1.3.1. Характеристика локальных объектов

Основные перспективы поиска нефтяных объектов на Шистеровском участке связываются, в первую очередь, с визейским терригенным и турнейским комплексами. Практически все месторождения бортовой зоны, расположенные вблизи Шистеровского участка, содержат промышленные скопления УВ в отложениях визейского терригенного комплекса.

На Шистеровском участке по результатам пересмотра материалов последних сейсморазведочных работ и составления сводных структурных схем по отражающим горизонтам нижнего карбона (ОГ II^К и ОГ II^П) выделяется 39 локальных структур и приподнятых участков. В состав двух месторождений входят 3 структуры: Маркидоновская (восточный купол) и Шистеровская – Шистеровское месторождение; Талмазовская (восточный купол) – Талмазовское месторождение. В фонде подготовленных к глубокому бурению находятся 2 структуры – Триговская и Славянская, в фонде выявленных 1 структура – Богдановская.

Кроме нижнекаменноугольных отложений в пределах Шистеровского участка поисковый интерес представляют отложения терригенного девона и среднего карбона.

Месторождений, содержащих промышленные залежи в отложениях терригенного девона на территории Шистеровского участка нет. Но непосредственно южнее и восточнее участка открыты месторождения с промышленными залежами в пашийских и живетских отложениях: Хатымское, Дубовогорское, Калмиярское, Быркинское. В пределах Шистеровского участка по ОГ III выделено 8 локальных поднятий, часть из которых представляет поисковый интерес.

Залежи в верейских и башкирских отложениях выявлены на территории Шистеровского участка на Аряжском (пласт Бш) и Талмазовском (пласт В₃В₄) месторождениях. Практически все месторождения бортовой зоны, расположенные вблизи Шистеровского участка, содержат промышленные скопления УВ в отложениях среднекаменноугольного комплекса. По ОГ I^К в пределах участка выделено порядка 30 локальных объектов, часть из которых могут быть перспективными для обнаружения залежей нефти.

Из общего количества локальных структур Шистеровского участка около 15 поднятий представляют интерес для постановки дальнейших геологоразведочных работ и рассмотрены в качестве объектов геолого-экономической оценки.

В качестве основных критериев при выборе объектов ГЭО использованы: расположение структуры относительно вмещающего тектонического элемента и относительно зональности ККСП; расположение относительно открытых залежей нефти, результаты испытаний ближайших скважин; морфологические характеристики структуры, выраженность в структурном плане относительно других объектов; уровень изученности структуры с позиции возможности изменения морфологии при детализации; надежность структурных построений по сейсмике 2D; результаты анализа вероятностных критериев и ранжирования структур по вероятности нефтеносности, (результаты будут приведены в главе 2).

Описание указанных поднятий приводится ниже, морфологическая их характеристика приведена в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Характеристика перспективных поднятий Шистеровского участка

№ на схеме	Структура/ поднятие	ОГ	Оконтури-вающая изогипса	Раз-меры, км	Ампли-туда, м	Пло-щадь, км2	Генезис структуры
14	Славянская	IК	-802	2,2 х 1,0	10	1,8	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1186	2,5 х 1,3	19	2,5
		IIП	-1244	2,4 х 1,3	23	2,6
17	Триговская	IК	-830	1,7 х 1,6	9	1,5	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1200	1,9 х 0,8	11	1,5
		IIП	-1225	1,9 х 0,8	9	1,6
4	Богдановская южный купол	IК	-865	0,7 х 0,4	2	0,3	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1275	0,8 х 0,6	11	0,4
		IIП	-1355	0,8 х 0,7	11	0,5
		III	структурный нос
	Богдановская северный купол	IК	-865	0,6 х 0,4	4	0,2	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1275	1,0 х 0,5	7	0,5
		IIП	-1355	1,0 х 0,4	8	0,4
		III	структурный нос
15	Талмазовское (западный купол)	IК	-850	1,7 х 0,9	6	1,1	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1255	1,4 х 1,1	9	1,2
		IIП	-1320	0,3 х 0,2	4	0,1
				1,2 х 0,9	9	0,8
2	Астанинская (западный купол)	IП	-880	1,1 х 0,6	6	0,6	Седимента-ционный
		IIК	-1240	1,71,0	17	1,3
		IIП	-1285	1,40,9	4	1,0
41	Дубовогорская	III	-1875	3,5х2,2	14	4,5	Тектон.
20	ПУ-20	IК	-870	1,20,5	3	0,7	Седимента-ционно-текто-нический
		IIК	-1280	2,40,8	12	1,8
		IIП	-1360	1,80,7	13	1,0
		III	-1880	2,20,6	18	1,1
		VВП	-2040	1,80,7	18	1,0
26	ПУ-26	IК	-830	1,31,8	9	1,8	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1225	1,02,6	12	1,7
		IIП	-1280	0,51,0	8	0,5
		III	-1840	2,51,7	13
22	ПУ-22*	IК	-810	1,81,6	28	2,2	Тектоно-седимента-ционный
		IIК	-1200	1,71,9	24	2,5
		IIП	-1250	1,72,0	27	2,6

* В пределах площади сейсморазведочных работ структура не имеет замыкающей изогипсы, т.к. расположена на границе площади. Размеры структуры и ее площадь указаны как возможные.

