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 пласта Б₂¹ бобриковского горизонта, девонской системы пласта D₃ ардатовских и D₄ воробьевских слоев живетского яруса и D₅ афонинского горизонта эйфельского яруса.

На отдельных месторождениях в воробьевских отложениях выявлены газоконденсатные залежи. Залежи нередко крупные или средние. Дебиты нефти по залежам составляют от 40 до 200 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 течение 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 D_аф, сопоставляемого с кровлей карбонатной пачки афонинского горизонта.

Ниже приводится описание залежей, установленных в разрезе Росташинского месторождения.

Залежь нефти, приуроченная к пласту Б₂¹, небольшая как по размерам, так и по запасам и имеет подчиненное значение. По типу она пластовая литологических 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 от 45 до 50 м. Отделяется пласт Б₂¹ от нижележащего пласта Б₂ водонасыщенного по всей площади прослоем глин толщиной от 0,5 до 1 м.

Опробован пласт Б₂¹ в скважине 150. Из интервала перфорации составляет от 3340 до 3342 м абсолютные отметки минус 3233,5 м получен приток нефти дебитом 38,5 т/сут и воды 7,7 м³/сут через 3 мм штуцер.

По данным ГИС пласт Б₂¹ в скважине 150 полностью нефтенасыщен, вода, по видимому, поступает из нижележащего водонасыщенного пласта Б₂.

Пласт D₃ залегает на глубине 4226 м. В разрезе его выделяют две пачки проницаемых 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 D_3-1, нижележащие в пласт D_3-2.

Пласт D_3-1 всеми скважинами вскрыт в чисто нефтяной зоне, пласт D_3-2 в скважине 176 и 181 водонасыщенные. Не исключено, что пласты образуют единый нефтяной резервуар с единым ВНК, но из-за отсутствия данных, подтверждающих указанное предположение, в работе пласты D_3-1 и D_3-2 выделены в самостоятельные подсчетные объекты залежи.

Залежь, приуроченная к пласту D_3-1, пластового типа, литологически и тектонически экранированна. ВНК принят на абсолютной отметке минус 4151 м по подошве эффективной части пласта в скважине 180. Размеры залежи 10 6 км, высота 36,3 м.

Покрышкой залежи служит пачка одновозрастных глин толщиной от 8 до 10 м.

Пласт D_3-1 опробован в скважинах 178, 174, 172. Наибольший приток нефти 44 т/сут через 8 мм штуцер получен в скважине 172, в скважине 174 он составил 23 т/сут в интервале подъема уровня от 1792 до 1890 м, в скважине 178 10,5 т/сут, в интервале подъема уровня от 961 до 916 м. Эффективная часть пласта D_3-2 отделяется от пласта D_3-1 пачкой глинисто-алевролитовых пород толщиной от 8 до 16 м.

Залежь пласта D_3-2 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 гипсометрическим низкого нефтенасыщенного пропластка в скважине 177. водонасыщенная часть пласта вскрыта скважине 184 на абсолютной отметке минус 4155,3. Размеры залежи 12,5 6,5 км, высота 29,2 м. Пласт D_3-2 опробован в скважине 177, дебит нефти составил 175 т/сут на 8 мм в штуцере. В скважинах 170, 171, 178 проведено совместное опробование пластов D_3-2 и D_3-1, при этом дебиты нефти на 7 мм штуцере в скважинах 170 и 171 составили, соответственно, 153 т/сут и 98 т/сут, а в 178 - 44 т/сут на 6 мм в штуцере.

Пласт D₄ 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 скважине 176. В скважине 184, вскрывшей пласт D₄ после подсчета запасов, ВНК по ГИС отбивается на абсолютной отметке минус 4198,5 м, что практически не противоречит ВНК принятому при подсчете запасов.

Залежь пластового типа, тектонически экранированная. 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 в штуцере.

Пласт D₅ 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 скважине 181.

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

Дата добавления: 2015-07-18