Бухарское месторождение

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

1.1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ  СТРОЕНИЕ

В геологическом строении Бухарского месторождения принимают участие  девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение  расположено на северном склоне Южно-Татарского свода. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводовую часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в  меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствуют слабовыраженные структурные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны  четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде высокоамплитудных рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облекания – Верхне-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70 м. В основном для Бухарского месторождения  характерными локальными элементами являются малоамплитудные  поднятия III порядка. По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне. Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу  вверх), как Д_I-в, Д_I-б и Д_I-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д_I-а и Д_I-б рассматриваются как один объект – Д_I-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщиной 0.8-1.2 м. Пласт Д_I-в выделяется как самостоятельный объект с собственным  ВНК. Пласт Д_I-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741.6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяется от пласта Д_I-а+б перемычкой толщиной в 4.6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д_I-в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, представленное в таблице 1.1, дебиты нефти, в которых варьируют от 0.3 до 22.1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0.6 до 2.8 м. Пласт Д_I-в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом отметок нижних дыр перфорации. Пласт Д_I-а+б развит повсеместно, нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.8 до 2.4 м.

Всего выявлено 13 залежей  нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III-порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте.  Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей – пластово-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность.

Общая толщина отложений  пашийского горизонта составляет в среднем 22.8 м, эффективная нефтенасыщенная  - 1.9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости  - 0.071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части – 0.631. Коэффициент расчлененности равен 4.067. Эти данные представлены в таблицах 1.2 и 1.3.

Выше по разрезу на глубине 1734.2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д₀-в.  Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми.

Пласт Д₀-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д₀-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1.3 до 19.2 т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка. 

Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13.8 до 23.6 м, составляя в среднем 19.3 м. Количество пропластков  1 - 4, коэффициент расчлененности – 1.852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0.6-6.2 м, средняя равна 2.2 м. Коэффициент песчанистости составил 0.712. Все вышеназванные данные представлены в таблицах 1.2 и 1.3. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0.6-1.4 м.

Отложения бурегско-семилукского возраста, залегающие на глубине 1635 м, являются локально нефтеносными. Выявлено всего 4 залежи нефти на южной части Бухарского месторождения, приуроченные к Бухарскому и Восточно-Бухарскому поднятиям. В семилукском горизонте прослеживается 3 пласта: Дсм-3, Дсм-2, Дсм-1 (сверху вниз), к первым двум из которых приурочены залежи нефти. Нефтенасыщенные пласты по ГИС и результатам опробования выделены в 6 скважинах. Залежи пластовые сводовые с литологическим экранированием. Контур залежи в районе скважин 798а, 1026,

1023, 1021 и 1021а проведен  по абсолютной отметке нижних  дыр перфорации (минус 1443.8 м) по скв.№1021а. С востока и юга залежь ограничена линией замещения коллекторов на плотные непроницаемые карбонатные породы.

          Общая толщина бурегско-семилукских  отложений выдержана и достигает 66.4 м, в среднем составляя 61.5 м,  суммарная нефтенасыщенная изменяется от 2 до 11.2 м,  средняя равна 7.3 м. Коэффициент песчанистости равен 0.121, расчлененности – 6.333. Характеристика толщин и показатели неоднородности представлены в таблицах 1.2 и 1.3.

Таким образом, коллекторы бурегско-семилукских  отложений невыдержанны по простиранию:  разделены на пропластки или замещены полностью плотными известняками, распространенными локально и мало изучены.

В отложениях заволжского  горизонта верхнего девона выявлена всего одна залежь с этажом нефтеносности 39.2 м, приуроченная к Верхне-Налимовскому поднятию. Количество проницаемых прослоев в среднем составляет 9.25. Средняя общая толщина заволжского горизонта – 59.5 м, нефтенасыщенная – 14.9 м. Коэффициент песчанистости – 0.235. Коллектор представлен известняками разнозернистыми. Тип залежи – пластовый. Средняя глубина залегания составляет 1234.6 м.

В отложениях турнейского  яруса нижнего карбона выявлено всего шесть залежей нефти, связанных, главным образом, с нефтенасыщенными карбонатными породами кизеловского горизонта  за исключением залежи, приуроченной к Верхне-Налимовскому поднятию, являющемуся наиболее резко выраженной рифогенной структурой с амплитудой около 70 м, где нефтенасыщенными являются также  черепетский, упинский  и малевский горизонты  турнейского яруса. Геологический профиль представлен в графическом приложении 1. Представлены отложения преимущественно органогенными известняками, неоднородными, в различной степени пористыми. Тип коллектора – поровый, реже порово-трещинный. Структурная карта представлена в графическом приложении 2.

Залежь, приуроченная к  Южно-Налимовскому поднятию, после утверждения отчета по пересчету запасов нефти была разбурена (пробурено 9 скважин), и оконтурена в соответствии со структурным планом по стратоизогипсе минус 913,5 м, установленной по нижней дыре перфорации в скв.№25491, из которой получена нефть. ВНК вскрыт в шести скважинах, абсолютные отметки его изменяются от минус 908.9 до минус 923.9 м.