Структуры, вошедшие в состав месторождений нераспределенного фонда: Шистеровское (залежи в пластах Тл_2б, Т₂) и Талмазовское (залежь в пласте В₃В₄) месторождения, а также южный купол Аряжского месторождения (залежь в пласте Бш выходящая за границы горного отвода).

Шистеровское месторождение объединяет Шистеровское и Маркидоновское продуктивные поднятия.

Шистеровская структура была выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами СП 11/92-96 на Бикбардинской площади. Структура представляла собой брахиантиклиналь неправильной формы субмеридионального простирания, образованную за счет облекания позднедевонской органогенной постройки. Максимальная площадь по ОГ II^П была около 2 км², амплитуда – 15 м.

Последующие сейсморазведочные работы в 1997 г. [Жданов А.И., 1997ф]. и 1999 г. [Винокурова О.А., 1999ф]. несколько уточнили строение структуры и подтвердили местоположение свода и рекомендации на бурение.

В 2000 г. в своде Шистеровской структуры была пробурена скважина 201 Бородинской площади со вскрытием турнейских отложений, забой на глубине 1540 м. Скважина вскрыла кровлю тульских терригенных и турнейских отложений на прогнозируемых отметках, а кровлю верейских отложений на 10 м ниже прогноза.

При испытании в процессе бурения из тульских терригенных и турнейских отложений были получены притоки нефти и промывочной жидкости, из башкирских и верейских отложений – пластовая вода.

При опробовании в эксплуатационной колонне из пласта Тл₂б получен приток нефти дебитом 21 т/сут. Из пласта Т₂ - приток нефти дебитом 1,3 т/сут [Паспорт Шистеровского м-я, 2004ф.], (табл.1.5).

По результатам бурения в 2000 г. открыто Шистеровское месторождение нефти. При подсчете запасов ВНК тульской и турнейской залежей был обоснован по нижней дыре перфорации и ГИС (ниже перспективного интервала выделены водонасыщенные коллектора).

Позднее, в 1999-2001 гг. Шистеровская структура вошла в рамку сейсморазведочных работ на Макаровской площади (рис. 1.7), которые подтвердили оптимальное положение скважины 201 по ОГ II^К и II^П.

По ОГ I^К было отмечено смещение свода в западном направлении, в район непродуктивной скважины 51-Аряжской.

На основании имеющихся данных нет оснований прогнозировать дополнительные залежи на Шистеровской структуре. Пласты Тл_2б и Т₂ будут рассмотрены в качестве объектов освоения в главе 3.

Рис. 1.7. Фрагмент структурной карты ОГ II^К Макаровской площади

Маркидоновская структура была выявлена сейсморазведочными работами СП 11/95-97 на Богдановской площади в виде структуры облекания позднедевонского рифа. Площадь поднятия по ОГ II^К составляла 2,53 км², амплитуда 15 м.

Через 2 года строение Маркидоновской структуры было уточнено сейсморазведочными работами СП 11/98-99 на Хатымской площади. По ОГ II^П и II^К структура разделилась на четыре самостоятельных купола. Наибольшую амплитуду имел центральный купол – 13 м. В пределах центрального купола было рекомендовано бурение одной поисковой скважины и трех зависимых разведочных в наиболее высоких точках остальных куполов.

В следующий полевой сезон (СП 11/99-00) на Макаровской площади были проложены новые профили юго-восточнее рассматриваемого поднятия. В результате новых работ и переинтерпретации предыдущих восточный купол был отнесен к Южно-Шистеровской структуре.

В результате переинтерпретации материалов уменьшились размеры трех оставшихся куполов Маркидоновской структуры и их амплитуды (лучший по ОГ II^К имел амплитуду 8 м), но рекомендации по заложению скважин остались без изменений.

В 2001 г. на восточном куполе Маркидоновской структуры пробурена скважина 211 Бородинской площади. Скважина достигла проектной глубины 1500 м и вскрыла турнейские отложения, скважина подтвердила прогнозируемые отметки по ОГ II^К и II^П.

В процессе бурения в скважине 211 были испытаны интервалы в верейских, башкирских, тульских и турнейских отложениях. Из верейских и башкирских отложений получены пластовая вода и фильтрат бурового раствора с пленкой нефти.

Из тульских терригенных отложений (пласт Тл_2б) получено 0,12 м³ нефти, тех.вода и буровой раствор с пленкой нефти. Пластовая вода не получена.

Из верхнего интервала турнейских отложений (по интерпретации пласт Т₁) получено 0,02 м³ нефти и ФБР и техническая вода, пластовая вода не получена. Из более глубокого турнейского интервала (по интерпретации пласт Т₂) – техническая вода с обильной пленкой нефти и единичными каплями нефти (табл.1.5).

В эксплуатационной колонне из турнейских отложений получен приток нефти дебитом 2,7 т/сут. По результатам бурения на Маркидоновской структуре открыта нефтяная залежь в турнейских отложениях (пласт Т₂), в 2001 г. структура вошла в состав Шистеровского месторождения.

