Геологическое строение месторождения и залежей

Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв.123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Породы кристаллического фундамента в пределах месторождения не вскрыты. По данным региональных сейсморазведочных работ отложения кристаллического фундамента зафиксированы на глубине 7800 м. Протерозойские отложения осадочного чехла представлены отложениями рифея и венда и вскрыты скважинами 81Р, 82Р и 123Р. Сводный геологический разрез представлен на графическом приложении 1. Ниже приводится краткая литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных отложений.

Рифей –R

Породы представлены известняками и доломитами серыми и коричневато-серыми, мелкозернистыми, местами окремнелыми. С кровлей карбонатных отложений рифея связан отражающий горизонт VI.Вскрытая толщина на месторождении 137 м.

Венд –Vend

Вендские отложения незначительной толщины с резким стратиграфическим несогласием перекрывают отложения рифея. Представлены темно-серыми аргиллитами, брекчиями, конгломератами, гравелитами и песчаниками. К поверхности вендских отложений приурочен отражающий горизонт V.Толщина 2-24 м.

Девонская система

Девонские отложения представлены породами среднего и верхнего отдела.

Средний отдел –D₂

Живетский ярус–D₂g

Живетский ярус представлен терригенными отложениями ардатовского и муллинского горизонтов. Породы представлены светло-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина 54-67 м.

Верхний отдел –D₃

Франский ярус –D₃f

Коми надгоризонт –D₃k

Пашийский горизонт –D₃p

Горизонт сложен переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых и зеленовато-серых алевролитов с растительными остатками.Толщина 17-22 м.

Тиманский горизонт –D₃tm

Отложения представлены, в основном, аргиллитами зеленовато-темно-серыми, тонкослоистыми с прослоями светло-серых алевролитов и песчаников. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт III.

В кровле горизонта прослеживается небольшая карбонатная пачка толщиной 2-3 м. Породы представлены коричневато-серыми скрытокристаллическими известняками и серыми с зеленоватым оттенком доломитами с зернами пирита.Толщина 26-28 м.

Российский надгоризонт –D₃r

Представлен карбонатными отложениями саргаевского и доманиковского горизонтов.

Саргаевский горизонт –D₃sr

Горизонт сложен известняками коричневато-серыми, участками глинистыми, иногда пористыми. В известняках отмечается трещиноватость.Толщина 8-12 м.

Доманиковский горизонт –D₃dm

Отложения представлены известняками коричневато-темно-серыми, скрытокристаллическими, участками переходящими в черные битуминозные известняки.Толщина 31-34 м.

Донской надгоризонт –D₃d

Мендымский горизонт –D₃md

Горизонт сложен известняки коричневато-серыми, участками светло-серыми кристаллическими с включениями кальцита.Толщина 27-37 м.

Воронежский+евлановский+ливенский горизонты –D₃vr+ev+lv

Нерасчлененная толща франского яруса представлена известняки серыми до светло-серых, участками окремнелыми с включениями кальцита.Толщина 229-267 м.

Фаменский ярус –D₃fm

Нерасчлененная толща фаменского яруса представлена известняками светло-серыми, скрытокристаллическими, с прослоями белых мелоподобных разновидностей. В подошве залегают доломиты светло-серые, мелкозернистые. Толщина 128-263 м.

Каменноугольная система

Отложения каменноугольной системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел – С₁

Отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус – С₁t

Турнейский ярус представлен черепетским и нерасчлененным малевско-упинским горизонтами.

Малевско-упинский горизонт – C₁ml-up

Породы горизонта представлены известняками от светло-серых до коричневато-серых плотных, участками глинистых. В отложениях выделяется пласт-коллектор Ct-IV.Толщина 19-42 м.

Черепетский горизонт – С₁crp

Отложения представлены глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. К пористым разностям приурочены пласты-коллекторы: Ct-II и Ct-III. К кровле карбонатных отложений приурочен отражающий горизонт ОГ IIп.Толщина 11-29 м.

