Геологическое обоснование постановки поисковых работ на нефть и газ на Вербовской площади
Турнейскии ярус
Сложен сравнительно
однородной толщей известняков, в различной степени перекристаллизованных,
местами глинистых с переходом в мергели, с редкими прослоями доломитов и
доломитизированных известняков. Толщина отложений яруса 130-135 м.
Визейский ярус
Нижний подъярус
Кожимский надгоризонт
Косьвинский и
радаевский горизонты
Глины углистые, тонкоалевритистые,
слабо слюдистые. Толщина
надгоризонта 20-30 м.
Бобриковский горизонт
Представлен песчаниками кварцевыми,
неравномерно зернистыми с прослоями глин микрослоистых, сильно алевритистых до
перехода в алевролиты. Толщина отложений 30 м.
Верхний подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
В основном сложен
терригенными породами: глинами, слабо алевритистыми с прослоями известняков и
песчаников. В нижней части залегает пачка известняков шламово-детритовых,
перекристаллизованных, глинистых.
Толщина горизонта 55-60
м.
Алексинский горизонт
Характеризуется чередованием
маломощных глин и песчаников и двумя пачками известняков в подошвенной и
средней части горизонта.
Толщина отложений
горизонта 40-65 м.
Веневский и
Михайловский нерасчлененные горизонты
Сложены однородной толщей
известняков местами глинистых с тонкими и редкими прослоями глин.
Толщина отложений 115-140
м.
Серпуховский ярус
Заборьевский и
старобешевский надгоризонты
Тарусский, стешевский
и протвинский горизонты
Сложены преимущественно
известняками с маломощными прослоями глин, мергелей и доломитов.
Толщина отложений
серпуховского яруса 65 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Со стратиграфическим
несогласием залегает на отложениях серпуховского яруса.
Нижнебашкирский
подъярус
Прикамский горизонт
Сложен в нижней части тонкими
прослоями глин, выше - известняками детритовыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми,
неравномерно перекристаллизованными.
Толщина нижнебашкирского
подъяруса 45-60 м.
Верхнебашкирский
подъярус со
стратиграфическим несогласием залегает на нижнебашкирском подъярусе.
Черемшанский горизонт представлен детритовыми известняками
(5 м).
Мелекесский горизонт с размывом залегает на черемшанских
отложениях и сложен преимущественно глинами тонкодисперсными, горизонтально
слоистыми, алевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
Толщина верхнебашкирского
подъяруса 100-120 м.
Московский ярус
Нижний подъярус
Верейский горизонт сложен преимущественно глинами с
многочисленными прослоями алевролитов и песчаников. Глины тонкослоистые,
алевритистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые.
Толщина верейского
горизонта 160-170 м 121.
Каширский горизонт представлен известняками с прослоями
глин. В верхней части (каширский репер) преобладают песчаники и глины.
Толщина отложений 115-125
м.
Верхний подъярус
Подольский горизонт сложен известняками и доломитами с
прослоями глин. Известняки шламово-детритовые, реликтово-органогенные,
прослоями доломитизированные, микрокристаллические; доломиты неравномерно
тонкокристаллические, пористо-кавернозные, участками окремнелые. В средней
части горизонта залегает пачка глин тонкослоистых, неравномерно алевритистых с
прослоями алевролитов (нижний подольский репер).
Толщина горизонта 110-165
м.
Мячковский горизонт представлен известняками
детритовыми, сгустковыми, глинистыми, перекристаллизованными, с редкими прослоями
тонкокристаллических доломитов, мергелей и глин.
Толщина отложений
горизонта 160-190 м.
Верхний отдел
Касимовский и
гжельский ярусы
Данная толща пород
сложена известняками микрокристаллическими, органогенно-детритовыми,
биоморфными, перекристаллизованными, участками трещиноватыми, с многочисленными
стилолитами и доломитами микрокристаллическими, пористыми, неравномерно
выщелоченными, иногда окремнелыми. В толще известняков встречаются прослои мергелей
и глин алевритистых, известковистых. В средней части чётко выделяется пачка
глин (верхний касимовский репер).
Толщина отложений 330-350
м.
Пермская система
Пермские образования
залегают на размытой поверхности верхнекаменноугольных отложений.
Нижний отдел
Ассельский и артинский
ярусы
Отложения ассельского и артинского
ярусов сложены известняками и доломитами трещиноватыми, кавернозными, часто
выщелоченными. Толщина 70-85 м.