Испытание тульского пласта не было рекомендовано ввиду неоднозначного определения насыщения отложений, связанного с техническими осложнениями при проведении электрокаротажа. По ГИС в интервале пласта Тл_2б выделены 2 нефтенасыщенных прослоя эффективной толщиной 2,6 м. Верхний водонасыщенный по ГИС прослой выделен на 12 м ниже.

Маркидоновская структура недоизучена. При детализации поднятия возможно уточнение сводовой части (по опыту работ 3D на малоразмерных объектах БС сводовые части по 2D и 3D совпадают весьма редко), не исключено увеличение эффективной нефтенасыщенной толщины турнейских отложений и наличие залежи в тульских терригенных отложениях.

На основании имеющихся данных в качестве объекта экономической оценки на Маркидоновской структуре рассматривается турнейская залежь пласта Т₂. В качестве вероятного пропущенного объекта рассматривается залежь в тульских терргенных отложениях (пласт Тл_2б).

Талмазовское месторождение приурочено к восточному куполу одноименной структуры.

В 1988 г. на месте восточного купола сейсморазведочными работами была выявлена Кузинская структура [Жданов А.И., 1997ф].

Проведенные СП 11/95-96 работы на Богдановской площади подтвердили наличие Кузинского поднятия. Поднятие было прослежено по всем отражающим горизонтам палеозоя и характеризовалось соответствием структурных планов нижнего карбона. В 3 км западнее Кузинского было выявлено Талмазовское поднятие. Поднятие интерпретировалось как структура облекания позднедевонской рифогенной постройки, картировалось по ОГ II^К, II^П, III.

В 1997 г. после переинтерпретации сейсмических материалов на Талмазовскую структуру был составлен паспорт, по которому Талмазовская структура включала в себя 2 поднятия – западное (Талмазовская структура по работам СП 11/95-96) и восточное (Кузинская структура по работам СП 11/95-96).

Восточное поднятие Талмазовской структуры по всем отражающим горизонтам картировалось гипсометрически выше западного. Разница в отметках составляла от 10 до 20 м, увеличиваясь с глубиной.

В 1998 г. на восточном куполе Талмазовской структуры была пробурена скв. 207-Бородинская глубиной 1501 м со вскрытием турнейских отложений.

Скважина 207 вскрыла основные отражающие горизонты ниже прогнозных отметок: ОГ I^К на 10 м, ОГ II^К – на 13 м, ОГ II^П – на 14 м ниже.

По ГИС в скв.207 нефтенасыщенные коллектора были выявлены в верейских и башкирских отложениях. В процессе бурения из верейского интервала получено 2,8 м³ нефти.

При опробовании в эксплуатационной колонне из верейских отложений получены промышленные притоки нефти дебитом от 8,3 до 13,3 т/сут, из башкирских отложений приток нефти дебитом 0,81 т/сут (табл. 1.5).

Нефтенасыщенных коллекторов в тульских терригенных отложениях по ГИС не выделено. В процессе бурения из указанных отложений получена смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды.

В 1999 г. на западном куполе Талмазовской структуры пробурена скважина 206-Бородинская со вскрытием турнейских отложений.

Скважина вскрыла ОГ I^к на 6 м выше, и подтвердила прогнозные отметки по ОГ II^К и II^П.

По результатам ГИС в верейских отложениях (пласт В₁) выделен нефтенасыщенный прослой толщиной 1,1 м. Рекомендации для испытаний в колонне не было, ввиду небольшой толщины прослоя. В радаевских отложениях выделено 2 водонефтяных прослоя.

Испытания в процессе бурения верейских, башкирских, тульских и турнейских отложений показали наличие водонасыщенных коллекторов (табл.1.5). Эксплуатационная колонна в скважину не спускалась.

Талмазовское месторождение официально открыто в 2001 году.

Сейсморазведочные работы СП11/99-00 на Быркинской площади уточнили геологическое строение западного поднятия Талмазовской структуры. По кровле турнейского яруса поднятие разделено на два купола в результате развития в его северо-западной части палеокарста [Колчанова Р.Н., 2001ф]. Скважина 206 оказалась расположенной на северо-западном куполе, имеющем наименьшие размеры и амплитуду. По мнению авторов отчета [Колчанова Р.Н., 2001ф] в визейское время произошло заполнение эрозионно-карстового канала терригенным материалом, в результате чего по ОГ II^К Талмазовская структура представлена единым поднятием, при этом скв.206 расположена на западной периклинали. По кровле верейских отложений свод структуры сместился относительно ОГ II^К в северо-восточном направлении. Скважина 206 оказалась за контуром поднятия.

По современным структурным построениям по ОГ I^П отметки в своде западного купола Талмазовской структуры соответствуют отметке в продуктивной скв.207 и превышают отметку «пустой» скв.206 на 12 м. Это позволяет предполагать наличие нефтяной залежи в верейских отложениях на западном куполе (рис.1.8).

В качестве объектов экономической оценки рассматриваются открытая верейская залежь восточного купола и прогнозируемая верейская залежь западного купола Талмазовского поднятия.

Рис. 1.8. Фрагмент структурных карт ОГ I^К Макаровской и

Быркинской площадей

Южный купол Аряжского месторождения (район скв.183) содержит залежь нефти в пласте Бш, запасы подсчитаны по категории С₂, более 60% запасов купола относятся к нераспределенному фонду и являются объектом экономической оценки.

