-Ключевским, Уваровским поднятиями с одноимёнными крупными месторождениями нефти и газа. Коханский вал в западной своей части имеет широтное простирание, а в восточной – юго-восточное. Поворот оси вала происходит в районе Подгорненского поднятия, где к нему с юга примыкает Неклюдовский тектонический вал и параллельно ему Тигоровский тектонический вал. Ось вала погружается с запада на восток. Михайловско-Коханское поднятие осложняет западную часть Коханского вала и представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания. Восточнее этот вал осложняет Подгорненское поднятие с одноимённым месторождением

Юго-западнее через Копыловско-Дмитриевский грабенообразный прогиб расположен Дмитриевский тектонический вал, с приуроченным к нему одноимённым поднятием и крупным Дмитриевским месторождением, к югу расположено Южно-Неприковское месторождение.

По кровле тиманского горизонта (кровля терригенного девона) структура Михайловско-Коханского месторождения представляет собой вытянутую в широтном направлении асимметричную антиклиналь длиной 21. Ширина структуры в западной части 2.8 км, в центральной части структуры 1,5 км, а в восточной части 2 км. Однако Михайловский и Марьевский (р-н скв.368) купола объединяются в одно поднятие с двумя вершинами. Купол в р-не скв.336 и 337 отсутствует. Структурные планы продуктивных пластов, приуроченных к отложениям девона, соответствуют структурным планам маркирующих горизонтов, отличаясь лишь в деталях.

Размеры месторождения 19,3х2,9 км, амплитуда около 100 м.

Выкипировка из обзорной карты тектонического и нефтегеологического районирования Самарской области

Рис. 1.2

1.5 Геологическое строение продуктивного пласта

Пласт Д-II Михайловского+Марьевского+Коханского+Восточно-Коханского куполов

Пласт Д-II залегает на средней глубине 2923 м и вытянут в широтном направлении. В контуре нефтеносности пробурено 66 скважин, вскрывших нефтенасыщенные толщины пласта.

Общая толщина пласта в среднем составляет 18,9 м. В разрезе нефтеносной части пласта количество проницаемых пропластков, как правило, составляет 2-3, реже -1 или 4, доходя в отдельных скважинах до 8. Толщина проницаемых пропластков от 0,4 м до 17,1 м. В единичных скважинах пропластки сливаются в монолитный пласт. Мощность разделяющих проницаемые пропластки плотных пород составляет 0,3 – 18,5 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2,0 м (скв.23) до 18,7 м (скв.355) и составляет в среднем 9,9 м. Коэффициент песчанистости – 0,62, расчленённость – 3,2.

ВНК принят по комплексу геофизических и промысловых данных в интервале абс. отметок минус 2802 -2805 м.

Нефтяная залежь пластового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 19,2Ч0,9-2,4 км, высота – 60,7 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта Д-II Михайловско-Коханского месторождения приведена в таблице 1.1.

1.6 Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивных пластов

Пласт Д-II состоит из прослоев песчаников светло-серых и бурых, кварцевых, мелкозернистых, хорошо отсортированных, пористых, средней крепости, разделенных пачкой алевролитов серых, кварцевых, мелкозернистых, песчанистых.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Михайловско-Коханского месторождения

Параметр	Показатели	Мих.+Мар.+Кох.+ Вост-Кох. купола
Д-II
1	2	3
Общая толщина, м	Среднее значение	18.9
Коэффициент вариации, доли ед.	0.38
Интервал изменения	от	6.6
до	34.8
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	9.9
Коэффициент вариации, доли ед.	0.38
Интервал изменения	от	2.0
до	18.7
Эффективная газонасыщенная толщина, м	Среднее значение	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-
Интервал изменения	от	-
до	-
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	4.8
Коэффициент вариации, доли ед.	0.69
Интервал изменения	от	1.6
до	14.0
Коэффициент доли коллектора, доли ед.	Среднее значение	0.62
Коэффициент вариации, доли ед.	0.29
Интервал изменения	от	0.23
до	1.0
Расчлененность, ед.	Среднее значение	3.2
Коэффициент вариации, доли ед.	0.45
Интервал изменения	от	1.0
до	8.0
Количество скважин, используемых для определения	41

По минералогическому составу песчаники пласта кварцевые, с редкими зернами циркона, турмалина и чешуйками слюды мусковита. Наблюдаются углефицированные растительные остатки.

По результатам гранулометрического анализа песчаников преобладающей фракцией является мелкозернистая, примесь крупно - и среднезернистой фракций в среднем равна 8,7%, алевритовая фракция составляет 17,7%, пелитовая – 4,2%.

Поры между зернами полые или заполнены пленочным и пленочно-поровым цементом

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

1.7.1 Свойства и состав нефти и газа

Характеристика нефти и газа пласта Д-II составлена по результатам исследования 11 глубинных проб, отобранных из восьми скважин и 19 поверхностных из 11 скважин.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 705,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 0,83 мПаЧс. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 11,64 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 164,30 м3/т.