Верхний отдел
Уфимский и казанский
нерасчлененные ярусы
Залегают со
стратиграфическим несогласием на отложениях нижнего отдела.
В нижней части
представлены известковистыми глинами, а в верхней -известняками
тонкокристаллическими, массивными, часто трещиноватыми и выщелоченными. Толщина
45-55 м.
Татарский ярус
Отложения сложены преимущественно
глинами неравномерно известковитыми, алевритистыми с редкими прослоями
алевролитов. Толщина образований 100-105 м.
Мезозойская эратема
Триасовая система
Триасовые образования залегают
на размытой поверхности татарских отложений и представлены в основном глинами с
прослоями песчаников индского яруса и глинами и мергелями оленекского
яруса. Толщина 45-50 м
Юрская система
Отложения юрской системы
с размывом залегают на триасовых образованиях.
Средний
Байосский ярус сложен преимущественно толщей глин
серых, зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, алевритов,
алевролитов и песчаников кварцевых, разнозернистых.
Толщина отложений
байосского яруса 140-145 м.
Батский ярус представлен глинами неравномерно
алевритистыми с прослоями кварцевых алевритов, алевролитов и песчаников
известковистых.
Толщина отложений 40-55
м.
Келловейский ярус сложен глинами, толщиной 15-20 м
121.
Меловая система
Меловые отложения
трансгрессивно залегают на юрских отложениях.
Нижний отдел
Готеривский и
барремский нерасчлененные
ярусы представлены пачкой сохранившихся от размыва песков кварцевых,
разнозернистых толщиной 30-40 м.
Аптский ярус со стратиграфическим несогласием
залегает на размытой поверхности барремского яруса и сложен преимущественно
глинами неравномерно алевритистыми, слюдистыми с прослоями кварцевых алевритов
и алевролитов, реже песков.
Толщина отложений 55-60
м.
Альбский, ярус представлен песками кварцевыми и
глауконитово-кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчаников.
Толщина альбского яруса
90-155 м.
Верхний отдел
С размывом залегает на
образованиях нижнего отдела.
Нижняя часть сложена
песками глауконитово-кварцевыми, слюдистыми, глинистыми.
Средняя часть
представлена отложениями писчего мела с прослоями мелоподобных мергелей.
Верхняя часть
представлена глинами слабо известковитыми и мергелями.
Толщина отложений
верхнего отдела 55-110 м.
Кайнозойская эратема
Неогеновая и
четвертичная системы
Отложения неогеновой
системы сложены глинами и песками и залегают на размытой поверхности
верхнемеловых отложений.
Отложения четвертичной
системы развиты повсеместно. Представлены делювиальными светло-коричневыми
плотными суглинками и супесями, слагающими водораздельные пространства и их
склоны, а также аллювиальными песками, в основном, светло-серыми
разнозернистыми, кварцевыми, распространёнными в поймах рек и крупных балок.
Общая толщина отложений
55 м.
Из изложенного выше
видно, что строение разреза Кудиновско-Романовской зоны весьма сложное. В
разрезе Кудиновско-Романовской зоны чередуются терригенные и карбонатные
комплексы, имеет место в терригенных комплексах чередование пластов разных
типов пород - аргиллитов (глин), алевролитов, песчаников (песков), отдельных
пластов известняков.
Имеются перерывы в
осадконакоплении - в разрезе отсутствуют кембрий, ордовик, силур, палеоген. И
особо следуют отметить изменения по площади толщин всех стратонов. Это
свидетельствует о сложностях тектонического развития и, следовательно, о
сложностях тектонического строения Кудиновско-Романовской зоны и Вербовского
участка в частности.
3.
Тектоническое строение
В тектоническом отношении
Вербовский участок расположен в пределах Кудиновско-Романовской приподнятой
зоны, входящей по отложениям терригенного девона в общую систему
Доно-Медведицких дислокаций, которые принадлежат Пачелмско-Саратовскому
авлакогену I типа, характеризующегося наличием
нижнего и верхнего структурных этажей.
По нижнему структурному
этажу Кудиновско-Романовская зона представляет наклоненную на юго-восток
приподнятую зону, ограниченную с запада Арчедино-Дорожкинской, а с востока -
Уметовско-Линевской депрессиями /2/.
В верхнем структурном
этаже Кудиновско-Романовской приподнятой зоне соответствует Ольховская мульда.
