1.3 Тектоника

В региональном тектоническом отношении Тананыкское место­рождение расположено в центральной части Бузулукской впадины - крупной отрицательной структуры, отраженной в строении поверхности фундамента и являющейся одним из сложнейших Волго-Уральской антеклизы.

По осадочному комплексу пород месторождение приурочено к внешней бортовой зоне Мухано-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы.

В пределах южного борта этого прогиба прослеживается так называемый Бобровско-Покровский вал.

В пределах Оренбургской области вал вытянут в широтном направлении на расстоянии свыше 150 км. Сводовая часть его сравнительно широкая, участками достигает от 20 до 30 км.

Общая конфигурация Бобровско-Покровского вала согласуется с очертаниями борта Мухано-Ероховского прогиба.

При детальном рассмотрении особенностей Бобровско-Покровского вала, устанавливается, что осложняющие его локальные поднятия образуют более мелкие валообразные зоны гряды, среди которых можно выделить, собственно Бобровско-Покровскую, примыкающую и приподнятой кромке южного борта Мухано-Еровского прогиба.

Тананыкская структурная зона протягивается в субширотном направлении, располагаясь в крайней западной части области, параллельно Бобровско-Покровской зоны. Эта зона объединяет Коммунаровское, Тананыкское, Докучаевское, Южно-Бобровское и Курманаевское поднятия, на западе указанной цепочки структура смыкается и Кулешовской структурной зоной.

Характеризуя особенности локальных структурных форм Тананыкской зоны, следует отметить, что они сравнительно отчетливо прослеживаются по всем горизонтам нижнего карбона до окского горизонта включительно и практически совершенно не выделяются в осадках среднего очевидно и верхнего карбона и слабо проявляются в отложениях нижней и верхней перми. Структурный план девонских отложений практически не изучен, так как полный их разрез вскрыт лишь в одной скважине 166.

Структура Тананыкского месторождения по кровле Бобриковского горизонта и Турнейского яруса представляет собой неправильную, изометрической формы складку, несколько вытянутую с севера-запада на юго-восток. Свод и осложнен двумя куполами, имеющими противоположные простирания: западный купол имеет меридиальную ориентировку длины оси, восшаный - субширотную. Превышение свода западного купола над высотным составляет 5 м. В целом сводовая часть поднятия плоская и широкая. Размеры структуры, в пределах условно замкнутой изогипсы 2620 северо-­западная не освещена бурением, составляют 7,1 × 4,1 км, амплитуда – 24 м.

1.4 Нефтегазоносностъ

Тананыкское месторождение расположено в западной части Боброво-Покровского нефтегазоносного района.

В процессе разведочного бурения на Тананыкском месторождении опробыванием в колонне и испытателем пластов изучены отложения Сакмаро-Артинского яруса, верхнего карбона, Мягковского, Каширского и Верейского горизонтов, Серпуховского и Окского, пласты: О₂, О₃, О₄, О₅ надгоризонтов.

Залежи нефти в этих отложениях не установлены. В девонских отложениях, по данным промыслово-геофизических исследований и керну скважины номер 116, нефтесодержащих пластов также не выявлено.

Промышленные запасы нефти на Тананыкском месторождении установлены в отложениях Б₂, Т₁, Т₂. Основные запасы нефти на месторождении связаны с пластом Б₂.

Песчаный пласт Б₂ приурочен к верхней части Бобриковского горизонта в 1,0 - 10,4 м ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта скважина 169. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослои. Промышленное нефтенасыщение пласта установлено опробыванием его в скважине 150, где из интервала перфорации от 2754 до 2758 м получен приток безводной нефти с дебитом 18,5 т/сут на 5 мм штуцере, в скважине 162 дебит нефти из пласта составил 18,7 т/сут.

В целом залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта шестью скважинами. Коэффициент песчанистости, рассчитанный по этим скважинам составляет 0,7, коэффициент равен 0,3.

