НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВОСТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Восточное месторождение расположен в Марксовской депрессии в 8-ми км к северу-востоку от Полевого месторождения. Границы участка одновременно являются и границами Восточного месторождения, открытого в 1961 г. скважиной №1 Восточной площади. Восточное нефтяное месторождение представлено единственной залежью в пласте D₂IVa ардатовского горизонта. Месторождение выявлено профильным структурным бурением и сейсмическим профилированием MOB. На площади пробурено 8 разведочных скважин. Двумя из них № 1 и № 4 вскрыта залежь нефти. В присводовой и периклинальных частях поднятия скважины вскрыли кровлю пласта D₂IVa на абсолютных отметках -2680 м (скв. № 1) и -2686 м (скв. № 4) [2, c.77]. По данным бурения восьми скважин залежь нефти литологического типа, пласт залегает моноклинально с падением на юго-запад. Отсутствие кондиционных данных разведки МОГТ, редкая сеть поисковых скважин и неполный разрез девонских отложений, вскрытый ими, привели к достаточно условной концепции геологического строения месторождения. Необходимость в увеличении добычи нефти, связанной со скорейшим вводом продуктивного пласта в эксплуатацию послужило причиной принятия не доразведанного месторождения на баланс ОАО «Саратовнефтегаз» с запасами, подсчитанными в пределах радиуса дренажа скважины № 1 Восточной. Начальные запасы нефти категории С₁ в радиусе дренажа скважины № 1 составили балансовые/извлекаемые 290/58 тыс.т.

Восточное месторождение разрабатывалось ОАО «Саратовнефтегаз». Залежь нефти была введена в промышленную разработку в 1980 г. и эксплуатировалась одной скважиной № 1КЛН. Тип залежи пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Тип коллектора - терригенный. ВНК залежи принят на абсолютной отметке - 2689 м [1, c. 70].

Скважина работала периодически. С 2000 г. по 2005 г. скважина находилась в консервации. В 2005 г. скважина была расконсервирована. Объем добычи за 5 месяцев составил 0,968 тыс.т. Среднесуточный дебит нефти перед остановкой составлял 10 т/сут. Месторождение разрабатывалось периодически, неоднократно вводилось в консервацию. В настоящее время оно находится в стадии вывода из консервации.

Непосредственно на территории ССВ расположены нефтегазоносные площади 30 месторождений УВ. Извлекаемые запасы месторождений составляют 0,2 - 33,0 млн. т нефтяного эквивалента. В пределах месторождений продуктивны шесть нефтегазоносных комплексов:

• средне - верхнедевонский, карбонатно-терригенный, 49,3/34,2 тыс. т/км²;
• верхнедевонский-нижнекаменноугольный, преимущественно карбонатный, 7,4/1,3 тыс. т/км²;
• нижне-верхневизейский, карбонатно-терригенный, 5,4/4,0 тыс. т/км²;
• верхневизейско-нижнебашкирский, преимущественно карбонатный 0,1/0,1 тыс. т/км²;
• верейско-мелекесский, преимущественно терригенный, 1,6/1,1 тыс. т/км²;
• верхнемосковско-артинский, карбонатный, ресурсы не оценивались.

Продуктивность средне-верхнедевонского карбонатно-терригенного комплекса установлена на большинстве месторождений Степновского вала. Коллекторы представлены песчаными пластами клинцовского, бийского, морсовского, воробьевского (V, VI), ардатовского (IVa, IV6), тимано-пашийского (I, II, III) горизонтов, а также пластами известняков мосоловского и ардатовского (IV) горизонтов. Песчаники преимущественно кварцевые, средне-мелкозернистые, цемент глинистый и карбонатный. Общие толщины пластов 6,5-62,0 м с пропластками глин, эффективные толщины: 8-22,8 м, пористость 18,0-20,0 %, проницаемость от 10 до 1500 мД. Покрышками являются глины и аргиллиты. Карбонатные коллекторы - известняки доломитизированные. Трещиноватые, в ардатовском горизонте органогенно-обломочные. Толщины 1,5 - 10,0 м, пористость 6,0 -9,0 %, покрышки - глины и непроницаемые карбонаты [3, c. 78].

По отложениям терригенного девона ловушки расположенных на участке месторождений приурочены к погребенным тектоническим поднятиям в виде брахиантиклинальных складок, осложненных разрывными нарушениями, сбросами. По отложениям карбона и выше погребенные поднятия не прослеживаются. Ловушки терригенного девона антиклинальные, пластовые сводовые, тектонически-экранированные или без тектонического экранирования, отдельные резервуары имеют литологические ограничения. Некоторые ловушки серией разноамплитудных сбросов разбиты на блоки. Площадь ловушек изменяется от 1-2 кв. км до 6-8 кв. км, размеры от 0,2 - 1,5 км до 2,0 15,0 км, амплитуда 15 - 70 м и более.

Список литературы:

1. Аниканов А.Ф., Ольшанский А.С., Ряховский В.В. Отчёт о проведении поисковых сейсморазведочных работ на Марксовском лицензионном участке (с/п 1601, 2002г.), фонды ОАО «Саратовнефтегеофизика», 70 с.
2. Григорьев Н.С., Ряховский В.В., Стародубцев Отчёт о работах Новосельской №0776, Любимовской №1076 сейсмических партий и комплексной опытно-производственной партии прямых методов поисков нефти и газа №2676, Саратов, 1977, фонды, трест «Саратовнефтегеофизика»
3. Григорьев Н.С., Ряховский В.В., Стародубцев Отчёт о работах Грязнушинской сейсмической партии №0377 и опытно-методической геохимической партии №2677, Саратов, 1978, фонды, трест «Саратовнефтегеофизика».