Отмечается плановое соответствие указанных структурных элементов верхнего и
нижнего структурных этажей и ограничивающих их флексур. Последние наклонены в
противоположные стороны, что свидетельствует об их связи с долгоживущими
разломами фундамента.
Промежуточное положение в
геоструктуре осадочного чехла занимает средне-верхнефранский этаж.
Дифференцированный структурный план (линейные частные и локальные структуры)
исследуемого интервала разреза изучаемой территории характеризуется прямым
соответствием поверхностей.
По кровле воробьевского
репера (отражающий горизонт D2vb) отчетливо выражены основные черты
тектонической структуры изучаемой территории; по этой поверхности
Кудиновско-Романовская зона разделяется региональным разломом юго-западно -
северо-восточного простирания на Кудиновско-Коробковский сложный вал и
Романовскую террасу /1/. Романовская терраса подразделяется
Восточно-Кудиновским грабеном на Восточно-Кудиновскую и Октябрьскую ступени /2/.
Кудиновско-Коробковский
вал выделяется как крупная положительная форма, состоящая из системы
субпараллельных складок северо-восточного простирания. Восточно-Кудиновская ступень
по воробьевскому горизонту осложнена дизъюнктивным нарушением, регионально
трассируемым в северном направлении, вверх по разрезу нарушение нивелируется.
Восточно-Кудиновский
грабен является региональным и пересекает почти всю Кудиновско-Романовскую
тектоническую зону в субмеридиональном направлении. Ширина грабена составляет
около 1,5км, а амплитуда сбросов, его ограничивающих, меняется, уменьшаясь к
югу.
Романовская терраса
отличается значительной дислоцированностью. Амплитуда нарушений достигает 20-70
м, при этом на фоне общего погружения на юго-восток образуются своеобразные
ступени.
Юго-восточная и
центральная часть территории Кудиновско-Романовского участка осложнена
Октябрьским грабеном, имеющим протяженность 35 км, ширину в пределах 1-2 км.
По кровле тиманских
отложений в Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на фоне общего погружения
поверхности на восток, выделяются 6 протяженных антиклинальных линий,
простирающихся с юга на север, с малоамплитудными (10-30м) антиклинальными
перегибами и локальными поднятиями. Наиболее протяженными являются
Кудиновско-Ключевская, Логовско-Дудачинская, Кочетковская и Романовская
антиклинальные линии (валы). Расположение валов в плане подобно расположениям
разрывных нарушений по поверхности фундамента. На крайнем западе располагается
более амплитудный Кудиновско-Коробковский вал, к которому приурочено
Кудиновское месторождения нефти в дотиманских отложениях.
Кровля семилукских
отложений погружается в том же направлении. Вышеописанные валы тиманского плана
проявляются здесь в более контрастной форме. Амплитуды линейных структур
составляют 10-70 м, а отдельных их локальных осложнений по ундулирующей оси
достигают 80 м (Новокочетковское локальное поднятие). Большая контрастность
частных и локальных структур по этой поверхности объясняется наличием
семилукских органогенных построек. Семилукские рифогенные образования на
Романовском валу приурочены к его западной части; расположенной в биогермно-рифовой
зоне, а восточнее встречаются лишь одиночные семилукские рифы. Основная часть
Романовского вала, где толщины их минимальны (40 м), располагается в пределах
относительно глубоководной и переходной зон шельфа с тонкослоистыми
органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми породами,
баундстонами. В семилукских отложениях открыты массивные залежи нефти на
Кудиновско-Ключевском (Ключевское месторождение), Логовско-Дудачинском
(Тишанское, Николинское, Восточно-Кудиновское, Антоновское,
Западно-Кочетковское, Ковалевское, Дудачинское месторождения) и Кочетковском
(Новокочетковское месторождение) направлениях (валах).
Структурный план кровли
воронежских отложений повторяет вышеописанный. На фоне общего падения
поверхности на восток (выше Березовского пересечения на юго-восток) сохраняются
все валы предшествующего плана, но их амплитуды и количество лекальных структур
уменьшаются. В воронежско-петинских отложениях открыты пластовые залежи нефти
на Кудиновско-Ключевском (Ключевском месторождении), Логовско-Дудачинском
(Николинское). Восточно-Кудиновское, Антоновское. Западно-Кочетковское, Ковалевское.
Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское месторождение)
валах. Размеры вмещающих их структур 0,5-1,5 км амплитуды - 10-25 м.
Структурный план
евлановско-ливенских отложений качественно сохраняется в несколько выположенном
виде. Линевско-уметовские отложения в западной части территории отсутствуют,
подреперная задонская пачка пород, в целом, сравнительно выдержана, а
незначительные увеличения её толщин здесь наблюдаются в локальных прогибах. В
общем плане кровля RpD3zd погружается с запада на восток от
отметок минус 40м.
Структурный план кровли
турнейских отложений выполаживается ещё в большей степени, при общем погружении
поверхности с запада на восток. На этом фоне прослеживаются все вышеотмеченные
валы. Амплитуды перегибов составляют 5-20 м. Замкнутые локальные формы на валах
становятся малочисленными. Многие из вышеперечисленных локальных замкнутых
поднятий девонских поверхностей в этом плане не выражаются.
Таким образом,
рассматриваемая территория характеризуется значительной дифференцированностью
структурного плана среднефранско-каменноугольных отложений, наличием в нем
большого числа линейных, протяженных узких малоамплитудных валов с локальными
поднятиями, являющимися объектами поисков пластовых и массивных залежей нефти,
в зависимости от литолого-фациальных зон, в отложениях терригенного и
карбонатного девона /3/.
В результате детальных
сейсморазведочных работ съемки 3D сервисной компанией «ПетроАльянс» и НП
«Запприкаспийгеофизика» в пределах
Кудиновско-Романовской
зоны на Романовской структурной террасе подготовлены к бурению следующие
структуры: по карбонатному девону - Вербовская структура (по отражающим
горизонтам D3sm и D3ev), Южно-Вербовская и
Восточно-Вербовская структуры (по отражающим горизонтам D3sm, RpD3vr и D3ev),
по терригенному девону (репер D2vb) Вербовские структуры не
прослеживаются.
Характерные особенности в
тектоническом строении отдельных площадей, отмеченных выше, прослеживаются и на
рассматриваемом Вербовском участке.
На структурной карте по
отражающему горизонту D2vb, сопоставляемому с подошвой
воробьевского горизонта (приложение №4), на Вербовской площади при
моноклинальном падении в северо-западной части выделяется «структурный нос».
Угол падения между изогипсами минус 3630м и минус 3650м. составляет 6°.
На структурной карте по
отражающему горизонту D3sm, сопоставляемому с кровлей
семилукского горизонта (приложение №5), на Вербовской площади прослеживается
брахиантиклинальная складка, северное крыло которой более пологое. Структура
оконтуривается изогипсой минус 3040м Амплитуда составляет 10м. Размер складки
800x1000м. Угол падения между изогипсами минус
3040м и минус 3060м равен 3° 20'.
На структурной карте по
отражающему горизонту D3ev сопоставляемому с кровлей
евлановского горизонта (приложение №6) прослеживается брахиантиклинальная
складка, которая оконтуривается изогипсой минус 2785м. Структура осложнена
двумя куполами, которые имеют меридиональное простирание. Амплитуда 15м. Размер
структуры 1000x870м. Угол падения между изогипсами
минус 2780м и минус 2800м составляет 9°.
В карбоне и перми на
Вербовской площади антиклинальная складка не прослеживается. Отчетливо
выделяется моноклиналь.
4.Перспективы
нефтегазоносности
Территория
Кудиновско-Романовской тектонической зоны в нефтегазоносном отношении относится
к Нижневолжской нефтегазоносной области (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция).
Бурением многочисленных скважин доказана ее региональная нефтегазоносность.
В пределах зоны
выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НТК): эйфельско-нижнефранский,
среднефранско-турнейский, нижне-верхневизейский (терригенный), верхневизейско-нижнебашкирский
(карбонатный),
верхнебашкирско-нижнемосковский, нижнемосковско-артинский. Основные перспективы
нефтегазоносности связаны с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейским
нефтегазоносными комплексами.
Эйфельско-нижнефранский
НГК
В этом комплексе
продуктивными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона
(мосоловский, воробьевский, ардатовский и пашийский горизонты).
Поиск ловушек в терригенном
девоне в последнее время становится все более актуальным в связи с открытием в
2002-2003 гг. газоконденсатных залежей в пашийских песчаниках, промышленной
газовой залежи в ардатовских рифах на структурах Осенняя, Зимняя, а также
залежей нефти в воробьевских отложениях на структуре Весенняя 151.