Визейский ярус –С₁

Кожимский надгоризонт –С₁ok

Бобриковский горизонт – С₁bb

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Местами песчаники сильно пиритизированы. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами С-V и C-VI.Толщина 10-36 м.

Окский надгоризонт – С₁ok

Тульский горизонт – С₁tl

По литологическому составу тульский горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Карбонатная пачка представлена глинистыми известняками с прослоями аргиллитов и алевролитов толщиной 7-8 м.

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами C-II, C-III, C-V, реже с пластом C-I, который встречается в виде линз.С кровлей терригенных отложений тульского горизонта связывается опорное отражение ОГ II.

Толщина 21-32 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты – С₁а_l+mh+vn

Карбонатные породы нерасчлененной толщи окского надгоризонта представлены серыми и темно-серыми доломитами и известняками светло-серыми до белых, скрыто- и мелкокристаллическими, с прослоями аргиллитов и ангидритов. В подошве выделяются терригенные отложения алексинского горизонта, представленные светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и доломитов, толщиной 6-9 м.Толщина 107-158 м.

Серпуховский ярус – С₁s

Отложения представлены светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 69-91 м.

Средний отдел – С₂

Отложения среднего карбона представлены башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – С₂b

Литологически башкирский ярус представлен, в основном, известняками, участками кавернозными, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются песчаниковидные, разнозернистые и пелитоморфные разности. В разрезе башкирского яруса выделяются нефтенасыщенные пласты-коллекторы: А_4-1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Основными коллекторами нефти являются песчаниковидные известняки серые и светло-серые, массивные, всегда интенсивно и равномерно насыщенные нефтью.К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт ОГ IIб.Толщина 67-81 м.

Московский ярус – С₂m

Верейский горизонт – С₂vr

Горизонт сложен преимущественно органогенно-обломочными и псевдооолитовыми известняками и аргиллитами, с отдельными прослоями алевролитов и доломитов. В разрезе верейского горизонта выделяются пласты-коллекторы В-0, В-I, В-II и В-III, разделенные глинистыми пачками. Промышленная нефтеносность приурочена к пластам В‑II и В‑III. Основными коллекторами являются псевдооолитовые известняки серо-коричневые, песчаниковидные, слабосцементированные. Нижняя граница горизонта проходит по кровле «чистых» башкирских известняков, верхняя – по подошве карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Толщина составляет 47-51 м.

Каширский горизонт – С₂ ks

Отложения представлены переслаиванием известняков, доломитов и аргиллитов. Известняки серые, органогенные плотные и пористые. Доломиты от светло-серых до темно-серых, скрытокристаллические, содержат включения гипса и ангидрита. Толщина 64-74 м.

Подольский горизонт – С₂ pd

Представлен чередованием известняков и доломитов. Известняки серые, светло-серые, скрытокристаллические, массивные, местами доломитизированные. Доломиты серые, с включениями гипса.Толщина 52-62 м.

Мячковский горизонт – С₂ mс

Отложения горизонта представлены чередованием известняков и доломитов светло-серых, плотных, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 67-83 м.

Верхний отдел – С3

(Нерасчлененные касимовский (С₃k)+ гжельский (С₃g) ярусы)

Разрез представлен чередованием светло-серых доломитов, скрытокристаллических, реже мелкокристаллических и известняков с включениями ангидрита. Толщина 130-160 м.

Пермская система

Пермская система представлена нижним и верхним отделом.

Нижний отдел – Р1

Ассельский ярус – Р₁as

Ассельский ярус сложен известняками и доломитами светло и коричневато-серыми, с включениями и прослойками голубовато-серого ангидрита и гипса.Толщина 83-106 м.

Сакмарский ярус – Р₁s

Разрез представлен сульфатно-карбонатными породами. Известняки серые и светло-серые, органогенные и органогенно-обломочные, с включениями ангидрита и гипса. Доломиты светло-серые и серые, тонкозернистые. Ангидриты голубовато-серые, плотные.Толщина 120-127 м.

