1.4 Полезные ископаемые.

Основные перспективы нефтегазоносности на Сайрановском участке связаны с терригенными отложениями девона и карбонатными отложениями верхнего девона и нижнего карбона. Перспективны также нижнепермские карбонатные отложения.

В пределах изучаемой территории находится Северо-Константиновский участок Серафимовского месторождения с промышленными залежами нефти в карбонатных отложениях турнейского и фаменского возрастов. Ближайшие месторождения нефти - Серафимовское и Субханкуловское, Копей-Кубовское расположены на смежной территории.

Серафимовское месторождение приурочено к брахиантиклинальному поднятию. Из глубокой поисковой скважины № 2 в 1949 г. был получен фонтан нефти из песчаников пласта ДI

(дебитом в 230 т/сутки). Месторож­дение контролируется узкой антиклиналью, состоящей из двух структур - Серафимовской (вместе с Леонидовской) и Константиновской. Самыми верхними продуктивными являются песчано-алевролитовые породы ТТНК. В пласте C-VI-2 выявлено 15 мелких залежей в основном структурно-литологического типа.

В кизеловском горизонте установлено 12 мелких залежей структурного типа. ВНК залежей различные - от-1053 до -1120 м.

Фаменский ярус подразделяется на 3 подъяруса. Мощность коллекторов достигает 3-4 м, нефтенасыщенность - 77%.

Продуктивный интервал среднефаменского подъяруса расположен на 8-14 м ниже кровли подъяруса и сложен известняками с прослоями глин. Развиты трещиноватость, кавернозность. Выявлено 9 мелких залежей.

Основными на ме­сторождении являются залежи пашийского горизонта – песчаники пласта ДI. Выделено три пачки песчаников разделенных глинисто-алевролитовыми прослоями. Общая мощность пласта достигает 19,6 м.

Пористость песчаников составляет 19 %. В основной средней пачке ДI выделяются 9 крупных залежей сводового типа. ВНК залежей от -1526 до -1533 м.Начальные дебиты скважин достигали 208 т/сутки.

Нефтеносны также песчаники муллинского горизонта — пласт ДII. Выявлена одна крупная залежь на Константиновской и 20 мелких залежей на Серафимовской структурах. ВНК залежей колеблется от -1528 до -1555 м. На­чальные дебиты скважин достигали 350 т/сутки.

В песчаниках старооскольского надгоризонта установлена нефтеносность на 9 участках с ВНК от -1561 до -1587 м — пласты ДIII. Мощность песчаников от 1 до 3 м, пористость 16,8%. Залежи этого горизонта структурно-литологические, мелкие по размерам. ВНК от -1561 до -1587 м. Дебиты скважин в пределах первого десятка т/сутки.

В песчаниках ДIV установ­лено 10 залежей структурного типа. ВНК в пределах от -1567 до -1576 м. Мощность песчаников достигает 8 м и более. Пористость составляет 16,2%. Начальные дебиты скважин до 190 м/сутки.

Субханкуловское месторождение открыто и введено в разработку в 1957 г. Расположено в юго-восточной части Южно-Татарского свода и приурочено к небольшому поднятию.

Нефтеносны песчаники старооскольского надгоризонта (ДIII и ДIV) и известняки фаменского яруса.

В фаменских известняках нефтеносность приурочена к пористым прослоям мощностью до 14 м. Известняки низкопроницаемые. Залежь массивная, структурно-литологическая.

В пластах песчаников ДIII и ДIV выявлены две мелкие структурно - литологические зале­жи. Мощность нефтенасыщенных коллекторов до 2,2 м, проницаемость 0,12 мкм2. Нефти всех пластов легкие (0,850-0,860 г/см'). Газовый фактор 36 и 64 м3/т.

Запасы месторождения практически выработаны. Добыто за весь период разработки 372 тыс. т. Всего пробурено 33 скважины.

Копей-Кубовское нефтяное месторождение открыто в 1947 г. Введено в разработку в 1953 г. Расположено в восточной краевой час­ти Южно-Татарского свода и приурочено к узкой, но контрастной (до 20 м) вытянутой ан­тиклинальной складке.

Нефтеносность связана с отложениями бобриковского горизонта, турнейского яруса (кизеловский горизонт), фаменского яруса (пачка "Д") и пашийского горизонта (ДI).

В бобриковском горизонте залежи приурочены к трем пластам песчаников мощностью до 5-6 м. Проницаемость их 0,16-0,5 мкм3. Всего объект насчитывает до 20 мелких структурно-литологических залежей с ВНК от -1064 до -1112 м. На большей части площади развиты песчаники глинистые, мелкозернистые. Начальный гидродинамический режим упруговодонапорный и упругий.