Аряжское месторождение было открыто в 1968 г. на Трегубовской структуре, подготовленной структурным бурением (четыре купола по тюйским отложениям P₁ – пробурены четыре поисковые скважины). В 1983 г. строение Трегубовской структуры было уточнено сейсморазведочными работами 2D, возможно тогда, с учетом глубокого бурения, оконтурили два купола структуры – северный и южный.

В 1985-86 гг. на северном куполе пробурены разведочные скважины 181 и 182-Утулгинские, на южном куполе – поисковая скв.183-Утулгинская.

В скв.183 при опробовании в колонне башкирского интервала получен приток нефти 20 т/с [Фадеев Ю.И., 2002ф]. При испытании в открытом стволе тульских и турнейских отложений получена пластовая вода (табл.1.5).

По результатам бурения на Аряжском месторождении были открыты промышленные залежи нефти в пластах Бш, Бб₂, Т_1-3 (кат.С₁) и Тл_2б (кат.С₂) – на северном куполе и в пласте Бш (кат.С₁) – на южном куполе.

Северный купол в 1993-95 гг. был изучен сейсморазведочными работами 2D с достаточно высокой плотностью, южный купол не попадал в границы сейсморазведочных работ до 2001 г.

В 2001 году район Аряжского месторождения был изучен сейсморазведочными работами 2D на Макаровской площади, в том числе редкой сетью профилей был закрыт южный купол. Представления о его строении существенно изменились – по основным отражающим горизонтам восточнее пробуренных скважин 18 и 183 был закартирован приподнятый участок, скважины при этом оказывались на его западном склоне. Однако плотность профилей была недостаточна для проектирования дальнейших ГРР.

После получения результатов сейсморазведки в скважине 183-Утулгинской были проведены работы НВСП. По результатам НВСП, к северо-востоку от скважины 183, установлена приподнятая зона, превышение отметок свода над скважиной 183 составляет до 19 м по ОГ II^К и II^П.

В результате комплексной интерпретации данных сейсморазведки и НВСП в 2001 г. подготовлена Славянская структура, составлен паспорт.

Славянская структура представляет купол северо-восточного простирания, у которого достаточно детально изучена сводовая изометричная часть, и по единичным профилям и данным бурения скв.18 намечена южная периклиналь. Структура образована облеканием позднедевонской органогенной постройки и выражена по ОГ II^П, II^К, I^К. Максимальная амплитуда по ОГ II^П – 23 м, вверх по разрезу закономерно уменьшается до 10 м по ОГ I^К.

По ОГ II^П структура осложнена двумя вершинами, северная наиболее контрастная. Вверх по разрезу вершины нивелируются. Южная критическая периклиналь структуры остается недоизученной, однако уверенное выделение органогенной постройки в волновой картине и данные бурения скв.183 позволяют прогнозировать существование ловушки в турнейских, визейских терригенных и среднекаменноугольных отложениях.

Морфологическая характеристика структуры приведена в таблице 1.6.

Скважина 183 по современным структурным построениям расположена на западном крыле Славянской структуры, превышение отметок в сводовой части над скважиной составляет 23 м по ОГ II^П, 19 м по ОГ II^К и 10 м по ОГ I^П.

В паспорте Славянской структуры приведен подсчет ресурсов категории С₂ по пласту Бш и подсчет ресурсов категории С₃ по НГК C₁v и C₁t.

В 2002 году выполнен оперативный пересчет запасов Аряжского месторождения (владелец лицензии ОАО «УралОйл»). В районе скв.183 залежь пласта Бш оконтурена с учетом последних структурных построений, т.е. приурочена к Славянской структуре. При этом запасы пласта Бш подсчитаны по категории С₁ (в границах горного отвода на балансе ОАО «УралОйл») и по категории С₂ (нераспределенный фонд). (рис. 1.9-1.10).

Поскольку в скв.183 залежей в отложениях визейского и турнейского ярусов не установлено, при подсчете запасов 2002 года не была учтена современная рисовка Славянской структуры по кровле тульского и турнейского пластов.

В настоящей работе структура рассматривается как объект экономической оценки по башкирским отложениям в пределах нераспределенного фонда недр, а также как самостоятельный перспективный объект по визейским терригенным и турнейским отложениям.

Основания для прогнозов нефтеносности – превышение сводовой части Славянской структуры над скважиной 183, более высокое гипсометрическое положение структуры относительно основного северного купола Аряжского месторождения, где промышленные залежи открыты в турнейских и визейских терригенных отложениях. Дополнительным благоприятным фактором можно считать, установленные по данным ГИС, увеличенные толщины тульских и бобриковских песчаников в ближайших скважинах 18 и 183 (5,8-15 м).

Рис. 1.9. Фрагмент структурной карты по кровле башкирского нефтяного пласта Аряжского месторождения [Фадеев Ю.И., 2002ф]

Триговская структура расположена также в бортовой зоне, в 2,5 км северо-западнее Аряжского продуктивного поднятия и в 2 км восточнее Утулгинского месторождения.

