1.4 Тектоника
В региональном тектоническом отношении площадь работ расположена в зоне сочленения Радаевской (Волго-Сокской) палеовпадины и Сокской седловины, отделяющих Южно-Татарский и Жигулевско-Пугачевский своды друг от друга. Бортовая зона ККСП развита западнее, юго-западнее проектной площади.
Тектоническое строение площади изучено по данным структурного бурения, сейсморазведки и глубокого бурения: поисково-разведочного и эксплуатационного.
На фоне погружения поверхностей по всем отложениям в южном и юго-восточном направлениях выделяется ряд поднятий и структурных зон.
На формирование различных структурных этажей и планов оказывали влияние тектонический и тектоно-седиментационный факторы, сочетание которых и предопределило особенности строения района.
В целом, с Берендеевским, Шумаркинским, Александровским и Капитоновским поднятиями (куполами), генетически образующими единое морфологически расчлененное поднятие - Александровскую структуру, связаны залежи нефти месторождения в опорных горизонтах девона, карбона и перми.
Наиболее сложное тектоническое строение имеет Берендеевский купол. По поверхности фундамента представляет антиклинальную складку изометрической формы, осложненную тремя выступами различной амплитуды. Складка ориентирована с северо-запада на юго-восток.
Юго-восточная переклинальБерендеевского купола опускается в сторону Шумаркинского купола под углом 300 с абс.отметки -2509 м до -2680 м, амплитуда 171 м.
Шумаркинский купол располагается на одной оси с Берендеевским, сохраняя тенденцию простирания с северо-запада на юго-восток, имеет неправильную форму.
Александровское поднятие расположено к юго-востоку от Шумаркинского. Имеет трехкупольное строение, все купола оконтуриваются изогипсой -2740 м. Ось поднятия в целом ориентирована с северо-запада на юго-восток. На Винно-Банновском поднятии сохраняются все три купола, связанные с соответствующими выступами фундамента. Структура также приобретает более сглаженные формы.
С пашийскими отложениями связаны промышленные скопления нефти, которые приурочены ко всем поднятиям. По отложениям турнейского яруса все структуры приобретают еще более сглаженные очертания.
В целом, форма строения отдельных куполов рассматриваемой площади, пространственная ориентировка которых вполне сопоставима с конусообразными тектоническими формами, косвенно подтверждает предположение, что систему куполов и поднятий Винно-Банновского месторождения можно рассматривать в качестве второстепенных кулисообразных осложняющих элементов Муханово-Ероховского прогиба.
Таким образом, район характеризуется унаследованностью структурных форм поверхности фундамента. Все структуры палеозоя являются структурами облекания, влияние тектонической составляющей в процессе структурообразования было второстепенным.
Тектоническая карта проектируемых работ представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 - Тектоническая карта проектируемых работ.
Условные обозначения к Рисунку 4.
1.5 Нефтегазаносность
Рассматриваемая площадь расположена в перспективном отношении нефтегазоносности района. В отложениях верхнего девона (пашийский горизонт, пласт Д1) скважиной 34 вскрыта нефтеносная залежь. При опробовании пласта-коллектора из интервала 1678-1679 м, сложенного светло-серыми кварцевыми песчаниками, получен приток нефти дебитом 1.3 м3/сут. Пласт-коллектор имеет неоднородное строение. В скв. 34 он разделяется на три проницаемых пропластка. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1 м. В скважинах 64, 66, 129 пласты-коллекторы обводнены. Залежь водоплавающая, пластово-сводового типа.
В отложениях семилукского горизонта также выявлены залежи нефти. Мухановская залежь вскрыта скв. 129. При опробовании интервала 1620-1624 м было получено 50 л/сут. нефти. С северо-запада, запада и юго-запада залежь контактирует с плотными породами. Граница залежи в этом направлении проведена на половине расстояния между скв. 129, вскрывшей пласт-коллектор, и скв. 66, 41, 34, в которых пласт-коллектор замещен на плотные разности. Этаж нефтеносности составляет 2.8 м. Залежь массивного типа, контур нефтеносности по данным ГИС принят на абс.отметке-1456 м. Шуганская залежь установлена скв. 126, пробуренной в своде одноименного нижнепермского поднятия, расположена западнее участка работ. При опробовании получен приток нефти 50 т/сут. Этаж нефтеносности равен 10.3 м. Тип залежи массивный.В отложениях нижнего карбона (в бобриковском горизонте) Александровское месторождение содержит 3 залежи нефти. Это Грачевская, Удобновская и Мухановская залежи. Мухановская залежь вскрыта скв. 34, в которой нефтенасыщение коллекторов бобриковского горизонта установлено по данным ГИС.
Грачевская и Удобновская залежи расположены юго-западнее участка работ.