В турнейском ярусе, сложенном глинистыми органогенно-обломочными известняками, продуктивна верхняя часть кизеловского горизонта. В этом горизонте насчитывается три залежи. ВНК залежей кизеловского горизонта находится на отметках от -1090 до -1117 м. Залежи мелкие. В заволжском горизонте одна из 11 залежей имеет довольно большие разме­ры (до 5 по длинной и до 2 км по короткой оси). ВНК от -1167 до -1185 м. Большинство залежей небольшие. Проницаемость коллекторов, особенно пелитоморфных, очень низкая (менее 0,01 мкм2). Мощность продуктивной части кизеловского объекта до 9,0 м. Коллекто­ры составляют около половины объема. Мощность в заволжском горизонте больше, чем в кизеловском и достигает 23 м. В среднефаменском подъярусе нефтеносность связана с из­вестняками пачки "Д" общей мощностью 28-35 м и нефтенасыщенной - до 25 м. Пори­стость известняков не превышает 3%, проницаемость 0,09 мкм2, однако в них сильно разви­та трещи но ватость, вследствие чего начальные дебиты нефти достигали 150 т/сутки. В этой толще установлено 9 массивных залежей различного размера с этажом нефтенасыщения до 17 м ВНК от -1217 до -1248 м. Начальный гидродинамический режим упруговодонапорный.

В пластах песчаников пашийского горизонта выявлено 3 пластово-сводовых и структурно-лито­логических залежи. Песчаники мелкозернистые с общей мощностью до 13,4 и нефтенасы­щенной до 3,4 м. Проницаемость их колеблется в зависимости от глинистости от 0,1 до 0,85 мкм2. Начальный режим пластов упруговодонапорный. Пластовые воды хлоркальциевого типа, плотность 1,17-1,18 г/см3, общая минерализация до 255 г/л.

Основными объектами разработки являются бобриковский (2,8 млн. т НИЗ) и турнейский (2,1 млн. т). В целом по величине НИЗ месторождение относится к категории средних (7,5 млн. т). Все объекты практически разбурены и длительное время разрабатываются. Все­го выделено 5 объектов разработки. Пробурено более 200 скважин различного назначения.

К настоящему времени в пределах Сайрановского участка числятся в фонде 4 подготовленные к бурению структуры: Алинская, Северо-Алинская, Нугушская – подготовленные структурным бурением и Южно-Туктагуловская – подготовленная комплексом методов (сейсморазведка + структурное бурение).

Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт, б котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт, в котором небольшие залежи обнаружены б наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади.

Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта, которые на Туимазинскои площади содержат крупную залежь нефти (12x8 км).

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам, пласта пашииского горизонта, нефтенасыщенным на Туимазинском и Александровском площадях.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осад­ках фаменского яруса, в основном в отложениях верхне-фаменского подьяруса.

Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. Нефть турнейского яруса удельного веса 0,894 г/см3, со­держание серы - 3%.

К песчаникам бобриковского горизонта на Гуймазинской и Александров­ской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеют линзовидное распро­странение. Нефть имеет удельный вес 0,885 г/см содержание серы до 3,81 %.

Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков, в артинских отложениях тонкозернистых и кавер-нозных известняков, местами содержится газ. Залежи газа имеют локальный характер, отличаются небольшим дебитом и весьма ограниченными запасами.

В основании кунгурского яруса залегают оолитовые известняки, насыщен­ные жидкой газированной нефтью. Однако, получить промышленный приток неф­ти из этих известняков не удалось

Следует отметить, что нефтеносность карбонатных отложений, мощ­ность которых составляет почти 80% разреза осадочной толщи палеозоя, изучена слабо.

Из изложенного видно, что Туймазинское нефтяное месторождение явля­ется многопластовым.

В настоящее время эксплуатируются пласты девонской системы пашийс-кого, муллинскогог старооскольского горизонтов, песчаники бобриковского го­ризонта, известняки верхне-фаменского подьяруса и турнейского яруса.

Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к жибетскому франскому, фаменскому ярусам.

Воды всех девонских пластов характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые сильно минерализованные, практически бессульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них окисного железа и повышенное содержание брома.

Воды фаменского яруса представляют собой также высокоминерализован­ные рассолы. Характерной особенностью является повышенное содержание иона. Установлено содержание сероводорода.

Воды турнейских, бобриковских, тульских отложений нижнего карбона ха­рактеризуются по сравнению с девонскими водами меньшей степенью метамор­физма. Они также высокоминерализованы и по солевому составу относятся к хлоркальциевому типу, а по преобладанию составляющих компонентов к хлор-натриевому. Обнаруживается наличие сероводорода.

В процессе проводки скважин отмечается наличие водоносных горизонтов в окском и сорпуховском подъярусах нижнего карбона. Для этих вод характер­но резкое увеличение концентрации сульфатных ионов.

Воды артинских отложений всюду проявляют себя интенсивно.

В скважинах с низкими отметками рельефа наблюдается переливание во­ды через устье. Воды относятся к типу сульфатонатриевых.

Воды кунгурского яруса относятся также к типу сульфатонатриевых вод.