1. Геолого-физическая характеристика месторождения 1.1. Характеристика геологического строения На площадях Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем [1]. Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно. Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров ,общая толщина до 820 метров. Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.
Изм	Лис	№ докум	Подп.	Дата
Разраб.					Геолого-физическая характеристика месторождения	Лит			Лист	Листов
Пров.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.

Четвертичные отложения имеют небольшой объем 0-28 м., и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части короткого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская площадь 34 тыс.га, на своде структуры – Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га и на юге Федотовская 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку.

Дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологическими осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых

литологически осложенных. Во всех СТЭ локальные поднятия, в т.ч. и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоев на крыльях и переклиналях поднятий.

На площадях Ново-Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200-250 м. до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты – это единый гидродинамический связанный резервуар.

Отметки ВНК по скважинам в пределах месторождения колеблются в широких пределах от –1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет –1514,5  2,5 м (таблица 1.1.1).

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически полностью подстилаются подошвенной водой.

Средние отметки начального положения ВНК по

блокам Ново-Елховского месторождения

Таблица 1.1.1

Блок	Кол-во скв. с ВНК	Диапазон изменения	Средняя отметка
Акташская площадь
1	5	1513,6 - 1517,0	1514,9  0,9
2	11	1509,3 - 1517,0	1511,7  1,9
3	46	1507,2 - 1516,4	1512,6 ± 2,3
4	84	1508,6 - 1520,5	1513,4 ± 3,0
5	53	1510,0 - 1512,5	1514,7 ± 2,9
6	57	1509,7 - 1518,2	1513,9 ± 2,1
Ново-Елховская площадь
7	29	1510,9 - 1519,7	1516,2 ± 2,2
8	76	1509,1 - 1520,6	1514,5 ± 2,9
9+11	62	1510,8 - 1520,6	1515,6 ± 2,4
10	21	1512,3 - 1517,0	1514,9 ± 1,0
12	39	1513,0 - 1525,3	1516,4 ± 1,7
Федотовская площадь
13	13	1513,0 - 1519,2	1516,1 ± 1,0

Нефтеносность пластов Д₂-Д₅ на месторождении пока не доказана, хотя имеются все благоприятные факторы.

Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

Промышленные залежи нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км²), амплитуда 50 м.

Нефть тяжелая (910-930 кг/м³), вязкая (до 40 мПас). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т категории С₁ и 27,1 млн.т категории С₂, по подсчету 1983 г. (протокол ГКЗ № 9499-9501 от 13.06.84 г.).

Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м. Нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПас). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т категории С₁ и 20,7 млн.т категории С₂ – протокол ГКЗ СССР №9499-9501 от 13.06.84. г.

1.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов

Основным объектом разработки на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д₀ и Д₁ по промысловой индексации [1]. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргеллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций.

Породы коллекторы представлены песчаниками и алевролитами мономинеральными. Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов.

Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии

пласты объекта неотличимы.

Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой (Таблица 1.2.1).

Граничные значения пород-коллекторов и их классификация

для горизонтов Д₀ и Д₁ Ново-Елховского месторождения

Таблица 1.2.1

Параметры	Неколлектор	Коллектор
	аргиллиты, алевролиты, мелко и средне- зернистые, глинистые	1 класс низкопроницаемые или низкопродук тивные	2 класс хорошопроницаемые или хорошопродуктивные
		крупнозерн. алевролиты и мелкозерн. песчаники	мелкозерн. песчаники и крупнозерн. алевролиты
Пористость, m, %	менее14	14-18	более 18
Проницаемость, К, 10-3 мкм2	менее 70	70-200	более 200
Нефтенасыщенность,Кн,%	менее 70	70-85	более 85
Глинистость, Кгл, %	более 5	5-2,5	менее 2,5
Динамическая пористость	менее 32	32-55	более 55
Динамическая нефтенасыщенность, Кн.дин ,%	менее 10	10-16	более 16
Коэффициент вытесненияКвыт%	нет	68-72	72-85
Удельный дебит, т/сутм	менее 0,5	0,5-2,0	более 2,0

Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов.

Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз – Д₀ (кыновский горизонт), а, б₁,б₂₊₃ (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д (нижнепашийский подгоризонт).

Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения (Таблица 1.2.2).