1.3 Тектоника

Альшеевское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в восточной части Южно-Татарского свода между крупными тектоническими элементами второго порядка: Сергеевско-Демским (к западу) и Тавтиманово-Уршакским (к востоку от месторождения) грабенообразными прогибами.

Непосредственно в пределах Абдрашитовской разведочной площади проходят Аскаровско-Бекетовская (Нигматуллинская) и в юго-восточной части Николаевско-Черниговская полосы горстовидных поднятий. Аскаровско-Бекетовская полоса горстовидных поднятий, протягивающаяся с юго-запада на северо-восток, характеризуется сложным тектоническим строением.

Рельеф кристаллического фундамента в районе месторождения скважинами не изучен. По данным сейсмо- и гравиразведки дорифейское основание залегает на глубинах 10 ‑ 15 км и имеет глыбово-блоковое строение.

На формирование структурного плана палеозойских отложений оказали влияние разломы кристаллического фундамента, девонские грабенообразные прогибы и горстовидные зоны, а также шельфовые биогермы верхнего девона. Над наиболее глубокими прогибами в рифей-вендских отложениях отмечаются наиболее контрастные горстовидные структуры по отложениям девона и надбиогермные по отложениям нижнего карбона.

По кровле пашийского горизонта Альшеевское месторождение представляет собой антиклиналь северо-восточного простирания, разделенную двумя разломами, один из которых прослеживается с севера на юг, второй - с севера на юго-восток.

Структурный план по кровле турнейского яруса усложнен за счет формирования бортовых и осевой зон Актаныш-Чишминской некомпен-сированной депрессии. В бортовых зонах прогиба происходили интенсивные процессы седиментации, что привело к возникновению биогермных сооружений. В зонах их развития наблюдается несоответствие структурных планов по отложениям пашийского горизонта и турнейского яруса.

Строение отложений карбонатного нижнекаменноугольного комплекса тесно связано со строением фаменских отложений верхнего девона. Отличие заключается в уменьшении размеров структур и проявлении большей контрастности.

По отложениям нижнепермских отложений наблюдается выполаживание всех структурных форм, выявленных по ниже залегающим отложениям.

1.4 Нефтегазоносность

Всего на территории Альшеевского месторождения установлено девять залежей нефти с запасами категорий В, С1 и С2: одна залежь пласта С_VI бобриковского горизонта, две залежи пачки C₁ t kz кизеловского горизонта турнейского яруса, одна залежь пачки D₃ fm₃ zv заволжского надгоризонта, одна залежь пачки D₃ fm₂ , одна залежь пачки D₃ fm₁ фаменского яруса и три залежи пласта D_I пашийского горизонта.

Промышленные скопления нефти на Альшеевском месторождении установлены в песчаниках терригенного девона (пласт D_I пашийского горизонта), карбонатных отложениях фаменского (пачки D₃ fm₂ , D₃ fm₁ и D₃ fm₃ zv) и турнейского ярусов (пачка C₁ t kz), в песчаниках бобриковского горизонта (пласт C_VI). Основными продуктивными пластами являются пачка D₃ fm₁ нижнефаменского подъяруса и пласт D_I пашийского горизонта.

В отложениях пашийского горизонта продуктивным является пласт D_I, самый нижний продуктивный пласт Альшеевского месторождения. Он представлен песчаниками и алевролитами. Песчаники серые или желтовато-коричневые, кварцевые, мелко- и тонкозернистые, иногда алевритистые. Алевриты серые, глинистые, местами песчанистые. В нижней части пласта песчаники менее глинистые, с лучшими коллекторскими свойствами. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,4 до 10,9 м, в среднем составляя 7,1 м. Пласт имеет неоднородное строение, замещаясь плотными алевролитовыми породами и подразделяясь на 2-3 прослоя. Коэффициент расчлененности равен 1,36, песчанистости ‑ 0,73.

Коллектора встречаются в основном в нижней части пласта. В кровле горизонта залегает пласт аргиллитов, который является покрышкой для нижележащих продуктивных отложений. Подстилается пласт прослоем известняка, который вместе с пачкой аргиллитов в подошве пашийского горизонта составляет плотную, непроницаемую покрышку. В пласте открыто три залежи.

Залежь 1 приурочена к Южно-Абдрашитовской структуре. Залежь структурная, пластовая, с размерами 0,81 х 0,34 км и высотой 26,2 м. ВНК принят на абсолютной отметке ‑2090,5 м, по подошве самого низкого нефтенасыщенного прослоя и кровле водоносного прослоя по скв.351.