Залежь, приуроченная к  Новоспасскому сейсмоподнятию, имеет  северо-западное простирание, осложнена зоной размыва верхнетурнейских отложений, которая пересекает ее в северо-восточном направлении в виде русла шириной 700 м. Глубина размыва достигает 5 - 42 м (в скв.№25489). Поскольку нефтенасыщенными являются только отложения кизеловского горизонта и в зоне «вреза» они размыты, залежь делится «врезом» на 2 части. На востоке Новоспасского поднятия выявлена еще одна залежь с самостоятельным ВНК на абсолютной отметке минус 896.7 м. Залежь небольшая по размерам, северо-западного простирания с юга и с юго-запада изрезанная «русловыми врезами». Самый глубокий размыв отмечен по материалам ГИС в скв.№1003, где размыты кизеловские, черепетские и упинские отложения и затронуты малевские.

Общая толщина отложений  турнейского яруса изменяется от 3.0 м (во «врезовых» скважинах) до 108.6 м (в горизонтальных скважинах), поэтому среднее значение, равное 28.3 м не соответствует стандартной действительной общей толщине турнейских отложений (56-60 м). Толщины пластов  Верхне-Налимовского поднятия представлены в графическом приложении 3. Средняя суммарная нефтенасыщенная толщина всех прослоев составляет 12.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.273,  расчлененности – 5.667.

 Таким образом,  карбонатные коллекторы турнейского  возраста распространены по площади месторождения почти повсеместно и приурочены, в основном, к верхнему горизонту – кизеловскому, реже ко всем трем продуктивным пачкам (сверху вниз): кизеловской, черепетской и упино-малевской, которые представляют собой единый гидродинамически связанный резервуар. Покрышкой для них служит аргиллитовая пачка малиновского надгоризонта толщиной 2-5 м.

Продуктивный терригенный комплекс нижнего карбона представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами визейского яруса. Нефтенасыщенными в пределах комплекса на месторождении являются отложения бобриковского горизонта, залегающие на глубине 1164.1 м, представленные песчаниками мелкозернистыми, слабоглинистыми, среднепористыми и алевролитами. Всего на месторождении в бобриковских отложениях выявлено 8 залежей нефти, связанных с пластами Сбр_I-3; Сбр_I-2 и реже Сбр_I-1. Поскольку нефтенасыщенным чаще всего является пласт Сбр_I-3 или Сбр_I-3+2, образуя продуктивную единую толщу, состоящую из 3-4 пропластков гидродинамически связанных между собой, они объединены в один объект разработки Сбр_I. Во “врезовых” зонах в 10 скважинах по ГИС выделяется «врезовый» пласт Сбр_0, также сложенный песчаниками и алевролитами. В 6 скважинах из них пласт Сбр₀ – нефтенасыщенный, в том числе в трех выделяется контакт нефть-вода. Перемычка между пластом Сбр₀ и отложениями турнейского возраста составляет 0.6-10.7 м, в двух скважинах терригенные коллекторы отлагались непосредственно на размытых карбонатах (скв.№№1017, 1021). Как описано выше, “врез”  пересекает 2 залежи нефти, приуроченные к Верхне-Налимовскому и Новоспасскому поднятиям, которые осложнены также зонами замещения коллектора на неколлектор. Две залежи в районе скв.№748 и №643 вскрыты одной скважиной, в скв.№643 вскрыт ВНК на абсолютной отметке минус 936.9, в соответствии с которой проведен контур нефтеносности. Подошва залежи в районе скв.№748 принята по абсолютной отметке  нижней дыры интервала перфорации (минус 917.9 м), которая совпадает с подошвой нефтенасыщенного пласта.

Залежи нефти в бобриковских отложениях относятся к типу пластово-сводовых и пластово-сводовых  литологически  экранированных.

Общая толщина “врезовых” отложений варьирует от 1.0 до 21.5 м, составляя  в среднем 9.8 м, общая нефтенасыщенная: 1.7-14.0 м,  средняя – 6.0 м,  эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1.6 до 5.9, средняя составила 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.344, расчлененности – 2.25. 

Общая толщина отложений, приуроченных к пласту СбрI, изменяется в пределах 0.8-29.8 м, средняя 6.8 м, эффективная нефтенасыщенная – 0.7-22.4 м, среднее значение ее 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.699, расчлененности - 1.553 .Характеристика толщин и статистические показатели неоднородности приведены в таблицах 1.2- 1.3.

Таким образом, по поверхности  кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудно-ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. Структурные планы по отложениям верхнего девона и нижнего карбона не совпадают, что обусловлено приуроченностью района месторождения к внешней и внутренней прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Поверхность турнейского яруса  нижнего карбона осложнена «врезовыми» зонами, заполненными терригенными образованиями ранневизейского возраста.

Таким образом, в зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов, их фациальной изменчивости, на месторождении отмечаются следующие типы залежей: пластово-сводовый, пластово-сводовый литологически экранированный, структурно-литологический и массивный.

Залежи небольшие по размерам. Наиболее значительной по размеру является залежь нефти в кыновских отложениях, объединяющая несколько малоамплитудных поднятий: Бухарское, Новоспасское и Южно-Бухарское, которые требуют доразведки проведением НВСП МОВ в скважинах 705, 768, 798а, 8735 и в части проектных скважин по результатам бурения последних.

Этажи нефтеносности  залежей небольшие, за исключением залежей в нижнем карбоне, приуроченных к Верхне-Налимовскому поднятию, которые имеют этаж нефтеносности порядка 50 м. Тип коллекторов, в основном, поровый.

1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ  СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).

Песчаники мономинеральные  кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен  хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным анализа песчаники мелкозернистые (50.1-80.8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0-10.3%), сильно алевритистые, глинистые (2.7-7.1%). Известковистость колеблется от 0.1 до 3%.

Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12.9-20.4%, проницаемость 118.3-644.5 ^. 10^-3 мкм².