Таблица 1.1 - Сведения о продуктивном пласте Б₂

Глубина залегания пласта в своде Абс отм, м	Высотное положение ВНК	Размещение залежи			Пределы и средств величины нефтенасыщености и мощности, м	Тип залежи
		длинна, км	ширина, км	высота, км
2789 - 2597,2	- 2620	7,25	4,0	22,8	5,2 - 10,6 × 7,6	Пластовая сводовая

Продуктивность пласта Т₁ на описываемой площади, залегает в интервале 3,4 м скважина 168 - 15,8 м, скважина 155 ниже кровли Турнейского яруса. Коллекторами нефти являются известняки, покрышкой для которых служат глины Малиновского надгоризонта. Пласт состоит из отдельных проницаемых прослоев, количество которых варьирует от 1 до 7 м.

Всего на месторождении пласт в скрыт в 14 скважинах, 6 из которых зоны с пластом Б₂.

Песчаный пласт Б₂ приурочен к верхней части Бобриковского горизонта в 1,0 - 10,4 м ниже его кровли. Иногда его поверхность сливается с кровлей горизонта скважина 169. По площади пласт имеет повсеместное распространение. В то же время он не является монолитом, нередко расслаивается глинами и глинистыми алевролитами на отдельные прослои. Промышленное нефтенасыщение пласта установлено опробыванием его в скважине 150, где из интервала перфорации от 2754 до 2758 м получен приток безводной нефти с дебитом 18,5 т/сут на 5 мм штуцере, в скважине 162 дебит нефти из пласта составил 18,7 т/сут.

В целом залежь в пределах контура нефтеносности вскрыта шестью скважинами. Коэффициент песчанистости, рассчитанный по этим скважинам составляет 0,7, коэффициентравен 0,3.

Продуктивность пласта Т₁ на описываемой площади, залегает в интервале 3,4 м скважина 168 - 15,8 м скважина 155 ниже кровли Турнейского яруса. Коллекторами нефти являются известняки, покрышкой для которых служат глины Малиновского надгоризонта. Пласт состоит из отдельных проницаемых прослоев, количество которых варьирует от 1 до 7.

Всего на месторождении пласт в скрыт в 14 скважинах, 6 из которых расположены в пределах контура-нефтеносности. Нефтеносность пласта доказана опробованием его в скважинах: 150; 152; 162; 168. Максимальный дебит нефти получен в скважине 152, который составил 110 т/сут при 10 мм штуцере.

В середине разреза Турнейского яруса, в среднем на 27 м ниже пласта Т₁ залегает пласт Т₂. В пределах контура нефтеносности пласт, вскрыт 4 скважинами, притоки получены в трех скважинах: 168; 162; 166.

Коллекторами пласта Т₂ являются известняки пористые, иногда с открытыми трещинами. В качестве покрышки служит 30 метровая толщина известняков с прослоями аргиллита и включениями доломита. Пласт до ВНК состоит, как правило, из от 2 до 4 проницаемых прослоев мощностью от 0,8 до 16 м.

Продуктивность пласта Т₂ на Тананыкском месторождении установлена промысловыми исследованиями скважина номером 162, которые проводились на одном режиме 3 мм штуцер в течение 55 часов непрерывного фонта­нирования. Дебит нефти составил 25,4 т/сут.

Кроме этого, нефть из этого пласта получена из скважины 166 при опробовании его испытателем пластов. Из интервала опробования от 2813 до 2840 м за 45 минут получен приток нефти в количестве 17 т/сут.

В скважине 168 дебит, замеренный в процесс опробования, составил 21,2 т/сут при работе на 6 мм в штуцере.

Таблица 1.2 - Данные, характеризующие пласты Т₁ и Т₂

Пласт	Главный зал пласта в своде	Высотное положение ВНК	Размещение залежи			Нефтенасыщенность и мощность	Тип залежи
Т1	2818,2 2626,4	- 2648	6	3,25	21,6	2,2-8,2 5,2	Пластовосводовая
Т2	2855,2 2663,8	- 2684	0	0	0	4,2-16 9,9	Пластовосводовая