Залежь 2 вскрыта одной скважиной 340. Залежь структурная, пластовая, с размерами 0,22 х 0,19 км и высотой 9,1 м. ВНК принят на абсолютной отметке -2100 м по аналогии с залежью 3, с которой существует гидродинамическая связь.

Залежь 3 приурочена к Ново-Абдрашитовской структуре. Со стороны скв.340 с северо-запада на юго-восток залежь ограничена линией тектонического нарушения. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная, с размерами 0,82 х 0,6 км и высотой 24,2 м. ВНК вскрыт на абсолютной отметке –2100 м в скважине 362.

Основные запасы месторождения сосредоточены в отложениях нижнефаменского подъяруса пласта D₃ fm₁. Литологически пласт представлен известняками светло-серыми и с коричневатым оттенком, участками глинистыми, местами органогенно-обломочными, поровыми и порово-кавернозными. Общая толщина пласта изменяется от 80 до 92 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 16,5 м. Пачка разбита на множество маломощных прослоев, коэффициент расчлененности составляет 8,43, доля проницаемых прослоев – 0,21.

В пласте выявлена одна залежь, приуроченная к рифовому массиву. Ее размеры 2,9 х 0,19 км и высота 71,0 м. В строении залежи выделяются два купола в районе скв. 342 и 352. По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенного прослоя известняков установлено по скв. 340 на абсолютной отметке –1951,51 м, а в скв. 347 наиболее высокое положение кровли водонасыщенного прослоя на отметке –1951,45 м. ВНК принят на середине расстояния между нефтеносными и водоносными прослоями на абсолютной отметке ‑1951,48 м.

Продуктивные отложения среднефаменского яруса D₃ fm₂, залегают ниже плотной глинисто-карбонатной пачки, называемой фаменским репером. Подстилает пачку плотный прослой известняков нижнефаменского подъяруса.

Литологически пачка D₃ fm₂ представлена известняками коричневато-серыми, пористыми, трещиновато-кавернозными.

По пачке D₃ fm₂ выявлена одна залежь – структурная, пластовая, с размерами 1,08 х 0,55 км, высота 1,8 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,2 м. ВНК принят по материалам ГИС по подошве нефтенасыщеного прослоя на отметке –1896,33 м в скв.335АБШ.

Продуктивные отложения заволжского надгоризонта D₃ fm₃, залегающие в нижней части пачки, представлены известняками с коричневым оттенком, поровыми и кавернозно-поровыми. Общая толщина пачки изменяется от 20 до 28 м, в среднем составляя 24 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 3,1 м. Внутри залежи выделяют от одного до двух прослоев. Коэффициент расчлененности – 2,82. Доля проницаемых коллекторов в пачке составляет 0,16. Коэффициент распространения равен 0,80. Пачка перекрывается и подстилается плотными глинисто-известковыми породами.

В пачке выявлена одна залежь, размерами 2,16 х 0,84 км, высотой 35,3 м. Залежь пластовая, сводовая, структура облекания рифового массива. В скважинах 352, 362, 354 залежь осложнена зоной отсутствия коллекторов. ВНК принят на абсолютной отметке –1861,0 м, соответствующей полусумме абс. отметок подошвы нефтяных и кровли водоносных прослоев по скважинам 340, 345, 347, 355, 358.

Промышленная нефтеносность турнейских отложений связана с известняками пачки C₁ t kz кизеловского горизонта. Продуктивная пачка залегает в кровле горизонта и представлена известняками серыми и темно серыми с коричневатым оттенком, тонкокристаллическими и пелитоморфными, прослоями органогенными, разделенными пористыми прослоями (от 1 до 5), которые имеют незначительную толщину. Общая толщина пачки изменяется от 14 до 25 м, в среднем составляя 19,5 м. Нефтенасыщенная толщина равна в среднем 3,1 м.

Перекрывается пачка плотными аргиллито-алевролитовыми и гли-нисто-известковистыми породами, подстилается глинисто-известковистыми породами.

Коэффициент распространения коллекторов рассматривался в преде-лах залежей и равен 0,86. Коэффициент расчлененности равен 3,27. Доля проницаемых коллекторов в пачке составляет 0,38.

В карбонатных отложениях пачки C₁ t kz выявлено две залежи.

Залежь 1 имеет размеры 1,19 х 0,95 км и высоту 25,0 м. Залежь – структурная, пластовая, литологически экранированная в районе скв. 331АБШ и 343, где коллектор замещается, выклиниваясь, плотными породами. ВНК залежи принят по наиболее низкому положению подошвы нефтенасыщенного известняка по данным ГИС в скв. 338 на отметке –1799,4 м.