Кунгурский+артинский ярусы – Р1kg+ar

Сложены толщей сульфатно-карбонатных отложений, представленных доломитами с прослоями известняка, ангидрита и гипса. С границей смены терригенных отложений верхней перми на сульфатно-карбонатные отложения нижней перми связан отражающий горизонт I.Толщина от 48 до59 м.

Верхний отдел – Р₂

Отложения представлены терригенными породами уфимского, казанского и татарского яруса: пестроокрашенными песчано-глинистыми отложениями – алевролитами, песчаниками и глинами. В нижней части отдела, глины и алевролиты сильно загипсованы.Толщина 400-503 м.

Четвертичная система – Q

Отложения представлены делювиальными и аллювиальными образованиями песчано-глинистого состава.Толщина до 10 м.

 

Тектоническое строение

 

В тектоническом отношении Гремихинское месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, к внутренней зоне развития ККСП (рис. 3.1). Месторождение расположено между Андреевским и Июльским валами, в пределах Ягано-Гремихинского горста-выступа.

Рисунок 3.1 – Тектоническая схема района работ

Гремихинское поднятие является структурой облекания рифогенного массива франско-фаменского возраста. По отложениям нижнего и среднего карбона наблюдается резкое увеличение амплитуды и углов падения с глубиной. По кровле башкирского яруса, основного объекта разработки, поднятие представляет собой антиклиналь северо-западного простирания, осложненную структурными выступами. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -1000 м состав-ляют 8,2 × 4,0 км с амплитудой 75 м. По кровле отложений тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона поднятие состоит из нескольких куполообразных поднятий, которые оконтуриваются изогипсой -1230 м и имеет размеры 7,3 × 2,5 км, амплитуду до 40 м (граф. прил. 4).

Для Гремихинской структуры характерно совпадение структурных планов пермских, средне- и нижнекаменноугольных отложений и уменьшение амплитуды вверх по разрезу.

Нефтеносность продуктивных отложений установлена на стадии геологоразведочных работ по керну, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования поисково-разведочных скважин в процессе бурения и в колонне. Промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией визейского, башкирского и верейского объектов разработки. Этаж нефтеносности месторождения составляет 350 м.

Основные параметры залежей представлены в таблице3.1.Ниже представлены также таблицы, характеризующие толщины пластов (табл.3.2) и неоднородность пластов (табл.3.3). Характеристика толщин приведена по скважинам, расположенным в пределах контуров нефтеносности, характеристика неоднородности – по скважинам, вскрывшим пласт от кровли до подошвы.