Структура выявлена сейсморазведочными работами СП 11/95-97, уточнена последующими работами 2D и подготовлена в 2000 г. по результатам сейсморазведки 2D на Макаровской площади (рис. 1.7). Плотность сейсмопрофилей при подготовке 5,8 км/км² [Паспорт Триговской структуры, 2001ф].

Структура выделена по ОГ «К», I^К, II^К, II^П и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания с более крутым северо-восточным крылом, максимальная амплитуда по ОГ II^К 11 м. Структура образована облеканием франской органогенной постройки [Колчанова Р.Н., 2000ф]. Характеризуется плановым соответствием ОГ II^П и II^К и смещением относительно них в южном направлении структурных планов по кровле верейских и кунгурских отложений.

По кровле кунгурского яруса структуре соответствует изометричный купол, который был выделен по результатам структурного бурения еще в 1960-е годы как северный купол Трегубовской структуры. В 1968 г. здесь была пробурена поисковая скважина 56-Аряжская, не давшая положительных результатов (табл.1.5).

Рис. 1.10 Фрагмент структурной карты ОГ II^К Славянской структуры [Паспорт Славянской структуры, 2001ф.]

По современным построениям по ОГ II^К и II^П скв.56 расположена на юго-восточном крыле, за контуром Триговской структуры, превышение отметок в своде Триговской структуры над скважиной составляет 16 м по кровле тульских и 13 м по кровле турнейских отложений.

По ОГ I^К скважина 56 расположена в своде структуры (ввиду геологических особенностей строения – смещения сводовой части по отложениям среднего карбона).

Триговская структура выделена на одном структурном основании с Барановской структурой, на которой открыто Утулгинское месторождение нефти с промышленной залежью в пласте Тл_2б (владелец лицензии - ЗАО Институт «РОСТЭК»). По ОГ II^П и II^К Триговская и Барановская структуры разделены весьма условно – узким прогибом глубиной 2-3 м, гипсометрическое положение их «замков» одинаково, но амплитуда Триговской структуры на 7 м ниже Барановской.

На Барановской структуре в 1985 году были пробурены две скважины – 185 и 186-Утулгинские. По современным построениям скв.185 расположена в сводовой части, скважина 186 – на южном крыле поднятия.

При опробовании в колонне тульских терригенных отложений (пласт Тл_2б) в скважинах 185 и 186 были получены притоки нефти 1,4 т/сут и 4 т/сут. По данным пересчета запасов Утулгинского месторождения 2001 г. ВНК залежи Тл_2б установлен по нижней дыре перфорации в сводовой скважине 185 на отметке минус 1213 м, высота залежи составляет 11 м. По аналогии с Утулгинским месторождением основные перспективы нефтеносности на Триговской структуре связаны с тульскими, а возможно и бобриковскими терригенными отложениями. Благоприятным фактором для прогноза является расположение Триговской структуры в зоне увеличенных толщин терригенного визе по данным сейсморазведки [Колчанова Р.Н., 2000ф].

Кроме визейских терригенных отложений перспективных интервалов в скважинах Утулгинского месторождения не выявлено. В процессе бурения из каширо-верейских отложений в скв.185 притока не получено, из башкирских отложений в скв.186 получена смесь с пластовой водой. Из турнейских, доманиковых и тиманских терригенных отложений приток не получен. В сводовой скважине 185 по керну в турнейском интервале (пласт Т₂) отмечено неравномерное нефтенасыщение кавернозного известняка. По ГИС турнейские отложения водонасыщены.

Открытие промышленных залежей в отложениях среднего карбона на Триговской структуре не рассматривается, поскольку «пустая» скважина 56 расположена в своде структуры по ОГ I^К.

Перспективы турнейских отложений рассматриваются как возможные, с учетом промышленных залежей на Аряжском (полное заполнение ловушек в пластах Т₁ и Т₂ при аналогичном гипсометрическом уровне замыкающей изогипсы) и Шистеровском месторождениях (продуктивные купола расположены на более низком гипсометрическом уровне, чем Триговская структура).

Ресурсы подготовленных к глубокому бурению структур, Шистеровского участка при составлении паспортов были подсчитаны методом плотностей. При постановке на баланс ресурсы были пересчитаны объемным методом. Аналогом при пересчете было выбрано Аряжское месторождение. Количество учитываемых на 1.01.2012 г. ресурсов категории С₃ приведено в таблице. 1.2.

Выявленная Богдановская структура в тектоническом отношении расположена на северном склоне Башкирского свода, в зоне сочленения его с Верхнекамской впадиной. В фациальном отношении - в пределах внутренней прибортовой зоны Шалымо-Калининского прогиба ККС.

Структура выявлена сейсморазведочными работами 2D в 1989 г. [Жданов А.И., 1990ф]. Сейсморазведочными работами 1997 г. [Жданов А.И., 1997] и 2001 г. [Колчанова Р.Н., 2001ф] уточнено строение структуры (рис. 1.11).

По основным отражающим горизонтам карбона структура представлена двумя малоразмерными куполами, разделенными между собой узким прогибом. Максимальная амплитуда на южном куполе по ОГ II^К и II^П – 11 м.

