0. 1.5. Нефтегазоносность

Месторождения, разрабатываемые НГДУ «Южоренбургнефть», находятся в границах нефтегазоносной Волго-Уральской провинции, Уфимско-Оренбургской области, Южно-Бузулукского нефтегазоностного района. На юго-западе Бузулукской впадины выделена Каменск-Чаганская зона с несколькими ступенями-блоками. К южным возвышающимся ступеням-блокам приурочены нефтегазовые ловушки, которые образовали Зайкинское, Росташинское, Давыдовское, Конновское месторождения. К северным краям этих блоков приурочены Зоринское, Ново-Соболевское и Пролетарское месторождение.

Промышленная нефтегазоностность установлена в отложениях каменноугольной системы (пласт бобриковского горизонта), девонской системы (Пласт ардатовских и воробьевских слоев живетского яруса и афонинского горизонта эйфельского яруса).

На отдельных месторождениях в воробьевских отложениях выявлены газоконденсатные залежи. Залежи нередко крупные или средние. Дебиты нефти по залежам составляют 40-200 и более т/сут, конденсата – до 300 м³/сут.

В каменноугольных отложениях в пределах района выявлены нефтяные залежи, имеющие несравненно меньшие (в отличие от средне девонских) размеры и характеризующиеся менее широким распространением.

Так, в турнейском ярусе небольшие нефтяные залежи установлены лишь на Гаршинском месторождении, в бобриковском горизонте – на Гаршинском, Ефимовском и Росташинском, и в башкирском ярусе – на Гаршинском, Рынабаевском месторождениях.

В пермской толще (артинский и кунгурский пласты) по району известны только многочисленные нефтепроявления. Правда, эти проявления оказываются иногда достаточно интенсивными. Так, например, по скважине Росташинского месторождения при бурении (при забое 1215 м в отложениях кунгурского яруса) возникло газопроявление, сопровождающее грифообразованием. Скважина работала в течении некоторого времени горючим газом через отводы превентора.

Основой для построения структурных карт, отображающих строение продуктивных пластов (залежей) девона, послужила структурная карта по материалам сейсморазведки МОГТ по отражающему горизонту , сопоставляемого с кровлей карбонатной пачки афонинского горизонта.

Ниже приводится описание залежей, установленных в разрезе Росташинского месторождения.

Залежь нефти, приуроченная к пласту , небольшая как по размерам, так и по запасам и имеет подчиненное значение. По типу она пластовая литологически экранированная. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 150 на абсолютной отметке минус 3235,8 м.

Размеры залежи 4,2 1,5 км, высота 16 м, глубина ее залегания 3340 м. Коллекторами служат песчаники пористые, покрышкой – плотные карбонаты тульского горизонта (репер «Тульская плита») толщина 45-50 м. Отделяется пласт от нежележащего пласта (водонасыщенного по всей площади) прослоем глин толщиной от 0,5 до 1 м.

Опробован пласт в скважине 150. Из интервала перфорации 3340-3342 м (абсолютные отметки минус 3233,5-3235,5 м) получен приток нефти дебитом 38,5 т/сут и воды 7,7 м³/сут через 3 мм штуцер.

По данным ГИС пласт в скв. 150 полностью нефтенасыщен, вода, по видимому, поступает из нижележащего водонасыщенного пласта .

Пласт залегает на глубине 4226 м.

В разрезе его выделяют две пачки поницаемых песчаных прослоев, которые разделяются выдержанной по всей вскрытой скважинами площади пачкой глин толщиной от 3 до 8 м. Проницаемые прослои, залегающие выше глинистой пачки, при подсчете запасов нефти объединены в пласт , нижележащие – в пласт .

Пласт всеми скважинами вскрыт в чисто нефтяной зоне, пласт в скв. 176 и 181 водонасыщен. Не исключено, что пласты образуют единый нефтяной резервуар с единым ВНК, но из-за отсутствия данных, подтверждающих указанное предположение, в работе пласты и выделены в самостоятельные подсчетные объекты (залежи).

Залежь, приуроченная к пласту , пластового типа, литологически и тектонически экранированна. ВНК принят на абсолютной отметке минус 4151 м – по подошве эффективной части пласта в скв. 180. Размеры залежи 10 6 км, высота 36,3 м.

Покрышкой залежи служит пачка одновозрастных глин толщиной 8-10 м.

Пласт опробован в скважинах 178, 174, 172. Наибольший приток нефти (44 т/сут через 8 мм штуцер) получен в скв. 172, в скв. 174 он составил 23 т/сут в интервале подъема уровня 1792-1890 м, в скв. 178 – 10,5 т/сут, в интервале подъема уровня 961-916 м. Эффективная часть пласта отделяется от пласта пачкой глинисто-алевролитовых пород толщиной от 8 до 16 м.

Залежь пласта пластовая тектонически экранированная и с литологическим экраном в районе вновь пробуренной эксплуатационной скважины 909. Граница залежи ВНК принята на абсолютной отметке минус 4154 м, по подошве самого гипсометрически низкого нефтенасыщенного пропластка в скв. 177. водонасыщенная часть пласта вскрыта скв. 184 на абсолютной отметке минус 4155,3. Размеры залежи 12,5 6,5 км, высота – 29,2 м. Пласт опробован в скважине 177, дебит нефти составил 175 т/сут на 8 мм штуцере. В скв. 170, 171, 178 проведено совместное опробование пластов и , при зто дебиты нефти на 7 мм штуцере в скв. 170 и 171 составили, соответственно, 153 т/сут и 98 т/сут, а в 178 – 44 т/сут на 6 мм штуцере.

Пласт залегает на глубине 4290 м. Залежь связана с песчаными породами. Покрышкой для нее служат глинистые осадки толщиной до 20 м.

ВНК принят на отметке минус 4199,2 по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 176. В скв. 184, вскрывшей пласт после подсчета запасов, ВНК по ГИС отбивается на абсолютной отметке минус 4198,5 (относительная глубина 4345,6 м), что практически не противоречит ВНК принятому при подсчете запасов.

Залежь пластового типа, тектонически экранированная. Размеры ее 7 38,8 м.

Пласт опробован в пределах залежи в скважинах 170, 171, 173, 174, 175, 177, 178. Дебиты нефти составили от 110 т/сут до 160 т/сут на 7 мм штуцере.

Пласт залегает на глубине 4407 м. Залежь приурочена к пористым и трещиновато-пористым карбонатам. По типу залежь пластовая, тектонически экранированная. Все скважины вскрыли залежь в чисто нефтяной зоне. Граница залежи при подсчете запасов принята на абсолютной отметке минус 4374,6 м, отвечающей подошве нижнего проницаемого пропластка в скв. 181.

Размеры залежи по длине составляют 15,5 км, а по ширине от 10 км на западе до 6-7 км на востоке. Высота ее 93,6 м. Покрышкой служат плотные карбонаты, залегающие в кровле афонинского горизонта.

Таблица 1.1.