Таблица 3.1 – Характеристика залежей нефти

Пласт	Залежь	Абс.отм ВНК, м	Размеры залежи	Тип залежи
длина, км	ширина, км	высота, м
В-II		-971	7,8	3,5		Пластовый сводовый
В-III		-974	7,7	3,2		Пластовый сводовый
А4		-1002 (-998-1007)	8,2	4,0		Пластово-массивный
С-I+С-II	Основная (р-н скв.121R)	-1221	3,4	1,2-2,6		Пластовый сводовый, частично литологич. ограниченный
	Р-н скв.366R	-1221	1,0	0,7		Пластовый сводовый
	Р-н скв.119R	-1221	2,4	1,0		Пластовый сводовый
	Р-н скв.108R	-1222,0	0,65	0,5		Пластовый сводовый
С-III	Основная (р-н скв.121R)	-1224	3,3	1,0		Пластовый сводовый
	Р-н скв.1527-82R	-1224	1,4	0,7		Пластовый сводовый
	Р-н скв.366R	-1212	0,4	0,15		Пластовый сводовый
	Р-н скв.120R-119R	-1221	2,1	0,4-0,9		Пластовый сводовый
	Р-н скв.108R	-1224,5	0,6	0,45		Пластовый сводовый
С-IV	Основная (р-н скв.121R)	-1224	3,2	1,0		Пластовый сводовый
	Р-н скв.1527-82R	-1224,6	1,2	0,65		Пластовый сводовый, частично литологич. ограниченный
	Р-н скв.120R-119R	-1221-1224	1,7	0,9		Пластовый сводовый
	Р-н скв.108R	-1229,5	0,65	0,46		Пластовый сводовый
С-V	Основная (р-н скв.121R)	-1225	3,1	0,9		Пластовый сводовый
	Р-н скв.1527-82R	-1225	1,2	0,6		Пластовый сводовый
	Р-н скв.119R	-1224	0,9	0,7		Пластовый сводовый
	Р-н скв.108R	-1233,6	0,6	0,45		Пластовый сводовый
С-VI	Основная (р-н скв.121R)	-1230	2,1	0,7		Пластовый сводовый, частично литологич. ограниченный
	Р-н скв.1508	-1230	0,85	0,5		Пластовый сводовый, частично литологич. ограниченный
	Р-н скв.1527-82R	-1237,5	1,3	0,7		Пластовый сводовый
Сt-II+III	Р-н скв.121R	-1239	1,8	0,8		Пластовый сводовый, литолог. огранич.
	Р-н скв.1527-82R	-1233	1,1	0,5		Пластовый сводовый, литолог. огранич
Сt-IV	Р-н скв.366R	-1261	0,85	0,65		Пластовый сводовый

 

Таблица 3.2 – Характеристика толщины пластов

Толщина	Наименование	Зоны пласта*	По пласту в целом
нефтяная	водо-нефтяная	газо-вая	газо-нефтя-ная	газо-нефте-водяная
B-II
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	6,7 5,4-8,4	6,9 6,4-7,3	-	-	-	6,8 5,4-8,4
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,7 0,6-4,0	2,1 1,2-3,0	-	-	-	2,7 0,6-4,0
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,7 0,6-4,0	1,0 0,6-1,5	-	-	-	2,6 0,3-4,0
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	0,4 0,1-1,2	0,6 0,4-0,8	-	-	-	0,5 0,1-1,2
B-III
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	7,4 5,6-9,0	7,5 6,6-8,4	-	-	-	7,4 5,6-9,0
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,6 0,3-4,0	2,3 1,4-3,5	-	-	-	1,6 0,3-4,0
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,6 0,3-4,0	1,2 0,5-1,9	-	-	-	1,6 0,3-4,0
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,5 0,2-4,5	2,8 2,1-3,9	-	-	-	2,5 0,2-4,5
A4-(0+1-7)
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	71,2 63,9-81,7	-	-	-	71,2 63,9-81,7
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	46,9 19,0-64,0	-	-	-	46,9 19,0-64,0
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	29,5 1,3-55,2	-	-	-	29,5 1,3-55,2
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	18,5 6,8-38,6	-	-	-	18,4 6,8-38,6
C-I+II
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	5,3 2,3-12,0	8,3 4,5-11,8	-	-	-	5,5 2,3-12,0
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,4 1,0-7,6	3,3 2,7-3,7	-	-	-	2,4 1,0-7,6
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,4 1,0-7,6	1,7 0,4-2,6	-	-	-	2,3 0,4-7,6
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,0 0,3-2,5	2,1 0,7-3,2	-	-	-	1,1 0,3-3,2

