1.3 Геолого-геофизическая изученность.

Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно и подразделяются на 7 нефтегазоносных комплексов: терригенный девон, карбонатный верхний девон и нижний карбон, терригенный нижний кар­бон, карбонатный нижний и средний карбон (окско-башкирский), терригенно-карбонатный средний карбон (верей), карбонатный средний и верхний карбон (каширский, подольский Са), карбонатная нижняя пермь.

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки пласты D3 и D4 в отложениях старооскольского гори­зонта, пласт D2 в муллинских отложениях, пласт D1 в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (СIt), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского (D3zv) и алексинского (Clal) горизонтов.

К верхней части турнейского яруса (СIt) приурочена промышленная неф­теносность практически на всей площади месторождения. Коллекторами являют­ся пористые известняки мощностью до 12 метров.

Залежи кизеловского горизонта (Clkls) сводовые, пластовые. Водонефтяной контакт от 970 до 975 м.

Пористость карбонатов турнейского яруса (СIt) средневзвешанная по керновым определениям и по материалам ГИС составляет всего 10,4 %, проницаемость от 0 до 0,143 мкм , в среднем - 0,024 мкм и несколько выше по промы­словым исследованиям - 0,143 мкм , что свидетельствует о наличии трещинова-тости.

Нефтенасыщенность колеблется от 0,55 до 0,89 при средней - 0,72.

Продуктивные отложения кизеловского горизонта (Clkls) отделены от вы­шележащих песчаников бобриковского горизонта (Clbb) пластом аргиллитов не­большой мощности 2-5 метра. Характеристика продуктивных пластов Туйма-зинского месторождения приведена в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Параметры	Пласт
	DI	DII	Dili	DIV	С1
Тип коллектора	песчаник	песчаник	песчаник	песчаник	песчаник
Нефтенасыщенная толщина, м	6,4	9,5	2,7	3,6	2,4
Коэффициент открытой порис­тости	0,214	0,219	0,200	0,190	0,200
Коэффициент нефтенасыщенности	0,886	0,876	0,836	0,800	0,730
Проницаемость, мкм2	0,361 - 0,522	0,450	0,350	0,265	0,341
Расчленённость	1,9 пять пачек (Da, Di6, DiB ,Dir)	1,5 три пачки (DIIa, DII6, DIIOCH)	два пес­чаных прослоя	монолит­ный пласт	три пачки (CVI1, CVI2, CVI3)

Пласт D2 относится к муллинскому горизонту (D2ml) живетского яруса,

представлен песчаниками и песчано-алевролитовыми породами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, хорошо отсортированные, переходящие местами в крупнозернистые алевролиты. По коллекторской характеристике пласт D2 делит­ся на 2 пачки: верхнюю и основную. Песчаники верхней пачки плохо отсортиро­ваны, имеют низкие коллекторские свойства и прерывистое строение. Средняя пористость составляет 17%, проницаемость 0,267 мкм2. Толщина песчаного пла­ста колеблется от 1 до 3,6 м. Залежи нефти верхней пачки, в основном литологи-ческие, реже - структурно-лито логические. В последнем случае они являются со­ставной частью основной пачки, так как песчаники верхней пачки часто сливают­ся с песчаниками основной и образуют единую гидродинамическую систему.

В основной пачке песчаники имеют широкое площадное распространение, хорошо отсортированы и имеют высокие коллекторские свойства. Средняя по­ристость равна 22,1%, проницаемость - 0,404 мкм2. В разрезе основной пачки толщины песчаников изменяются от 12 до 22 метров и в среднем составляют 15,6 м. Минимальные толщины коллекторов приурочены к юго-западной части Туймазинской площади, где песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами. В зонах увеличенных толщин песчаников верхней и основной пачек происходит слияние их между собой. На зоны слияния приходится около 34% площади распространения коллекторов верхней пачки. Верхняя и основная пачки в этих зонах разрабатываются как один объект. Залежь основной пачки относится к типу пластовых сводовых. Размеры её - 18 х 7 км, высота залежи - 33 м. Свыше 70% площади - водонефтяная. Отметки начального ВПК изменяются от 1483 до 1495,8 м. Начальный газовый фактор - 64 м3/т. Первоначальное пластовое давле­ние пласта Д2 принято на отметке - 1490 м равным 172,5 атм. Коэффициент неф-тенасыщенности - 0,86. Начальные дебиты нефти, полученные из основной пач­ки фонтанным способом, в среднем составляли 100 т/сут., из верхней пачки -24 т/сут.