2.2. Особенности геологического строения залежи

Стратиграфия

В составе каменноугольной системы выделено три отдела.

Нижний отдел залегает на породах девона. Из-за перерывов в осадконакоплении в разрезе отдела отсутствуют турнейский и нижняя часть визейского яруса. Визейский ярус начинается лишь с тульских отложений, сложенных глинами с прослоями известняков и песчаников. Над ними залегают глины алексинского горизонта, с верхней части которого начинается толща преимущественно карбонатных образований пермо-карбоновой толщи, содержащей залежь высоковязкой нефти. Нижний отдел завершается серпуховским ярусом, также представленным, в основном, известняками с тонкими прослоями глин.

Средний отдел представлен преимущественно карбонатными породами башкирского и московского яруса. Башкирский ярус сложен органогенными и органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками.

Верхний отдел представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками. Известняки нефтенасыщенны. Суммарные толщины отложений карбона достигают 870 м.

Отложения пермской системы характеризуются изменениями толщин от свода поднятия (160 м) к его периферийным частям (до 830 м и более). В составе системы выделено два отдела.

Нижний отдел разделяется на две части. Нижняя литологически представлена известняками ассельского и сакмарского ярусов, детритовыми, пористыми, часто рыхлыми, нефтенасыщенными. К указанным отложениям приурочена верхняя часть пермо-карбоновой залежи. Породы сакмарско-артинской толщи подвержены региональному размыву, вследствие чего на отдельных участках они полностью отсутствуют. Верхняя часть отдела служит условной покрышкой пермо-карбоновой залежи. Она сложена глинами, мергелями, известняками, песчаниками и алевролитами. Местами породы верхней пачки полностью размыты.

Верхний отдел сложен терригенными породами, которыми начинается мощная толща терригенной части чехла пермского возраста. Породы верхней перми представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Песчаники местами нефтенасыщенны. Наибольшие изменения толщин (от свода к крыльям) пермской системы связанны с верхним отделом (от 106 до 817 м).

Строение залежи. Пермо-карбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирских ярусов среднего карбона.

Среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы пород: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые; доломиты.

Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от 1288 м до 1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры. Контур нефтеносности в среднем на абсолютной отметке -1310 м. Размеры залежи составляют 16,0х9,6 км.

2.3. Характеристика продуктивных коллекторов

Трещиноватость.Изученный разрез пермо-карбоновой толщи характеризуется трещиноватостью и стилолитизацией. Трещины (открытые и заполненные минеральным веществом) преимущественно вертикальные, образуют две взаимно перпендикулярные системы. Иногда они группируются в три, а в отдельных интервалах – в четыре системы. Две взаимно перпендикулярные системы трещин являются сквозными для всего разреза. Протяжение этих трещин в то же время ограничивается контактами "слоев" породы. Названные трещины являются литотектоническими фоновыми, их плотность обусловлена вещественным составом и структурой пород данного разреза. Плотность литотектонических трещин одной системы составляет 10 – 15 1/м³(в одном м³), а суммарная колеблется от 20 до 30 1/м³. Кремнистые и окремненные разности известняков характеризуются повышенной трещиноватостью.

Высокая проницаемость и значительные притоки связаны с пористо-кавернозными интервалами разреза. Трещиноватость же обеспечивает сообщаемость внутри резервуара и подток нефти в основные каналы фильтрации, каковыми, например, являются интервалы высокопористо-проницаемых пород литологических пачек 13 – 9. Такой коллектор классифицируется, как микронеоднородный, у которого основная масса нефтенасыщенных пород характеризуется изменчивой, в основном невысокой пористостью и преимущественно низкой поровой проницаемостью, но достаточно высокой повсеместной трещиноватостью, обеспечивающей подток флюидов в основные каналы фильтрации высокопористо-проницаемые интервалы разреза. Основная масса (80%) трещин приурочена к азимуту простирания 45 – 95^о.

Пористость. Для выделения в разрезе пермо-карбоновой толщи во всех литологических пачках (13 – 0) нефтесодержащих пород-коллекторов принято за нижние граничные значения открытой пористости 10% для литологических пачек 13 – 9, 8 – 6 и 11% для пачек 5 – 4 и 3 – 0 при тепловом режиме разработки.

В пермо-карбоновой толще высокая (0,182) пористость коллекторов связана в основном с вторичными порами выщелачивания и диагенетической доломитизации – перекристаллизации размерами 0,1–1,0 мм, самой различной конфигурации, неравномерно располагающимися в породе чаще вблизи трещин и стилолитовых швов, сообщающимися между собой и с кавернами каналами и микротрещинами.

Газопроницаемость. За нижние граничные значения газопроницаемости принято 10^-3мкм². Статистические ряды распределения карбонатных пород-коллекторов литологических пачек 13 – 9, 8 – 6, 5 – 4 и 3 – 0 по газопроницаемости при тепловом режиме разработки залежи одномодальны, близки между собой. Газопроницаемость изменяется от 0 до 10^-1мкм², однако 80 – 82% случаев имеют проницаемость в пределах 10^-3– 10^-1 мкм². Породы-коллекторы литологических пачек 5-4 и 9-13 характеризуются наилучшими емкостными и фильтрационными свойствами.

Проницаемость пород-коллекторов по керну, характеризующаяся, в основном, как поровая проницаемость на порядок или два ниже, чем по данным гидродинамических исследований. Такое расхождение в проницаемости пород-коллекторов связано с наличием трещинной проницаемости в пласте, низким выносом кавернозных пород, а также значительным влиянием на данные гидродинамических исследований высокопроницаемых, высокопродуктивных прослоев малой толщины.

Нефтеводонасыщенность. Среднеарифметическое значение остаточной нефтенасыщенности пород коллекторов в керне в целом по залежи составляет 61%. Значение остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 16–44%. Начальная нефтенасыщенность по данным ГИС определялась по методу сопротивлений по установленным на керне петрофизическим зависимостям и в среднем колеблется по отдельным пачкам, в пределах 74–79%.