Промышленная
нефтегазоносность отложений терригенного девона на данной территории ранее
доказана открытием Кудиновского, Зеленовского (воробьевские, пашийские
отложения); Моисеевского, Шляховского (воробьевские отложения); Ключевского
(воробьевские, ардатовские отложения) месторождений, а также притоками нефти на
Ефимовской, Октябрьской, Усть-Погожской и Ключевской площадях.
На близлежащем от
анализируемой территории Кудиновском месторождении все вышеперечисленные
горизонты содержат залежи: мосоловский - нефти, воробьевский - нефти с газовой
шапкой, ардатовский - нефти, пашийский - нефти с газовой шапкой.
В пашийско-воробьевских
отложениях на Северо-Дорожкинской площади открыта залежь нефти, в воробьевских
песчаниках на Моисеевской площади - залежь газа 151. Приток Таза дебитом 37,3
м3/сут на 13 мм штуцере был получен из скважины 16 Ефимовская, приток газа с
конденсатом - из скважины 14 Ефимовская.
Воробъёвский горизонт представлен песчано-алевритовыми
отложениями, которые характеризуются литологической неоднороднородностью. В
пределах Кудиновско-Романовской зоны суммарная эффективная толщина не превышает
20 м, пористость 10-16 %, проницаемость 20-100* 10"3 мкм». Следует
отметить, что для воробьевских отложений, также как для песчаных пород девона
вообще, залегающих на глубинах более 3000 м, характерно наличие эпигенетических
процессов, приводящих к резкому снижению коллекторских свойств. На формирование
коллекторских свойств пород в пределах таких зон большое влияние оказывает
трещиноватость. Коллектора здесь относятся к порово-трещинному типу.
В воробьевских отложениях
промышленная нефтегазоносность установлена на Кудиновском, Моисеевском,
Шляховском, Ключевском месторождениях. Также получен приток газа с конденсатом
из скважины 323 Ключевская, слабый приток нефти из скважины 327 Ключевская.
Ардатовский горизонт слагается терригенно-карбонатными
породами. Нефтеносность терригенных отложении установлена открытием залежи
нефти на Ключевском месторождении. Во втором пласте ардатовских отложений
скопление нефти связано с пластом песчаников, дислоцированных в антиклинальную
складку. Толщина пласта колеблется от 3,0 до 7,2 м. Местами песчаники переходят
в плотные алевролиты. Коллекторские свойства песчаников низкие и по площади
резко меняются. В пределах Кудиновского вала нефтеносность карбонатных
отложений установлена на Кудиновском месторождении. Продуктивный пласт залегает
в кровле глинисто-карбонатной толщи и прослеживается только в юго-западной
части площади.
Притоки нефти получены из
скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м3/сут.
Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9
Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой
для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются
аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Притоки нефти получены из
скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м/сут.
Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9
Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой
для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются
аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Пашийский горизонт сложен
песчаниками, алевролитами и аргиллитами, во многом аналогичным воробьёвским и
ардатовским пластам. Улучшенные коллекторские свойства мономинеральных, хорошо
отсортированных песчаников и алевролитов отмечаются для северных и
северо-западных районов области. В южном и восточном направлениях происходит
замещение их на полимиктовые, плохо отсортированные, незакономерно замещающиеся
песчаные разности с глинистыми прослоями. Коллектора здесь порового и
порово-трещинного типа, пористость составляет не более 15%.
Региональной покрышкой
для залежей в пашийских отложениях являются отложения тиманского горизонта.
Из пашийских отложений
притоки нефти получены из скважин 49 Октябрьская, 47 Усть-Погожская до 24-59
м3/сут, в скважине 1 Мирная получен приток газа, в скважине 322 Ключевская -
слабый приток нефти.
Среднефранско -
турнейский НГК
Среднефранско-турнейский
нефтегазоносный комплекс включает отложения средне - и верхнефранского
подъяруса (семилукский, петинский, воронежский и евлановский-ливенский
горизонты).
Промышленная
нефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием Ключевского,
Фроловского, Дудачинского, Ковалевского, Западно-Кочетковского, Антоновского,
Новокочетковского, Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского,
Тишанского, Туровского месторождений . Залежи нефти здесь приурочены к
органогенным постройкам семилукского возраста и структурам облекания в
вышележащих петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях
(приложения № 5-8).
