1.3 Тектоника

Месторождение Каламкас в тектоническом отношении приурочено к северной части Бузачинского поднятия – важнейшего структурно-тектонического элемента второго порядка, расположенного на северо-западном окончании Туранской плиты. Развитие системы продольных и диагональных тектонических нарушений обусловило блоковое строение Северо-Бузачинского свода в целом, а в дальнейшем и самостоятельное развитие каждого блока и свода в целом. Структуры Северо-Бузачинского свода приразломные, как правило, осложнены продольными нарушениями, имеют ассиметричное строение с крутым узким северным крылом и пологим южным. Триасовая система представлена нижним и средним отделами.

Красноцветные отложения нижнего триаса представлены неравномерно переслаивающимися аргиллитами и песчано-алевролитовыми породами. Отложения среднего триаса сложены пестроцветными песчано-глинистыми и карбонатными породами. Юрские отложения залегают на размытой поверхности триасовых отложений с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены средним и верхним отделами. Средний отдел представлен нерасчлененной толщей байосского и батского ярусов. Отложения верхней юры имеют ограниченное распространение и присутствуют в наиболее погруженных северо-западной и западной частях структуры и относятся к волжскому ярусу. Отложения средней юры литологически представлены неравномерным чередованием глин и песчано-алевролитовых пород, причем песчано-алевролитовые породы наблюдаются в верхней части разреза. Верхнеюрские отложения представлены неравномерно переслаивающимися алевролитами, глинами, доломитами и мергелями.

Нижнемеловые отложения со стратиграфическим несогласием и размывом залегают на породах юры и представлены берриас-валанжинским, готеривским, барремским, аптскимиальбским ярусами. Эти образования сложены терригенными отложениями: песчаниками, глинами, алевролитами и мергелями, встречаются редкие прослои известняков. Верхнемеловые отложения представлены породами сеноманского и туронского ярусов. Разрез представлен глинами с прослоями песчано-алевролитовых и глинисто-карбонатных пород. Четвертичные отложения представлены современными солончаковыми образованиями.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Коллекторами на месторождении являются песчаники и алевролиты (терригенный коллектор) и в Ю-5с горизонте – карбонатный коллектор представлен глинистыми доломитами. В терригенных коллекторах пустотное пространство представлено порами. В карбонатных коллекторах пустотное пространство представлено микротрещинами и пустотами неправильной формы между доломитовыми зернами. Для разделения пород на коллекторы и неколлекторы в процессе изучения месторождения были установлены нижние пределы проницаемости, пористости и верхний предел глинистости. Так нижний предел проницаемости установлен 11*10^-3 мкм², нижний предел пористости - 18 %, а верхний предел глинистости – 48 %. Песчаники и алевролиты, в которых количество цемента превышает 30 %, не являются коллекторами. Пустотное пространство представлено порами.

В верхнеюрских отложениях, слагающих Ю-5С горизонт, наряду с терригенными коллекторами присутствует карбонатный коллектор. Терригенный коллектор представлен песчаниками мелко-среднезернистыми алевритистыми и алевролитами. Карбонатный коллектор представлен глинистыми доломитами. В терригенных коллекторах пустотное пространство представлено порами. В карбонатных коллекторах пустотное пространство представлено микротрещинами и пустотами неправильной формы между доломитовыми зернами.

Параметры, характеризующие емкостно-фильтрационные свойства коллекторов, такие как проницаемость, пористость, нефтенасыщенность рассчитывались по каждому объекту разработки, причем параметр проницаемость оценивался по данным геофизических исследований и по данным лабораторного изучения керна. В таблице 1.1 отражено сравнение параметров, посчитанных в настоящей работе с параметрами, представленными в Проекте разработки месторождения 1989 года.

Отмечается некоторое изменение в параметрах, так среднее значение коэффициента пористости в Ю-I, Ю-VI и VII горизонтах осталось прежним, а в остальных горизонтах изменения произошли в пределах точности подсчета (4%) и только по Ю-5с горизонту уменьшение составило 12%, по-видимому из-за того, что на дату составления проекта разработки горизонт был практически не разбурен. По всем горизонтам уменьшились средние значения коэффициентов нефтегазонасыщенности, причем наибольшие изменения произошли в горизонтах Ю, Ю-4с, Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV. Уменьшение произошло за счет получения новой информации по скважинам, пробуренным в межконтурных зонах и на периклинальных частях. Средние значения проницаемости также уменьшились за счет получения информации по новым скважинам.

Самые низкие значения проницаемости имеют горизонты Ю и Ю-5с имеют, которые, соответственно, равны 51*10-³мкм² и 58*10^-3мкм². Запасы нефти, содержащиеся в этих горизонтах относятся к трудноизвлекаемым. Значения проницаемости до 300*10^-3мкм² имеют коллектора Ю-II, Ю-V, Ю-VI и Ю-VII горизонтов. Коллектора остальных горизонтов имеют проницаемость более 300*10^-3мкм² и относятся к высокопроницаемым коллекторам.

Таблица 1.4.1 – Характеристика параметров горизонтов по геофизике

Горизонт	Тип коллектора	Порис- тость, доли ед. 1989/2006	Проницае- мость, *10-3мкм2 1989/2006	Начальная
				нефтена- сыщенность, доли ед. 1989/2006	газона- сыщенность, доли ед. 1989/2006
Ю	Терригенный Поровый	0,27/0,26	54/51	0,63/0,56	0,63/0,54
Ю-5с	смешанный	0,31/0,27	57/58	0,60/0,58	- /0,57
Ю-4с	Терригенный Поровый	0,29/0,28	518/445	0,68/0,64	0,71/0,68
Ю-3с	Терригенный Поровый	0,28/0,27	294/327	0,66/0,65	0,68/0,67
Ю-2с	Терригенный Поровый	0,28/0,27	405/361	0,66/065	0,68/0,62
Ю-1с	Терригенный Поровый	0,29/0,28	514/516	0,7/0,69	0,70/0,66
Ю-I	Терригенный Поровый	0,28/0,28	1118/514	0,73/0,68	0,73/0,64
Ю-II	Терригенный Поровый	0,29/0,28	449/280	0,7/0,65	0,7/0,67
Ю-III	Терригенный Поровый	0,29/0,28	917/412	0,72/0,67	0,70/0,76
Ю-IV	Терригенный Поровый	0,28/0,27	1694/459	0,74/0,70	-
Ю-V	Терригенный Поровый	0,28/0,27	674/289	0,70/0,67	-
Ю-VI	Терригенный Поровый	0,28/0,28	185/244	0,70/0,68	-
Ю-VII	Терригенный Поровый	0,28/0,28	156/156	0,68/0,68	-