По сейсмической записи 1997 г. структура имела характерный для позднедевонского рифа рисунок, ее генезис был представлен как тектоно-седиментационный. По результатам сейсморазведочных работ 2001 г. Богдановская структура расположена на границе смены типов разрезов ККСП: зоны развития франско-фаменских терригенно-карбонатных и преимущественно турнейских карбонатно-терригенных отложений.

Морфологические характеристики Богдановской структуры приведены в таблице 1.6.

Ресурсы Богдановской структуры оценены по категории Д₁л методом плотностей и поставлены на баланс в 1989 г. (табл. 1.2).

Из всех перечисленных объектов Шистеровского участка Богдановская структура является наименее перспективным объектом, так как слабо выражена в волновом поле и характеризуется наиболее низким гипсометрическим положением.

Однако интерес к доизучению структуры обусловлен, с одной стороны, близостью прослеженного по сейсморазведке регионального тектонического нарушения по ОГ III, которое могло способствовать миграции нефти (рис. 1.5), с другой стороны, интересными результатами в скв.170-Утулгинской. Скважина была пробурена в 1985 г. на Тапьинской структуре, подготовленной структурным бурением в 6 км западнее Богдановских куполов. В скважине из доманиковых отложений был поднят керн с запахом нефти, при ИПТ доманиковых отложений получен слабый приток (0,02 м³) тяжелой темно-коричневой нефти. Из турнейских отложений притока не получено, выше – пластовая вода. По геолого-геохимическим исследованиям в башкирских интервалах установлено остаточное нефтенасыщение.

По современным структурным планам ОГ II^П и II^К Тапьинская структура не проявляется, скважина 170 расположена на моноклинальном склоне.

Рис. 1.11 Фрагмент структурной карты ОГII ^К Богдановской площади

В пределах Шистеровского участка выделен еще ряд локальных поднятий, не числящихся в фонде, но перспективных на поиски нефти. Наибольший интерес в пределах бортовой зоны представляют Астанинская структура (западный купол); ПУ 22; ПУ 26.

Перспективных объектов, расположенных во внутренней прибортовой зоне, на Шистеровском участке выделяется немного. Наиболее интересны ПУ 20 и Дубовогорская структура.

Астанинская структура в пределах Шистеровского участка представлена западным куполом Астанинской группы поднятий, состоящей из 3 объектов. Астанинская группа поднятий была подготовлена к бурению сейсморазведочными работами на Бикбардинской площади в 1993-96 гг. с плотностью профилей 2,6 км/км². Все поднятия уверенно выделялись на временных разрезах как структуры облекания позднедевонских рифов. Западный купол Астанинской группы картировался по отражающим горизонтам II^К и II^П с плановым соответствием.

В 2001 г. на северном куполе структуры, наиболее амплитудном и хорошо оконтуренном, была пробурена поисковая скважина 203-Бородинская до вскрытия турнейских отложений. При опробовании в колонне получены промышленные притоки из бобриковских и радаевских отложений, нефть с водой из турнейских. В 2002 году запасы бобриковской и радаевской залежей Астанинского месторождения поставлены на баланс нераспределенного фонда в количестве 130 тыс.т извлекаемых. Другие два купола Астанинской структуры не разбурены.

В 2005 г. при детальном изучении геологического строения Калмиярского месторождения [Заварзин Б.А, 2005ф] была проведена переинтерпретация геологических материалов с учетом данных бурения. В результате были построены новые структурные карты и пересмотрен генезис выявленных структур (рис.1.12).

Западный купол Астанинской структуры седиментационного генезиса, по ОГ III не выражен, по ОГ II^П выражен чрезвычайно слабо (амплитуда в пределах замыкающей изогипсы 4 м). По ОГ II^К характеризуется максимальной площадью и амплитудой 17 м. По ОГ I^П достаточно условно объединен единой замыкающей изогипсой с центральным куполом.

По характеру изменения волнового поля авторами сейсмоотчета предполагалось наличие увеличенной мощности песчаного тела визейского возраста, облеканием которого и сформирован западный купол.

Учитывая недостаточную плотность профилей, бурение ранее рекомендованной скважины на западном куполе посчитали преждевременным.

Рис. 1.12. Фрагмент структурной карты ОГ II^К Калмиярского участка [Заварзин Б.А., 2005ф]

Западный купол Астанинской структуры может быть перспективным на поиски углеводородов в визейских терригенных отложениях после проведения дополнительных геологоразведочных работ и рассматривается в данной работе как объект экономической оценки.

В непосредственной близости от рассматриваемого поднятия расположены купола Калмиярского месторождения, в пределах которых выявлены залежи в отложениях визейского терригенного комплекса (а также турнейского и среднекаменноугольного карбонатных). Продуктивные купола Калмиярского месторождения по отражающему горизонту II^К имеют подобные Астанинской структуре амплитуды и расположены на одном гипсометрическом уровне.

