Белозерско-Чубовского месторождения

16

Малокинельская свита Доминирующее значение разреза занимают глины, которые по своей характеристике приближаются к

нижележащим глинам большекинельской свиты. Кроме того, в основании разреза залегают известняки и мергели,

встречаются прослои алевролитов. Толщина свиты от 0 до 50 м.

МЕЗОЗОЙ ЮРСКАЯ СИСТЕМА СРЕДНИЙ ОТДЕЛ Батский ярус

На размытую поверхность пермских отложений налегают юрские отложения. Согласно данным структурно-

геологической съёмки А.Б. Доронина, в пределах района на водораздельных возвышенностях, имеющих абсолютные высоты порядка 220 м, имеются отложения средней юры, представленные песками с линзочками зеленоватой глины и глыбами кварцевого песчаника. Толщина отложений до 6 м.

КАЙНОЗОЙ НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА Плиоцен

На описываемой территории отложения плиоцена приурочены к древней гидрографической сети рек Сок и Падовки. Представлены чередованием коричневыми и зеленовато-серыми, песчанистыми, известковистыми глинами с редкими прослоями песков и слабо сцементированных песчаников, причем глинистыепреобладают. Глины светло-

серые зеленовато-серые, светло-коричневые, пластичные, местами с прослойками светло-серого тонкозернистого песка,

Консорциум « Н е д р а »

17

слабо загипсованы. По данным структурного бурения максимальная толщина составляет 204 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА На описываемой территории отложения четвертичного возраста имеют самое широкое распространение. Они

подразделяются на древнечетвертичные и современные образования. В древнечетвертичных отложениях выделяются древнеаллювиальные и древнеделювиальные отложения. Толщина отложений от 10-17 м.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Белозёрско-Чубовское месторождение находится в Сокской седловине севернее на 2-5,2 км от Жигулёвско-Пугачёвского свода – тектонических элементов I порядка. Месторождение включает в себя два поднятия: Белозёрское и Чубовское, ранее рассматриваемые как отдельные месторождения, которые находятся в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка.

В непосредственной близости на одной оси вала расположено Красноярское поднятие с одноимённым месторождением

(рис. 1.2). Морфологически Жигулевско-Самарскинская система валов - большая асимметричная антиклинальная складка, ось которой испытывает неоднократные ундуляции. Северное крыло крутое, южное – пологое. К осевой зоне складки приурочены многочисленные брахиантиклинальные поднятия, вытянутые своей длинной осью вдоль простирания Жигулевско-Самаркинской дислокации, которые также характеризуются крутыми северными и пологими южными крыльями. Южное крыло представляет собой склон, характеризующийся общим погружением отложений на юг от дислокации. Погружение неравномерное.

Обзорная карта месторождений Самарской области

Консорциум « Н е д р а »

18

Консорциум « Н е д р а »

19

Рис. 1.2

Белозерско-Чубовское поднятие морфологически относится к типу сквозных поднятий, отраженные в поверхности фундамента или рифей – вендских отложений и вышележащих структурных этажах осадочного чехла. Этот тип поднятий формируется тектоническими процессами и располагается по оси Жигулевско-Самаркинской системы валов.

Они характеризуются четкими структурными формами по всем горизонтам осадочного чехла. Белозерско-Чубовское поднятие отнесено к архейско-пермскому подтипу.

1.5 Нефтегазоводоносность

Белозерско-Чубовское месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлена 41 нефтяная залежь в 8 продуктивных пластах.

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3),

башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-

2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона.

Белозерско-Чубовское месторождение объединяет объекты, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, наличием зон замещения/выклинивания коллектора, и по степени сложности относится к месторождениям сложного строения.

1.6 Характеристика коллекторских свойств пласта Б-2+Б-3

Консорциум « Н е д р а »

20

Продуктивный пласт Б-2 бобриковского горизонта занимает верхнюю и среднюю часть горизонта. В подошвенной части бобриковского горизонта выделяются 1-2 проницаемых пропластка песчаника, часто линзовидного типа, которые индексируются как пласт Б-3. Его распространение, как продуктивного, приурочено к своду центрального участка месторождения. Нефтенасыщенная толщина прослоев не превышает 2,2 м. Четких границ залегания пласт не имеет. В

ряде скважин (скв.3, 4, 5, 6, 7, 15, 306 и др.) наблюдается его отсутствие. Положение границы залежи в пластах Б2 и Б3

близки между собой. Кроме того в скв.7, 158 и др. выявлены зоны их слияния. Следовательно, указанные пласты имеют единую гидродинамическую систему, поэтому в последнем пересчете запасов эти пласты рассматривались как единый подсчетный объект – объединённые пласты Б-2+Б-3.

По данным описания керна пласты Б-2+Б-3 представлены среднеили мелкозернистыми песчаниками,

алевролитами, глинами, иногда с прослоями углифицированных глин. Коллектор пласта распространён повсеместно.

Залежи нефти пласта Б-2+Б-3 приурочены к куполовидным поднятиям, осложняющим западную, центральную и восточную части брахиантиклинальной складки, а также к небольшим куполам в районе расположения скв.44-210; 203; 34; 4-105; 478. (Приложения 2П, 3П).

Покрышкой для залежей нефти служит, залегающая в подошвенной части тульского горизонта, пачка отложений известняка, репер «тульская плита», и пачка глин, приуроченная к кровле бобриковского горизонта. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 0,8 м до 38,4 м.

Пласт Б-2+Б-3 Западный участок Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1594 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.

В контуре нефтеносности пробурено 42 скважины.

