1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Южно-Султангуловское месторождение приурочено к одноимённым структурам, входящим в состав чётко выраженного Большекинельского вала. Последний является крупным тектоническим элементом второго порядка, простирающимся с северо-запада на юго-восток. На протяжении этого вала с запада на восток выделяется целый ряд локальных поднятий: Сосновское, Дерюжёвское, Аменакское, Калиновско-Новостепановское, Бугурусланское, Красноярское, Заглядинское, Султангуловское, Тарханское, Ашировское, Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Пономарёвское. Простирание этих поднятий в целом совпадает с общим простиранием вала. Для всех поднятий вала характерно наличие крутого юго-западного и пологого северо-восточного крыла.

В структурном отношении Южно-Султангуловское месторождения приурочена к сравнительно крупной ассиметричной брахиантиклинальной складки, осложнённой рядом локальных куполов северо-западного простирания. Общая конфигурация складки хорошо прослеживается по всем остальным маркирующим горизонтам перми, карбона и девона. Отмечается лишь некоторое усиление разности структурных форм с глубиной. По кровле угленосного горизонта и турнейского яруса нижнего карбона рассматриваемая складка, осложнена целым рядом отдельных куполов в пределах Заглядинского поднятия выделяется три, а Султангуловского - четыре таких куполов. В восточном Султангуловском поднятии выделяется отдельный купол - юго-восточный участок Султангуловского месторождения.

Угол падения крутого юго-западного крыла Большекинельского вала в районе Султангулово-Заглядинского месторождения по турнейским отложениям составляет 6 градусов, а пологого северовосточного крыла 0 градусов 30 мин. - 1 градус 30 мин.

Нижележащим девонским отложением Султангулово-Заглядинского месторождения складка в общих чертах сохраняет конфигурацию турнейской. Несколько уменьшаются лишь её размеры по длинной оси и происходит некоторое смещение сводовой части Восточно-Султангуловского купола в сторону пологого северо-восточного крыла. Угол падения крутого крыла резко возрастает до 12 градусов. Заливообразный прогиб в западной части Султангуловского поднятия выражен слабо.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриковского отложения (Б2.). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами мощностью 5-6 м.

1.5 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды

Физико-химические свойство нефти пласта Б2 изучались по глубинным пробам отобранным в скважинах № 78, 99, 861. В пластовых условиях нефть имеет плотность 858,6 кг/м(куб.), вязкость - 8,96 мПа*с, давление насыщения - 2,54 мПа, газосодержание -17,8 м (куб.)/т.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях определены в институте Типровостокнефть" расчётным путем, для условий дифференцированного разгазирования по данным стандартных исследований (плотность 879 кг/м (куб.), вязкость 21,5 мПа*с, нефть содержит серу 2,76 %, парафина -10,44 %.

Газ содержит сероводород - 1,79 %, метан - 8,01 %, этан - 24, 63 %, пропан - 37, 31 %, азот - 10,7 %, гелий - 0,0205%; относительная плотность газа по воздуху - 1,384.

По состоянию на I. 1967г. зона минимальной минерализации отмечается на участках скважин №252 - 82 Заглядинской площади, где она составляет 775-780 мг/экв. на 100 гр. и в районе скважины № 201-302 Султангуловской площади, где она равна 643-679 мг/экв. на 100 гр. Соответственно в этих же скважинах была отмечена максимальная первая солёность 96,6-89,4, максимальное содержание сульфатов 0,96 - 0,51 % экв., минимальное содержание брома 123-281 мг/кг. Относительно при высокой минерализации 808 мг/экв. на 100 гр. высокая первая солёность 89, высокое содержание сульфатов 0,25 % экв. и низкое содержание брома - 251 мг/кг. было отмечено также и в скважине №258 Султангуловской площади. Аномальность пластовых вод на данном участке Султангуловской площади отмечалась ещё в период разработки залежи. Так содержание минимальной минерализации 780-719 мг/экв. на 100 гр. и брома 131-147 мг/кг, а также содержание максимальной первосолённости 98,9 -95,2 и сульфатов 0,64 - 0,8% экв. было зафиксировано в скважинах №113-228. Аномальность пластовых вод пашийского горизонта можно объяснить подтоком пластовых вод из вышележащих водоносных горизонтов. На остальных участках залежи минерализация в сводовой части составляет 791-841 мг/экв. на 100 гр. на Султангуловской площади. От свода минерализация постепенно снижается к периферии залежи. Зоны низкой первой солёности 52-66, которая соответствует пластовым водам пашийского горизонта, можно на центральном куполе Султангуловской площади. Зоны низкой первой солёности характеризуется также низким содержанием сульфатов 0,04-0,08% экв. и высоким содержанием брома 1090-1684 мг/кг.

Пластовые воды девонского типа также отмечались на данных участках и в начальный период разработки. Так в скважине 210-219 Султангуловской площади пластовые воды имели минерализацию 836-846 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 54,7-52,14, содержание брома 1212-1282 мг/кг. и сульфатов 0,09-0,1% экв.

Данные зоны характеризуются также наиболее низкой проницаемостью пород. Представляет интерес скважина №203 на Султангуловской площади. Если в начальный период разработки пластовые воды имели минерализацию 750 мг/экв. на 100 гр., первосолёность 73,4, содержание брома 599 мг/кг. и сульфатов 0,1% экв., то по состоянию на 1.1967г. пластовые воды в этой скважине имели минерализацию 841 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 55,4, содержание брома 1713 мг/кг. и сульфатов 0,04 % экв.

Можно предполагать, что в процессе разработки приток пластовых вод в эту скважину происходил со стороны центрального купола на Султангуловской площади распространены типично девонские воды.

По химическому составу пластовые воды турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу с удельным весом воды 1,17гр/см(куб.).

В пластовых водах турнейского яруса также выделяется аномальный участок с пониженной минерализацией 739-751 мг/экв. на 100 гр. и высокой первой солёностью 90,6-94,8. Содержание брома 125-231 мг/кг. и сульфатов 0,3-0,54%экв. Аномальность пластовых вод на данном участке фиксировалась и в начальный период разработки турнейской залежи, где минерализация составляла 653-760 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 90,9-96,5, содержание сульфатов 0,55-0,93% экв. и брома 53-117 мг/кг.

При сравнении карт первой солёности для пашийских и турнейских вод видно, что аномальный участок пашийского горизонта несколько смещён к северо-западу. Следовательно, связь пашийских вод и турнейских с вышележащими водоносными горизонтами осуществлялась под некоторым углом к подпластованию пород.

По химическим характеристикам пластовые воды бобриковского яруса близки к пластовым водам турнейского яруса, минерализация убывает с северо-запада на юго-восток 778-730 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 83,6-90,6, содержание сульфатов 0,29-0,31 % экв. и брома 230-323 мг/кг.