ПУ-22. Приподнятый участок расположен на крайнем юге Шистеровского участка, вблизи границы с Башкортостаном. Впервые намечен по результатам сейсморазведочных работ, проведенных на Макаровской площади в 1999-2000 гг. Ранее в пределах поднятия сейсморазведочные работы не проводились. У южной рамки работ Макаровской площади на одном сейсмической профиле выделена зона повышенных значений по всем основным отражающим горизонтам, которая рассматривается как северная периклиналь высокоамплитудной структуры. На временном разрезе по форме сейсмической записи и кинематическим параметрам была выделена франская органогенная постройка, рост которой, возможно, продолжался и в фаменское время. Генезис поднятия определен как тектоно-седиментационный. Предполагаемая амплитуда по ОГ I^К, II^К и II^П более 25 м.

При сопоставлении волновых полей на ПУ-22 и Трегубовском поднятии (Аряжское месторождение) специалистами ОАО «Пермнефтегеофизика» отмечено сходство сейсмической записи и значений интервалов времени регистрации упругих колебаний [Колчанова Р.Н., 2000ф]. Если учесть, что поднятия расположены на одних и тех же гипсометрических отметках, имеют практически одинаковые размеры и амплитуду, ПУ-22 может оказаться весьма перспективным объектом на поиски углеводородов.

Дополнительным благоприятным фактором для прогноза нефтеносности ПУ 22 является близость его к продуктивным куполам Татышлинского и Куединского месторождений.

Поскольку южная периклиналь ПУ 22 не прослежена, морфологические параметры приведены в таблице 1.6 как возможные.

ПУ-26. Приподнятый участок расположен в бортовой зоне Шистеровского участка, южнее восточного купола Талмазовского продуктивного поднятия. Выявлен сейсморазведочными работами, проведенными на Богдановской площади в 1995-97 гг. Структура картируется по ОГ III, II^П, II^К, I^К, характеризуется частичным плановым соответствием структурных планов вследствие недостаточной изученности южной периклинали.

Максимальные размеры и амплитуда приподнятого участка - по ОГ III. Здесь картируется достаточно крупное локальное поднятие амплитудой 13 м, в пределах которого по данным двух субширотных профилей можно наметить две вершины. Сопоставление структурных планов вышележащих горизонтов позволяет предположить, что в франско-фаменское время над этими вершинами формировались две самостоятельные органогенные постройки, облекание северной сформировало восточный купол Талмазовского поднятия, облекание южной сформировало ПУ 26.

По картам ОГ II^П, II^К, I^К сводовая часть ПУ 26 характеризуется унаследованным развитием с характерным небольшим смещением по кровле верейских отложений.

В структурно-тектоническом плане ПУ 26 расположен на восточном склоне Куединского вала и приурочен к одной структурной террасе с Быркинским месторождением. По имеющимся данным ПУ 26 по горизонтам карбона характеризуется небольшими амплитудами (от 12 до 9 м, табл. 1.6), и существует риск «раскрытия» основных ловушек в сторону высокоамплитудного Быркинского поднятия. (рис.1.2-1.5).

Однако при достаточно глубоком прогибе, отделяющем ПУ 26 от Быркинского месторождения (промышленная нефтеносность связана с каширо-верейскими, башкирскими, визейскими терригенными, турнейскими и пашийскими отложениями), перспективность ПУ 26 весьма значительна. Для уточнения перспектив необходимо детальное изучение строения ПУ 26.

ПУ-20. Приподнятый участок расположен в зоне сочленения Верхнекамской впадины и Башкирского свода, относительно ККСП – во внутренней прибортовой зоне, в 2 км восточнее Богдановской структуры.

ПУ выявлен сейсморазведочными работами 1999-2001 гг. на Быркинской площади, в 2002 г. его существование подтверждено поисковыми сейсморазведочными работами на Федотовской площади 2D.

ПУ 20 закартирован по ОГ V^ВП, III, II^П, II^К, I^К и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания, генезис поднятия тектонический.

По ОГ V^ВП и III северо-восточное крыло приподнятого участка экранируется тектоническим нарушением типа грабена. Тектоническое нарушение северо-западного простирания, протяженность его на структурных картах около 9 км, ограничивает с запада Дубовогорскую террасу. По вышележащим горизонтам нарушение выделяется в виде флексурного отрицательного элемента, вдоль которого с запада выделяется протяженная повышенная зона, осложненная цепочкой локальных поднятий, как «пустых», так и продуктивных. ПУ 20 вместе с Богдановской структурой являются северными поднятиями этой цепочки.

Амплитуда ПУ 20 по ОГ II^К и ОГ II^П составляет 12 и 13 м. Амплитуда по кровле девонских терригенных отложений 18 м. Морфологические характеристики поднятия по результатам последних сейсморазведочных работ приведены в таблице 1.6.

Приподнятый участок представляет интерес прежде всего для поиска нефти в девонских терригенных отложениях, так как в 8 км восточнее его находится Дубовогорское месторождение с залежью нефти в пласте Д₁, восточнее – Хатымское месторождение с залежами в тиманских, пашийских и живетских отложениях, купола которого по ОГ III находятся на том же гипсометрическом уровне, что и рассматриваемый перспективный объект.

Расположение ПУ-20 у рамки сейсморазведочных работ, как на Быркинской, так и на Федотовской площадях, не дает полной картины о строении поднятия, необходимо его детальное изучение.

