Тектоника. В тектоническом отношении Мамышевское месторождение расположено во внешне бортовой

В тектоническом отношении Мамышевское месторождение расположено во внешне бортовой зоне Прикаспийской впадины.

Осадочный комплекс на данной территории разделяется на 2 структурных этажа: нижний содержащий осадки терригенного девона и среднефранского подъяруса, и верхний, сложенный породами от верхнефранского до неогенового возраста.

В истории геологического развития Прикаспийской впадины существовали несколько эпох интенсивного некомпенсированного прогибание этого тектонического элемента (верхнефранского-нижнефаменская, серпуховско-нижнебашкирская, верхнекаменноугольная-артинская) и несколько эпох компенсации-малиновская, верхнебашкирско-нижнемосковская, кунгурская.

Бортовые уступы во время часто смещались. В эпохи прогибания на их верхних крыльях часто формировались цепочки рифов. Нижнепермские рифы распологались в основном под соединительным крылом бортового уступа по соли, нижнебашкирские – под верхним крылом, верхнедевонские же смещены на несколько километров на запад от бортового уступа. Такая зона рифов тянется параллельно бортовому уступу в северной части Волгоградской области. В ее пределах находится и Малышевская структура, которая была подготовленаПО «Волгограднефтегеофизика» сейсморазвндкой МОГТ в 1985 году.

На уровне отражающего горизонта 1Х-Д₃fm Малышевская структура располагается на Приволжской моноклинали. По фундаменту ее положение совпадает с южной краевой частью Камышинского блока. Поднятие приурочено к осевой зоне структурного носа, вытянутого к северо-востоку, и является одним из локальных осложнений, отмечаемых в его сводовой части.

Большая часть верхнего структурного этажа (до среднекаменноугольных включительно) представлена моноклинально, полого погружающейся в сторону Прикаспийской синеклизмы. Складка начинает проевлятся в окских отложениях, а в турнейских она выражена уже довольно четко.

По отражающему сейсмическому горизонту VIII-C1t, максимально приближенному к перспективным отложениям бобриковского возраста Малышевская структура имеет размеры 3,2 х 1,6км при амплетуде порядка 30м.

Промышленная нефтегазоносность установлена в песчаниках бобриковского горизонта. Притоки нефти также получены из турнейских известняков при пластоиспытательных в процессе бурения. По этим отложениям в бассейне числятся запася категории С₂. Возврат к этому объекту в скваженах исключен. По этой причине залежь нефти турнейского возраста в настоящей работе не рассматривается.

По результатам бурения трех скважин на площади, переинтерпретации сейсмических и промысловых геофизических данных уточнена модель, размеры и строение залежи бобриковском горизонте, в котором выявлены два (I и II) продуктивных пласта песчаника.

По данным структурных подразделений брахиантиклинальная складка по конфигурации и местоположению идентифицируется с сейсмическим поднятием в уточненной интерпритации тематической партии АООТ Волгограднефтегеофизика. Согласно новой модели поднятие несколько меньше по площади по отношениюк ранее представляемому, особенно в северной части.

Скв2 – Центральная вскрыла II пласт бобриковского горизонта гипсометрически выше на 25,2м одноименного пласта в скв2 – Малышевской.

Столь зезкий перепад отметок кровлипласта на коротком расстоянии между указанными скважинами может отожествляться с дизъюнктивным нарушением этой части площади субширотным малоаплитудным сбросом, выделение которого по сейсмическим данным находится за пределами возможностисуществующих методов сейсморазведки (ОГТ). Учитывая преимущественно глинистый разрез отложений в приразломной зоне, плоскость нарушения служит экраном пластовых флюидов возможных коллекторов, примыкающих к дизъюнктиву.

От свода складки в северном и южном направлении продуктивные пласты теряют в толщине. Малая толщина I пласта обуславливает его выклинивание и формирование линзы песчаного тела в районе скв15-A и 1-М.

II пласт песчаника замещается непроницаемыми разностями пород в южной части. На вероятность литологического замещения пород-колекторов указывают характер работы скв15-Ф, дренирующей южную часть залежи и добывающей за шесть лет эксплуатации 40,3 тыс.т безводной нефти. Неуклонное падение пластового давления (с 47,7 до 35Мпа, т.е. на 13Мпа) и отсутствие пластовой воды в продукции этой скважины указывает на преимущественно замкнутое строение ловушек и отсутствие дополнительной пластовой энергии в гидродинамической системе за счет напорных вод.

Залежи нефти I пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литологического типа. Размеры залежи 1,75 х 1,0км, площадь нефтеносности 1444тыс.м²; средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина 1,07м; объем нефтенасыщенных пород 1545тыс.м³. Залежи нефти II пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литолого-тектонического типа. Размкры залежи II пласта 2,9 х 1,6км; площадь нефтеносности 3916тыс.м²; средневзвешенная по площади нефтенасыщеная толщина 2,18м; объем нефтенасыщенных пород 8526тыс.м³. Глинистый раздел толщиной 3,5-5м между I и II пластами исключает гидродинамическую связь между ними.

Нефтеносность I пласта установлена в скв15-Ф и скв2-М. В скв2-М этот пласт-коллектор отсутствует. Нефтеносность II пласта установлена во всех трех скважинах месторождения. III пласт водонасыщен.

В III пласте ВНК отсутствует. Вся литологическая ограниченная со всех сторон ловушка заполнена нефтью. Во II пласте ВНК скважинами не пересечен.

Водонасыщенная часть пласта не установлена. Условный уровень подсчета запасов принят на отметке -4181м по гипсометрически наиболее низкой отметке точке пересчета скв15-Ф подошвы пласта. Данная точка пересечения охвачена интервалом перфорации 4217-4227м (-4173,3-4183,4)м, из которого получен промышленный приток нефти.

Дата добавления: 2015-08-09