Консорциум « Н е д р а »

21

Общая толщина пласта составила 11,5-38,3 м, эффективная толщина – 7-31,7 м, нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 5,0-29,6 м.

В разрезе пласта количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 6. Толщина плотных пород,

разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,4 до 10,9 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,80,

расчленённость – 2,9.

Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.18, 35, 201), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования поисковой скв.18 в октябре 1957 г., когда из интервала перфорации 16041611 м (абс. отм. минус 1527-2534 м) был получен фонтанный приток нефти и газа дебитом 61 т/сут на 4,8 мм штуцере.

Кроме того промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне поисково-разведочных скв.15, 22, 25, 26, 35, 225 и эксплуатационных скв.23, 101, 102, 103b, 104b, 105b, 107b, 108b, 109b, 110b, 111b, 112, 113, 114, 115, 116, 127, 128, 132, 140, 226, 227, 401, 402, 403, 404, 408, 409, 411, 415, 430, 434. В результате опробования, за исключением скв.23, 104, 105b, 108b, 404 были получены притоки нефти дебитом 10 т/сут. – 190 т/сут. В скв.23, 104, 105b, 108b, 404 были получены притоки нефти с водой дебитом и обводнённостью: фонтан нефти 25 т/сут. – 17%,

приток жидкости 15%, 116 т/сут – 37%, 70 т/сут – 30%, 1 т/сут – 40%, соответственно.

Для обоснования положения ВНК учитывались вертикальные скважины с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.25, 113, 109b, 111b на абс. отм. минус 1535,4 – 1534 –1534,1 – 1534,6 м, соответственно. Подошва нефтенасыщенного коллектора пласта Б2+Б3 вскрыта в скв.26, 225 в интервале абс. отм. минус 1533,4-1534,5 м. Кровля водонасыщенного коллектора в скв.27, 225 отбивается на абс. отм. минус 1535,5- 1535,9 м. В скв.7, 23, 128, 129, 132, 140,

201, 226, 227, 401, 402, 403, 404, 408, 409, 411, 415, 430, 431, 434 вскрыт текущий контакт.

Консорциум « Н е д р а »

22

В целом по залежи принято положение ВНК в интервале абс. отметок минус 1533,4-1535,4 м.

Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.

Нефтяная залежь пластового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 4,6×3,0 км, высота в среднем составляет 33,2 м.

Пласт Б-2+Б-3 Центральный участок Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1641 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.

В контуре нефтеносности пробурено 62 скважины.

Общая толщина пласта составила 2,8-32,6 м, эффективная толщина – 2,8-27,2 м, нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 1,1-16,0 м.

В разрезе пласта количество проницаемых пропластков составляет, как правило, 3-4, доходя в отдельных скважинах до 8-и. Толщина плотных пород, разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,2 до 11,8 м.

Коэффициент доли коллектора составляет 0,57, расчленённость – 4,1.

Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.5, 6, 40, 41, 123, 125, 265, 268),

опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования поисковой скв.31 в мае 1959 г., когда из интервала перфорации 1571-1578 м (абс. отм. минус 1520,1-2527,1 м) был получен фонтанный приток нефти дебитом 54

т/сут на 4 мм штуцере.

Кроме того, промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне разведочной скв.41 и

эксплуатационных скв.72, 122, 126, 133, 142, 207, 257, 264, 267, 270, 406, 412, 413, 419, 420, 422, 450, 456, 501, 502, 504,

505, 506, 508. В результате опробования в скв.31, 41, 72, 122, 126, 133, 142, 207, 257, 270, 406, 412, 413, 419, 420, 422,

Консорциум « Н е д р а »

23

450, 456, 501, 504, 508 были получены притоки нефти дебитом 26 м3/сут – 89,4 т/сут. В скв.264, 267, 439, 502, 505, 506,

были получены притоки нефти с водой дебитом и обводнённостью: нефти 8 т/сут. – 13%, 3 т/сут50%, 21,5 т/сут –

13,4%, 83,8 т/сут – 24,3%, 10 т/сут. – 85%, 17,7 т/сут – 29,3%, соответственно. В скв.40, 125, 134, 141, 220, 507 были получены притоки воды с плёнкой нефти.

Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м. ВНК по данным ГИС вскрыт в скв.6, 601, 707 на абс. отм. минус 1539,2 – 1534,6 – 1531,6 м, соответственно. Подошва нефтенасыщенного коллектора пласта Б2+Б3 вскрыта в скв.31, 72, 134, 207, 257, 258, 265, 307, 456, 501, 708 в интервале абс. отм. минус 1532,1-1536,1 м.

Кровля водонасыщенного коллектора вскрыта в скв.40, 121, 134, 207, 257, 276, 307, 308, 439 в интервале абс. отм. минус

1531,2-1539,2 м. В скв.122, 123, 130, 131, 133, 134, 220, 242, 270, 315, 412, 413, 414, 420, 422, 424, 450, 502, 707 вскрыт текущий контакт.

В целом по залежи принято положение ВНК в интервале абс. отм. минус 1531,2-1539,2 м.

Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.

Нефтяная залежь пластового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 6,5×0,5-2,6 км, высота в среднем составляет 33,7 м.

Пласт Б-2+Б-3 Восточный участок Продуктивный пласт Б-2+Б-3 выделяется на средней глубине 1730 м. Подстилается пласт пачкой плотных глин.

В контуре нефтеносности пробурено 29 скважины.

Общая толщина пласта составила 20,3-38,4 м, эффективная толщина – 13,8-33,5 м, нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 1,4-33,5 м.

Консорциум « Н е д р а »