ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ СЕВЕРО-ЗАПАДА РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

Тектоническое строение

В региональном тектоническом отношении исследуемый участок расположен в пределах Верхне-Камской впадины, которая представляет собой крупную структуру I порядка.

По рифейским отложениям территория участка приурочена к северной приосевой зоне Камско-Бельского авлакогена.

По отложениям венда участок расположен в пределах Сарапульско-Яныбаевской седловины.

По отражающему горизонту «II» (подошва венда) на структурном плане центральной части участка расположена обширная положительная структура, оконтуренная изогипсой -1900 м (0.720). В ее сводовой части выделена Гаитовская структура (изогипса -1850 м, размеры 5,5 х 1,7 км). В северо-западной части участка выявлено Калякинское, в северо-восточной - Восточно-Пикульское, восточной – Вениаминовское поднятия.

Кровля кыновских отложений верхнего девона полого погружается к северо-западу в среднем на 35-45 м – от отметок -1770 м до -1815 м. В западной, северо-западной и северной частях участка выделены небольшие по размерам (в среднем 1,5х2 км) положительные аномалии: Восточно-Калякинская, Западно-Вениаминовская, Гаитовская, Ново-Акинеевская, Ново-Петнурская, Северо-Кристинская, Западно-Калегинская, Кристинская.

По кровле фаменских отложений северо-западная часть участка работ приурочена к юго-восточной оконечности Арлано-Дюртюлинского верхнедевонского (франско-фаменского) барьерного рифа. Эта гигантская антиклинальная структура (до 120 км по длинной и 35 км по короткой оси) северо-западного простирания расположена на одном из нескольких валов Актаныш-Чишминской палеодепресии Камско-Кинельской системы некомпренсированных прогибов (ККСП), четко фиксируется по фаменским и всем вышележащим маркирующим поверхностям, вплоть до нижнепермских, хотя амплитуда ее постепенно сокращается.

Арланская антиклиналь асимметрична - углы падения крыльев различаются. Так, на восточном крыле наклон более крутой - до 50⁰, на западном - всего около 10⁰. Структура довольно контрастная, амплитуда по замкнутой изогипсе достигает 90-100 м. Северо-восточная часть Арланского месторождения (Николо-Березовская площадь), приурочена к южному борту Шалымского прогиба ККСП, пологая.

Основная структура осложнена массой более мелких куполов самых различных размеров и контрастности. В сочетании с изменениями толщины пластов-песчаников эти местные осложнения определяют наличие водонефтяных зон даже в центре структуры. Особенно это характерно для пласта С_VI. На северо-востоке месторождения (Вениаминовский участок) сконцентрирована серия мелких залежей-спутников, выявленных в 80-х годах и выделенных первоначально как самостоятельные месторождения (Калегинское, Кувакинское, Вениаминовское).

В радаевско-бобриковское время на территории происходили интенсивные карстовые процессы, в результате которых образовались промоины самых различных размеров, зачастую очень глубоких, при этом оказалась размытой значительная часть турнейских известняков. Эти врезы впоследствии были заполнены радаевско-бобриковскими терригенными отложениями. Амплитуды «врезания» в среднем составляют 10-20 м, иногда достигая 45 м. Кроме того, в турнейском ярусе развит палеокарст, который затронул на отдельных участках всю толщину отложений этого комплекса, вплоть до фаменского яруса.

Для тульских и алексинских отложений характерны зоны развития песчаных пластов повышенной толщины, возникших на участках, подвергшихся размыву в предвизейское время. Терригенные осадконакопления происходили в условиях прибрежно-морского трансгрессивно-регрессивного цикла по трем стадиям: эрозии, седиментации и дифференцированного уплотнения осадков в интервале визейского геологического времени. В результате чего происходило слияние пластов. Толщина отдельных пластов 2-3 м, на участках слияния обычно 10-20 м, максимально до 40-45 м [3, c. 93].

Структурный план верейского горизонта (отражающий горизонт «В») в общих чертах наследует геометрические параметры подстилающих отложений. Абсолютные отметки глубин по данным бурения колеблются в диапазоне от –856 м (скв.42 NEF в юго-восточной части участка) до –900 м (скв. 8677BUI – в северо-западной части участка). На приподнятой территории центральной и юго-западной части участка оконтурены Южно-Береговая, Ново-Вениаминовская, Северо-Вениаминовская, Западно-Вениаминовская, Ново-Акинеевская, Ново-Петнурская, Западно-Калегинская, Северо-Кристинская, Кристинская и Южно-Калегинская структуры.