Структурная, пластовая залежь 2 имеет размеры 0,75 х 0,63 км и высоту 13,9 м. Залежь литологически экранирована в районе скв. 352. В скв. 353 по данным ГИС установлено наиболее низкое положение нефте-насыщенного прослоя известняков залежи на отметке ‑1608,8 м, а в скважине 359 наиболее высокое положение кровли водоносного прослоя - на отметке –1793,9 м. ВНК залежи принят на отметке –1795,8 м.

Нефтеносность бобриковского горизонта связана с песчаными пластами, залегающими в его верхней части. Пласт C_VI представлен песчаником коричневато-серым, алевритистым. Являясь в целом монолитным, он лишь в редких случаях состоит из продуктивных пропластков, разделенных одним - двумя тонкими непроницаемыми прослоями. Перекрывается пласт прослоем глинистых алевролитов небольшой толщины и плотными глинистыми известняками тульского горизонта. Коэффициент расчлененности равен 1,35, песчанистости - 0,15, распространения - 0,89. Нефтенасыщенная толщина коллектора колеблется в пределах 0,7 ‑ 2,4 м, составляя в среднем 1,5 м.

На месторождении, скважинами 331АБШ и 332АБШ, выявлена одна структурно-литологическая, пластовая, сводовая залежь нефти пласта C_VI , имеющая размеры 2,26 х 0,9 км и высоту 27,0 м. Наиболее низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора в залежи по данным ГИС зафиксировано в скважине 347 на абсолютной отметке –1792,6 м, что условно и принято за положение ВНК. Непосредственно ВНК скважинами не вскрыт.

В таблице 1 приведены значения толщин продуктивных пластов (пачек)

Таблица 1 – Характеристика толщин продуктивных пластов (пачек)

Толщина	Наименование	По пласту
		в целом
1	2	3
Пласт CVI бобриковского горизонта
Общая	Средняя, м	19
	Интервал изменения, м	8-30
Эффективная	Средняя, м	1,6
	Интервал изменения, м	0,7-2,8
нефтенасыщенная	Средняя, м	1,5
	Средневзвешенная, м	1,37
	Интервал изменения, м	0,7-2,4
водонасыщенная	Средняя, м	2,2
	Интервал изменения, м	1,8-2,8
Пачка C1 t kz турнейского яруса
Общая	Средняя, м	19,5
	Интервал изменения, м	14-25
Эффективная	Средняя, м	3,7
	Интервал изменения, м	0,9-7,5
нефтенасыщенная	Средняя, м	3,10
	Средневзвешенная, м	2,29
	Интервал изменения, м	1,4-7,2
водонасыщенная	Средняя, м	4,20
	Интервал изменения, м	0,6-7,5
Пачка D3 fm3 zv заволжского надгоризонта
Общая	Средняя, м	24
	Интервал изменения, м	20-28
Эффективная	Средняя, м	4,7
	Интервал изменения, м	0,8-11,6
нефтенасыщенная	Средняя, м Средневзвешенная, м Интервал изменения, м	3,1 3,61 0,8-5,8
Продолжение таблицы 1
1	2	3
водонасыщенная	Средняя, м Интервал изменения, м	5,3 0,8-10,6
Пачка D3 fm2 фаменского яруса
Общая	Средняя, м	34
	Интервал изменения, м	28-40
Эффективная	Средняя, м	1,2
	Интервал изменения, м	0,6-1,8
нефтенасыщенная	Средняя, м	1,2
	Средневзвешенная, м	1,2
	Интервал изменения, м	0,6-1,8
водонасыщенная	Средняя, м	-
	Интервал изменения, м	-
Пачка D3 fm1 нижнефаменского подъяруса
Общая	Средняя, м	86
	Интервал изменения, м	80-92
Эффективная	Средняя, м	20,3
	Интервал изменения, м	11,5-45,2
нефтенасыщенная	Средняя, м	16,5
	Средневзвешенная, м	-
	Интервал изменения, м	0,6-27,0
водонасыщенная	Средняя, м	8,0
	Интервал изменения, м	0,8-23,4
Пласт DI пашийского горизонта
Общая	Средняя, м	10
	Интервал изменения, м	7-13
Эффективная	Средняя, м	8,7
	Интервал изменения, м	2,8-12,6
нефтенасыщенная	Средняя, м	7,1
	Средневзвешенная, м	6,4
	Интервал изменения, м	1,4-10,9
водонасыщенная	Средняя, м	6,6
	Интервал изменения, м	2,8-10,2