Продолжение таблицы 3.2

Толщина	Наименование	Зоны пласта*	По пласту в целом
нефтяная	водо-нефтяная	газо-вая	газо-нефтя-ная	газо-нефте-водяная
C-III
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	5,3 3,0-7,2	6,4 4,8-7,6	-	-	-	5,4 3,0-7,6
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,6 0,9-4,2	3,4 2,0-4,5	-	-	-	2,6 0,9-4,5
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,6 0,9-4,2	1,7 0,8-2,5	-	-	-	2,5 0,8-4,2
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,0 0,3-2,2	1,2 0,5-1,7	-	-	-	1,0 0,3-2,2
C-IV
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	3,4 2,5-4,6	3,9 3,4-4,6	-	-	-	3,4 2,5-4,6
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,6 0,8-3,6	2,0 1,7-2,4	-	-	-	1,6 0,8-3,6
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,6 0,8-3,6	0,9 0,7-1,2	-	-	-	1,5 0,7-3,6
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,0 0,5-1,3	1,1 1,0-1,2	-	-	-	1,0 0,5-1,3
C-V
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	6,0 4,8-6,8	6,6 6,2-7,6	-	-	-	6,1 4,8-7,6
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,2 0,4-3,6	2,9 1,8-4,2	-	-	-	2,3 0,4-4,2
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,2 0,4-3,6	1,2 0,5-2,1	-	-	-	2,1 0,4-3,6
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	1,0 0,3-1,5	0,8 0,5-1,2	-	-	-	1,0 0,3-1,5
C-VI
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	4,1 2,5-8,0	5,4 4,8-5,9	-	-	-	4,2 2,5-8,0
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,1 0,5-6,2	4,8 3,9-5,6	-	-	-	2,3 0,5-6,2
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,1 0,5-6,2	3,4 2,6-4,1	-	-	-	2,2 0,5-6,2
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	0,7 0,3-1,4	-	-	-	-	0,7 0,3-1,4

Продолжение таблицы 3.2

Толщина Толщина	Наименование Наименование	Зоны пласта*	По пласту в целом
нефтяная	водо-нефтяная	газо-вая	газо-нефтя-ная	газо-нефте-водяная
Ct-II+III
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	10,5 4,4-14,3	13,1 12,2-13,5	-	-	-	11,4 4,4-14,3
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,9 1,4-5,2	3,1 1,6-4,1	-	-	-	3,0 1,4-5,2
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	2,9 1,4-5,2	2,2 0,6-3,1	-	-	-	2,7 0,6-5,2
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	3,6 0,3-7,4	4,5 2,2-6,0	-	-	-	4,0 0,3-7,4
Ct-IV
Общая	Среднее значение, м Интервал изменения, м	13,6 13,1-14,6	13,8 13,8-13,8	-	-	-	13,6 13,1-14,6
Эффективная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	3,5 2,5-4,3	2,7 2,7-2,7	-	-	-	3,3 2,5-4,3
Нефтенасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	3,5 2,5-4,3	1,3 1,3-1,3	-	-	-	3,0 1,3-4,3
Газонасыщенная	Среднее значение, м Интервал изменения, м	-	-	-	-	-	-
Непроницаемых разделов	Среднее значение, м Интервал изменения, м	3,3 1,3-4,8	5,3 5,3-5,3	-	-	-	3,7 1,3-5,3
*Столбцы 3-7 приводятся только при обосновании извлекаемых запасов и КИН уникальных месторождений

 

Таблица 3.3 – Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

Пласт	Количество скважин	Коэффициент песчанистости, доли ед.	Расчлененность, ед.
среднее значение	интервал изменения	среднее значение	интервал изменения
B-II		0,39	0,09-0,58	1,27	1-4
B-III		0,22	0,04-0,57	1,45	1-4
A4(0+1-7)		0,65	0,20-0,86	17,13	7-26
C-I+II		0,46	0,10-0,85	1,93	1-5
C-III		0,48	0,19-0,77	1,77	1-4
C-IV		0,46	0,20-0,95	1,37	1-3
C-V		0,38	0,07-0,60	1,84	1-4
C-VI		0,65	0,19-1,0	1,59	1-5
Ct-II+III		0,24	0,06-0,57	4,27	1-11
Ct-IV		0,20	0,07-0,48	2,45	1-5

 

3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта

Пласт B-II состоит из одного, реже двух, иногда трех-четырех проницаемых пропластков, разделенных перемычкой толщиной 0,1-1,2 м. Средняя толщина перемычек, разделяющих коллекторы, составляет 0,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 5,4 м до 8,4 м, в среднем составляет 6,8 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,6 м до4,0 м, в среднем 2,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –2,6 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность –74 %.