Дубовогорская структура расположена на крайнем востоке Шистеровского участка. Закартирована при проведении зонально-региональных площадных сейсмической и гравиметрической съемок, поведенных на Бедряжской площади с целью обнаружения и локализации нефтеперспективных объектов в рифей-вендском комплексе [Александров Ю.М., 2006ф]. По результатам данных работ Дубовогорская структура по ОГ III представлена двумя куполами, осложняющими относительно выровненную тектоническую ступень в пределах Дубовогорской террасы. На северном куполе открыто Дубовогорское месторождение с промышленной нефтеносностью в отложениях терригенного девона (по испытаниям в скв.1, 5, 11 Дубовогорских – притоки нефти получены из тиманских и пашийских отложений, на балансе стоят запасы пашийского пласта Д₁). Ловушки нефти на Дубовогорском месторождении литологические и структурно-литологические, площадь нефтеносности пашийской залежи, ограниченной зоной замещения, весьма существенна – порядка 5,3 км². При этом северный купол по ОГ III имеет амплитуду всего 4 м и площадь не более 1,5 км².

Южный купол, который в настоящей работе рассматривается как Дубовогорская перспективная структура, по ОГ III выражен более интенсивно – представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, площадью 4,5 км², амплитудой 14 м. Структура осложнена двумя вершинами, сводовая часть по ОГ III на 10 м выше максимальных отметок на северном продуктивном куполе. По вышележащим отражающим горизонтам структура не проявляется.

Распределение коллекторов в отложениях терригенного девона носит крайне невыдержанный характер, как по площади, так и по разрезу: на Дубовогорском и Хатымском месторождениях открыты как обширные проницаемые зоны, так и линзы коллекторов на разных уровнях в разных горизонтах. Из 7 пробуренных в 1960-х годах на Дубовогорской структуре поисковых и разведочных скважин, промышленные притоки получены в трех (лучший дебит при опробовании пашийских отложений в скв.5 составил 22 т/сут), в четырех скважинах – непромышленные притоки, пленка нефти, или вода (табл.1.5).

На северной вершине современной перспективной Дубовогорской структуры пробурена скважина 12-Дубовогорская. По данным ГИС в скважине были выделены нефтенасыщенные прослои в тиманских, живетских и пашийских отложениях (по переинтерпретации 2002 г. в скважине выделены проницаемые прослои в живетских и пашийских отложениях общей толщиной 15 м без указания характера насыщения). При испытании скважины в процессе бурения из этих интервалов притока не было получено, из глинистого раствора получена пленка нефти. При подсчете запасов по пластам Д₀ и Д₁ в районе скв.12 была выделена зона отсутствия коллекторов.

Перспективы Дубовогорской структуры на поиски нефти в отложениях терригенного девона достаточно велики, особенно при условии применения современных методов прогноза распространения коллекторов.

Кроме перечисленных структур в пределах Шистеровского участка в разное время глубоким бурением был изучен ряд поднятий, 13 были выведены с отрицательным результатом, 5 из них – как подтвердившиеся непродуктивные.

Более поздние структурные построения по данным сейсморазведки 2D показали расположение некоторых скважин не в оптимальном месте. При этом в скважинах получены непромышленные притоки или пленка нефти, что рассматривается авторами данной работы как промежуточное доказательство возможного существования ловушки «где-то рядом».

Например, в бортовой зоне, между Аряжским и Шистеровским месторождениями, в свое время были подготовлены Южно-Шистеровская и Бородинская структуры, на которых были пробурены глубокие скважины Бородинской площади 215 и 200, соответственно.

В 1998 г. при испытании скв. 200 (Бородинская структура) в процессе бурения из каширско-верейских отложений получена обильная пленка нефти, из отложений терригенного девона - 40 л нефти (табл. 1.5). По результатам бурения структура выведена из фонда подготовленных как подтвердившаяся непродуктивная.

При интерпретации сейсморазведочных работ Макаровской площади (2000 г.) скважина оказалась пробуренной не в оптимальных условиях. Сводовая часть структуры смещена в северо-восточном направлении, отметки в своде превышают отметки скважины на 5 (ОГ I^К), 7 (ОГ II^К) и 8 (ОГ II^П) метров.

В 2002 г. в сводовой части весьма сложной по конфигурации Южно-Шистеровской структуры пробурена скв. 215, вскрывшая основные отражающие горизонты на прогнозируемых отметках, которые соответствуют отметкам в продуктивной скважине 201 Шистеровского

месторождения. При испытании из тульских терригенных отложений получена обильная пленка нефти, из турнейских – 0,051 м³ нефти (табл. 1.5). По результатам бурения можно сделать вывод, что либо прогноз заполнения на расположенных рядом и на одних отметках ловушек несостоятелен, либо что структурные построения по 2D не позволяют точно установить своды малоразмерных ловушек и необходимо детальное изучение 3D. Аналогичная ситуация была в 2006 году на Ишимовской площади сейсморазведки 3D, где по материалам 2D было выделено 4 структуры, 2 из которых были непродуктивные, а по результатам 3D было подготовлено 9 структур, на 8 уже открыты промышленные залежи.

Учитывая результаты глубокого бурения, территория между Аряжским и Шистеровским месторождениями остается довольно интересной для постановки детальных геологоразведочных работ.

.