Нижнепермские отложения достаточно хорошо изучены мелким структурным бурением.

Нефтегазоносность

Вениаминовский участок относится к Арланскому нефтегазоносному району Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В пределах исследуемой площади расположен Николо-Березовский участок Арланского и Кармановское месторождения нефти.

На Арланском месторождении нефтеносны: пласт Д_I пашийского горизонта верхнего девона; турнейский ярус, ТТНК, песчаники алексинского горизонта нижнего карбона; верейский, каширо-подольский горизонты среднего карбона (московский ярус). Основные запасы сосредоточены в песчаных толщах ТТНК и известняках каширо-подольской толщи. Залежи нефти в турнейских известняках небольшие по запасам. Наиболее высокопродуктивны песчаники алексинского горизонта.

Отложения верхнего девона на Николо-Березовском участке Арланского месторождения, в пределах которого расположен исследуемый участок, содержат одну небольшую залежь на Калегинской площади, находящуюся южнее участка. Залежь литологически изолирована, вскрыта двумя скважинами – 2 NEF и 8194. Песчаники пласта Д_I пашийского горизонта распространены в виде двух небольших полулинз, которые располагаются на склонах обширной положительной структуры. Размеры залежи 1,0 x 0,3 км, высота 4,0 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта составляет 3,2 м. В пределах изучаемого участка в песчаниках терригенной толщи девона отмечаются только водонасыщенные коллекторы.

Коллекторы турнейского яруса представлены известняками. В кровельной части известняки плотные, глинистые и окремнелые, тонкокристаллические, ниже разрез представлен переслаиванием пористых, пористо-кавернозных, органогенно-обломочных известняков с плотными разностями сгустковой и органогенной структуры. Поры щелевидные (0,02-0,15 мм), иногда заполнены мелкокристаллическим кальцитом. Пористость керна в целом невысокая (до 19%). В большинстве образцов ниже 8%. Проницаемость низкая и в основном не превышает 0,1 мкм². Толщина отложений турнейского яруса (при отсутствии размыва) колеблется в пределах 42-65 м. Суммарная толщина нефтенасыщенных прослоев достигает 11 м. В пределах участка также наблюдаются только водонасыщенные коллекторы [2, c. 68].

Пласт С₀ залегает в средней части алексинского горизонта, перекрывается аргиллитами и подстилается глинисто-карбонатными породами. Имеет ограниченное распространение на площади. Песчаники пласта залегают в виде трех удлиненных линз-рукавов, простирающихся с север-северо-востока на юг-юго-запад от скважины 8653BUI до скважины 356 Арланской площади. Северная линза-рукав имеет размеры 7,5 х 1,3 км, вторая линза - 14,3 х 1,1 км и южная - 2,5 х 0,5 км. Тип залежи: структурно-литологическая, рукавообразная, пластовая, сводовая.

Коллекторы в пласте С_IV-0 на Николо-Березовской площади распространены незначительно. Песчаники пласта С_IV-0 залегают в виде линз неправильной формы. Пласт C_IV-0 представлен одним прослоем песчаника, очень редко двумя. Песчаник залегает непосредственно под глинистым известняком, разделяющим пласты C_III и C_IV-0. Типы залежей: структурно-литологическая, пластовая; литологически ограниченная, пластовая [1, c. 46].

Коллекторы пласта С_IV распространены в виде линз. Линзы имеют неправильное очертание и различные размеры от небольших, вскрытых одной-двумя скважинами, до обширных, которые проходят через всю площадь и переходят на Вятскую и Арланскую площади. Пласт включает один прослой- коллектор, в редких случаях два или три. Толщина коллектора в основном колеблется между 1 и 2 м, в отдельных скважинах достигая 4-4,8 м. Типы залежей: структурно-литологическая, пластовая; литологически ограниченная, пластовая.

Коллекторы в пласте С_V распространены в виде линз неправильной формы и различных размеров. Они хорошо выделяются на диаграммах ГИС по снижению значений естественной гамма-активности, отрицательными аномалиями ПС и уменьшением диаметра скважины по каверномеру. Пласты разделены между собой прослоем аргиллита небольшой толщины (1-2 м). Типы залежей: структурно-литологическая, пластовая; литологически ограниченная, пластовая.

Список литературы:

1. Базаревская В.Г., Яртиев А.Ф. Перспективы разведки и разработки залежей нефти в алексинском горизонте. Геология нефти и газа 2007/5.
2. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1991.
3. Геология и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов. (Труды совещания, г. Казань, сентябрь 1969 г.). Издательство Казанского университета, 1970.