Залежь пласта В-II пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,8×3,5 км, амплитуда –64 м.

Пласт B-III состоит из одного-двух, реже трех, иногда четырех проницаемых пропластков. Средняя толщина непроницаемых разделов составляет 2,5 м, изменяясь в диапазоне 0,2-4,5 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 м до 9,0 м, в среднем составляет 7,4 м. Общая эффективная толщина варьирует от 0,3 м до 4,0 м, составляя в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –1,6 м. В 15 скважинах (скв. 15, 349, 364, 394, 406, 420, 644, 655, 693, 862, 863, 896, 989, 990, 996) коллектор пласта замещен плотными глинистыми известняками. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 16%, нефтенасыщенность – 66%.

В значительном количестве скважин по ГИС выделены коллекторы с неясным характером насыщения. Такие коллекторы, расположенные гипсометрически выше принятого ВНК, условно отнесены к нефтяным, ниже ВНК – к водонасыщенным.

Залежь пласта В-III пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,7×3,2 км, амплитуда –58 м.

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин верейского горизонта представлена на графическом приложении 8.

3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса

Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено основная часть (83%) геологических запасов нефти месторождения. Продуктивные отложения башкирского яруса представлены, в основном, известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются разнозернистые и пелитоморфные разности. Нефтесодержащими коллекторами являются известняки серые и светло-серые, массивные.

Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований керна, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Согласно стратиграфической схеме, принятой в 1985 году для среднего и верхнего палеозоя Русской платформы, в башкирском ярусе выделяются пласты: А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Каждый пласт характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделен от выше- и нижележащих непроницаемыми плотными перемычками. На отдельных локальных участках эти перемычки практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность залежи.

Продуктивные пласты башкирского яруса (А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7) объединены в единый подсчетный объект, далее описываемый как залежь пласта A₄.

Башкирская залежь пласта A₄ состоит из 7-26 проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 до 25,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 64 м до 82 м и составляет в среднем 71,2 м. Средняя вскрытая нефтенасыщенная толщина по скважинам –29,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность – 86%.

По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт вскрыт в 60 скважинах на отметках (-997,7)÷(-1006,2) м. Уровень ВНК условно прининят на абс.отметке минус 1002±4 м, как среднее значение водонефтяных контактов, выделенных по ГИС, с учетом результатов испытания в колонне скважин 481, 566, 114Р. Водонефтяной контакт продуктивных отложений башкирского яруса представляет собой сложную неровную поверхность. Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что башкирские пласты составляют единую залежь нефти.

Башкирская залежь почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Тип залежи пластово-массивный. Размеры залежи 8,2×4,0 км, амплитуда 77 м.

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин башкирского яруса представлена на графическом приложении 9.

3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса

Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Сопоставление индексации пластов визейского яруса

Индексация ПЗ 1993 г.	Тл-I	Тл-II	Бб-I	Бб-II	Бб-III
Современная индексация	C-I+C-II	C-III	C-IV	С-V	C-VI

 

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, с конкрециями пирита.

Пласт С-I залегает в кровле терригенной пачки тульского горизонта, имеет ограниченное распространение, характеризуется линзовидным строением и прослеживается преимущественно в центральной части месторождения. Пласт С-I сложен преимущественно алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями, и лишь в некоторых скважинах встречаются линзы песчаников толщиной 0,4-1,8 м, в единичных случаях до 3,3 м (скв.611). От нижележащего продуктивного пласта С-II отделяется глинистой пачкой, толщиной 0,6-2,2 м, в редких случаях песчаные пласты С-I и C-II сливаются в единый (скв.112Р). При подсчете запасов пласт С-I объединен с нижезалегающим, наиболее выдержанным пластом С-II в единый подсчетный объект С-I+II. Продуктивный пласт С-II представлен как песчаниками, так и алевролитами, иногда замещенными аргиллитовыми разностями.