Семилукский горизонт
представлен биогермными образованиями суммарной толщиной до 200 м. Средняя
нефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до 40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Тип
коллектора каверново-трещинный и трещинный.
Результатом
многочисленных испытаний отложений семилукского горизонта явилось открытие
залежей нефти на близлежащих месторождениях Ковалевском, Западно-Кочетковском,
Новокочетковском. Ключевском, Дудачинском и Фроловском. Глубина залегания
залежей от 2830 до 3260 м, высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, в
основном, массивные, за исключением Ключевского месторождения, на котором
залежь в семилукских отложениях является литологически экранированной.
Залежи нефти небольшие по
размерам и запасам. Коллекторами являются органогенные известняки,
характеризующиеся неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам.
Пористость коллекторов изменяется от 7,5 до 17%, проницаемость - от 0,0006 до
0,302 мкм2, нефтенасыщенность - от 75 до 94 %.
Петинский горизонт сложен
чередованием известняков органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и в
нижней части - песчаников.
Петинские отложения при
испытании дали промышленную нефть в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское
месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение),
в скважине 18 Чернушиская (Николинское месторождение), в скважине 29
Чернушинская (Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская
(Ковалевское месторождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское
месторождение).
Пористость отложений
изменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм2,
нефтенасыщенность - от 81 до 88 % .
Залежи, в основном,
пластовые, сводовые, за исключением Новочернушинского месторождения, где залежь
пластовая, литологически экранированная.
Воронежский горизонт
сложен органогенно-детритовыми и шламово-детритовыми известняками средней
нефтенасыщенной толщиной 1,2-10 м, пористостью 7-13 %.
Воронежские отложения
сложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и пластовой водой с
растворенным газом. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений
получены в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине
8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская
(Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское
месторождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловское
месторождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевское
месторождение).
Продуктивные отложения
воронежского горизонта представлены органогенными известняками. Пористость
коллекторов изменяется от 6 % (Дудачинское месторождение) до 12 % (Антоновское
месторождение). Проницаемость - от 0,03 до 0,229 мкм2,
нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти пластовые сводовые, глубины их
залегания от 2802 (Восточно-Кудиновское) до 2877 м (Ковалевское), высота
залежей от 10,2 до 29 м.
Евлановский и ливенский
нерасчлененные горизонты представлены известняками органогенными, в основном,
трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногда
известняки строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногда
органогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение). Пористость
коллекторов изменяется от 8 % (Восточно-Кудиновское месторождение) до 15 %
(Николинское), проницаемость от 0,013 до 0,229 мкм2,
нефтенасыщенность от 81 % (Новокочетковское) до 92 % (Западно-Кочетковское месторождение).
Залежи, в основном,
пластовые сводовые, за исключением залежи на Северо-Романовском месторождении,
которая является массивной.
В евлановских-ливенских
отложениях открыт ряд небольших нефтяных месторождений. Скважины, давшие
промышленные притоки нефти явились первооткрывательницами месторождений:
скважина 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), скважина 8
Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская
(Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская (Северо-Романовское
месторождение), скважина 18 Чернушинская (Николинское), скважина 29
Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7 Чернушинская (Антоновское) скважина
6 Чернушинская (Ковалевское месторождение).
Некоторые из этих
месторождений имеют многопластовое строение и содержат самостоятельные залежи в
каждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском, Ново-Кочетковском,
Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях продуктивными являются пять
горизонтов: евлановский-ливенский, воронежский, петинский и семилукский.
Региональной покрышкой
для данного нефтегазоносного комплекса служат задонско-елецкие отложения.
Нижне - верхневизейский
(терригенный) комплекс
Продуктивными отложениями
комплекса на данной территории являются бобриковские, тульские и алексинские.
Бобриковский горизонт
представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Для них характерна
неоднородность отложений, как по площади, так и по разрезу.
По результатам
опробования в них выявлены нефтяные залежи на Романовском, Северо-Романовском и
Нижне-Коробковском месторождениях. В бобриковских отложениях выявленных
месторождений выделено от одного до двух продуктивных пластов. Глубина
залегания залежей от 1824 (Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высота
залежей от 2,6 до 20м. Пористость песчаников от 16 до 23,5 %, проницаемость -
от 0,2 до 0,374 мкм2,нефтенасыщенность от 53 до79 %. Залежи, в
основном, пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во втором
пласте залежь - пластовая, литологически ограниченная.