Пласт С-I+II состоит из 1-5 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,9. Общая толщина пласта С-I+II изменяется от 2,3 до 12,0 м, в среднем составляет 5,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 7,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина –2,3 м. В скважинах 1501, 1515, 1512, 1604, 114Р, 117Р коллектор пласта замещен аргиллитовыми разностями. По данным ГИС средневзвешенная по толщине пористость пласта составляет в среднем 20 %, нефтенасыщенность – 71 %.

По пласту С-I+II выделяются четыре залежи, разделенные прогибами до 5 м: основная (р-н скв.121Р и 82Р), залежив районах скв.119Р, 366Р и 108Р. Основные характеристики залежей приведены в табл. 3.1. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

Пласт С-III состоит из одного-трех, иногда четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Пласт развит повсеместно, за исключением скважины 1530, в которой коллектор замещен глинистыми разностями. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 3,0 м до 7,6 м, в среднем составляет 5,4 м. Эффективная толщина меняется от 0,9 м до 4,5 м, в среднем –2,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-III выделяется пять залежей нефти. Залежи пласта C-III пластовые сводовые, основные параметры залежей приведены в таблице 3.1. Водонефтяной контакт по залежам принимается условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом испытаний в эксплуатационной колонне.

Пласт C-IV залегает в нижней части тульского горизонта, состоит из одного-двух, редко трех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,4. Общая толщина пласта изменяется от 2,5 до 4,6 м, в среднем – 3,4 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,8 м до 3,6 м, составляет в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 1,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 68%. В скважинах 79Р, 19, 36, 554, 1509, 1527 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

Согласно структурным построениям, по пласту C-IV выделяются четыре залежи нефти. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытания в колонне. Залежи пластовые сводовые, участками литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1.

Пласт С-V залегает в кровле бобриковского горизонта, развит повсеместно. Состоит из одного-трех, редко четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Общая толщина пласта изменяется от 4,8 до 7,6 м, составляет в среднем 6,1 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,4 м до 4,2 м, в среднем – 2,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам – 2,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20 %, нефтенасыщенность – 66 %.

По пласту C-V выделены четыре залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, их размеры, уровни водонефтяных контактов приведены в таблице3.1. ВНК приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытаний.

Пласт С-VI залегает в основании бобриковского горизонта. Состоит из одного-двух, редко трех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,6. Общая толщина пласта в пределах залежей нефти изменяется от 2,5 до 8,0 м и составляет в среднем 4,2 м. Эффективная часть пласта характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Общая эффективная толщина меняется от 0,5 м до 6,2 м, составляя в среднем 2,3 м. В скважинах 32, 549, 1505, 1562, 108Р, 113Р коллектор пласта замещен глинистыми разностями. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-VI выделены три залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, частично литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1. ВНК в районах скв. 121Р и 82Р приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 121Р и 82Р соответственно. В районе скв.1508 ВНК принят по аналогии с соседней залежью (р-н скв. 121Р).

Карта суммарных нефтенасыщенных толщин визейского яруса представлена на графическом приложении 10.

3.1.4 Нефтяные залежи турнейского яруса

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками серыми, кристаллическими, с отдельными включениями раковин.

Эффективные толщины проницаемых пропластков в основном имеют толщины 0,4-1 м, редко более 1,1 м. По заключению ГИС значительная часть коллекторов представлены неясной или неопределенной характеристикой насыщения. Коллекторы с неясным характером насыщения, расположенные гипсометрически выше принятых ВНК, условно отнесены к нефтяным.

Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект – Сt-II+III. Пласт характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Состоит из 1-6, иногда 7-11 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 4,3. Общая толщина пласта в пределах контуров нефтеносности изменяется от 4,4 до 14,3 м. Общая эффективная толщина меняется от 1,4 м до 5,2 м, составляя в среднем 3,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 13%, нефтенасыщенность – 7