Алексинский горизонт
сложен тремя литологическими пачками пород: нижняя - известковистая, средняя -
глинистая с прослоями кварцевых песчаников и алевролитов и верхняя -
известковистая. Продуктивные отложения алексинского горизонта приурочены к
средней пачке пласта, состоящей из чередования песчаников, алевролитов и
аргиллитов. Песчаники отличаются зональной неоднородностью и невыдержанностью
по простиранию.
Месторождения нефти
(Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по размерам и запасам, глубина
залегания их 2304-2367 м, высота залежей от 2,2 до 18 м, нефтенасыщенная
толщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость продуктивных песчаников от 16 до 23%,
нефтенасыщенность от 69 до 82%. Типы залежей пластовые, литологически
ограниченные.
Для коллекторов тульского
и алексинского горизонтов характерно линзовидное залегание.
5.
Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади
В результате проведенных
исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза,
тектонического строения, были показаны высокие перспективы евлановского,
семилукского и воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружение
нефти и газа,
С целью поиска залежей в
данных горизонтах рекомендуется заложить поисковую скважину №1. Поисковую
скважину №1 закладываем до глубинны 3900 метров, в своде структуры. Основными
задачами поисковой скважины являются:
- получение первых
промышленных притоков нефти и газа из исследуемых горизонтов;
- отбор шлама;
- опробование
пластоиспытателем в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых
продуктивных горизонтов.
В случае открытия залежей
в перспективных горизонтах предполагаем заложения разведочной скважины №2.
Разведочную скважину №2 рекомендуем заложить на северо-западном крыле структуры
в 380 метрах северо-западнее от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров.
Забой скважин №1 и №2 предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовского
возраста.
Таблица глубин.
Название горизонта
|
№ скважины
|
№1
|
№2
|
Глубина, м
|
Глубина, м
|
Евлановский
|
2765
|
2775
|
Семилукский
|
3035
|
3045
|
Воробьевский
|
3620
|
3630
|
В поисковых и разведочных
скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до спуска колонны в скважину для
определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:
- стандартный каротаж с
записью кривых PS и KS;
- гамма-каротаж (ГК);
- нейтронный каротаж
(НК);
- акустический каротаж
(АК);
- кавернометрия;
- инклинометрия;
- термометрия.
Основные задачи, решаемые
разведочной скважиной:
- отбор керна в
интервалах залегания продуктивных горизонтов;
- опробование в процессе
бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания
бурения;
- пробная эксплуатация
выявленных залежей.
В продуктивных и
перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:
- боковое каротажное
зондирование (БКЗ);
- боковой каротаж (БК);
- микрозондирование (МЗ);
- индукционный каротаж
(ИК).
Заключение
В результате проведенных
исследований были обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности
евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов. С целью обнаружения в
них залежей нефти и газа на Вербовской площади рекомендуется заложить поисковую
скважину №1 в своде структуры по евлановскому отражающему горизонту.
В случае обнаружения
залежей в исследуемых горизонтах рекомендуем заложить разведочную скважину №2
на расстоянии 380 метров северо-западнее от скважины № 1.
Литература
1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонских
отложениях Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и Чернушинско-Логовского
лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А.
Брыжин. Волгоград, 2002. - 170 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».
2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенных
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка недр в
период с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2001. - 155
с - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочных
работ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет / Руководитель А.А.
Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. - Фонды ООО ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
4. «Усовершенствование схемы тектонического районирования
лицензионных территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышения
эффективности планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В.
Медведев. Волгоград, 2002. - 60 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ
за 2003 год на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределах
Кудиновско-Романовской тектонической зоны и оценка их эффективности» Отчет /
Руководитель - К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 - 84 с. - Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
6. «Паспорт на Вербовские локальные структуры» / Руководитель
С.С.Косова / СК «ПетроАльянс» - Москва, 2003. - 27 с. - Фонды ООО
«ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / Руководитель
А.В. Назаренко. Волгоград, 1994. - 29 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
8. «Паспорт Ковалевского месторождения» / Руководитель А.В.
Назаренко. Волгоград, 1995. - 31 с. - Фонды ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
9. В.Е. Хаин «Геотектоника», Недра, М., 1973, 511с.
Страницы: 1, 2
|