НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КОЛЧАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

OIL AND GAS POSSIBILITY OF THE KOLCHAN DEPOSIT

Akhmetshin Rail Rinatovich

master student 2 years, Department of Geology and Minerals Bashkir State University,

Russia, Ufa

АННОТАЦИЯ

В пределах исследованного участка расположены Четырекское, Бурановское, Кузнецовское и, в непосредственной близости, Колчанское месторождения нефти.

В административном отношении участок работ расположен в пределах Ямбургского района Республики Башкортостан в 15 км от п. Желтый Холм. Основными населенными пунктами являются деревни Исамбаево, Сосновка, Степановка, Старый Варяш, Новый Варяш.

ABSTRACT

The Chetyrekskoye, Buranovskoye, Kuznetsovskoye and, in the immediate vicinity, Kolchanskoye oil fields are located within the study area.

Administratively, the work site is located within the Yamburg district of the Republic of Bashkortostan, 5 km from the village of Zheltiy Kholm. The main settlements are the villages of Isambaevo, Sosnovka, Stepanovka, Stary Varyash, Novy Varyash.

Ключевые слова: нефть, геология.

Keywords: oil, geology.

Нефтеносность на месторождениях установлена в карбонатах каширского горизонта, башкирского и фаменского ярусов, в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и терригенного девона.

В 1958 году по результатам структурного бурения на Кузнецовской площади первой же скважиной, заложенной в своде Сосновской структуры, открыто Кузнецовское месторождение нефти, промышленная нефтеносность которого связана с отложениями каширского и верейского горизонтов, башкирского яруса, песчаниками угленосной свиты и терригенного девона.

Основные по запасам залежи приурочены к антиклинальной складке, а также к небольшим по размерам куполовидным поднятиям.

Мощность пласта СII, являющегося доминирующим по запасам, колеблется от 0,8 до 13 м. Пористость песчаников изменяется от 18 до 22%, проницаемость – от 0,05 до 1,5 мкм², нефтенасыщенность – от 72% до 84%.

Коллекторские свойства карбонатных коллекторов существенно ниже: пористость – 15-18%, проницаемость – до 0,2 мкм², нефтенасыщенность –  73-84%.

Нефтеносны известняки среднего карбона (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус), турнейский ярус нижнего карбона, фаменского яруса верхнего девона и песчаники тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, а также пашийского горизонта верхнего девона.

В каширском горизонте нефтеносны два пласта – К₂ и К₄­, в которых выявлено 5 структурно-литологических залежей с ВНК на отметках от минус 735 до минус 800 м. Размеры залежей небольшие. Мощность нефтенасыщенных разностей колеблется от 0 до 4,4м. Дебиты скважин низкие и не превышают 2 т/сутки.

Верейский горизонт представлен двумя продуктивными пластами В₁ и В₂. Пласты маломощные – до 2,5 м. Выявлено 6 небольших залежей структурно-литологического типа с ВНК от минус 810 м до минус 851 м. Дебиты низкие – до 2 т/сутки. На отдельных участках месторождение разрабатывается совместно с башкирским ярусом.

В башкирском ярусе продуктивны известняки, представленные органогенными разностями, с максимальной мощностью до 7,0 м. В объекте насчитывается 4 массивных залежи с ВНК на отметках от минус 862 до минус 872 м.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) является основным по за-пасам объектом. Продуктивны пласты СII, СIV, CV, CVI₀ и СIV. Всего в ТТНК выделяется 33 залежи пластово-сводового, структурно-литологиче-ского и литологического типов.

В турнейском ярусе выделена одна пластово-сводовая залежь небольших размеров. Толщина пористых разностей 0,8-9,6 м.

В фаменском ярусе продуктивны биогермные известняки и кавернозные доломиты толщиной до 11,8 м. Нефтеносны пористые и кавернозные разности в двух интервалах. Выявлено 12 литологических залежей.

В пашийском горизонте продуктивные песчаники представлены плотными низкопроницаемыми разностями. Толщина не превышает 3,6 м. Выявлена одна пластово-сводовая залежь с небольшими запасами.

Четырекское нефтяное месторождение открыто в 1959 году. Введено в разработку в 1964 году. Залежи приурочены к серии куполовидных поднятий. Поднятия различаются по размерам и контрастности.

Нефтеносны отложения среднего (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус) и нижнего карбона (ТТНК и турнейский ярус), карбонатного верхнего девона (фаменский ярус), а также терригенной толщи девона (кыновский и пашийский горизонты) [1, c. 114].

Толщина продуктивной части каширского горизонта 5-8 м. Толщина нефтенасыщенных прослоев 0,8-4,2 м. В этом горизонте установлено 6 залежей пластово-сводового типа. Объект низкопродуктивный. ВНК от минус 794 до минус 802 м.

В верейском горизонте продуктивны два пласта – В₁ и В₂. Толщина нефтенасыщенных известняков изменяется от 0,8 до 2,8 м. ВНК от минус 804 до минус 812 м.

В башкирском ярусе нефтеносны пористо-кавернозные прослои известняков в верхней части толщи (до 8 прослоев) с общей толщиной от 0,4 до 9,8 м. ВНК от минус 856 до минус 860 м.

Основной по запасам объект – ТТНК – на месторождении представлен пластами СII, CIV₀, CIV, CV, CVI_0-1, CIV_0-2, CVI-3, CVI-1 и CVI-2. Самыми мощными из них являются пласты СII (13,6 м) и СIV (26 м). Пласт СII на отдельных участках залегает в виде рукавообразного раздува узкой (до 500 м) и длинной линзы на фоне песчаников меньшей толщины (до 2 м). К этому пласту приурочено 6 залежей пластово-сводового типа с частичным литологическим экранированием. ВНК на отметках от минус 1200 до минус 1215 м.

Пласт СVI по преимущественному наличию прослоя аргиллитов в разрезах условно разделен на два пласта – СVI-1 и CVI-2.

Толщина пласта СVI-1 достигает 10,4 м, нефтенасыщенная – 6,8 м. В этом пласте установлено 10 залежей пластово-сводового типа с влиянием литологического фактора. ВНК залежей от минус 1218 до минус 1235 м.

Толщина пласта СVI-2 достигает 16 м. Залежи пластово-сводовые. ВНК от минус 1209 до минус 1239 м.

Залежи турнейского яруса приурочены к пористо-кавернозным прослоям известняков казеловского горизонта и отделены от ТТНК пластом алевролитов и окремнелых известняков. ВНК залежей от минус 1214 м до минус 1255 м, частично литологически ограничены. Толщина пористых прослоев достигает 4,0 м.

В известняках фаменского яруса нефтеносны 2 интервала – в нижнем и среднем подъярусах.

В среднем подъярусе выявлено 5 залежей, в нижнем – 8. Залежи массивные. Толщина нефтенасыщенной части составляет 4 м. ВНК от минус 1325 до минус 1366 м.

В терригенном девоне нефтенасыщенны песчаники кыновского горизонта (два пласта) толщиной до 5,8-8,7 м. Залежи низкопродуктивные, полностью литологически замкнутые. Пористость песчаников 17%.

Нефтенасыщенный пласт ДI имеет толщины от 2 м до 8 м. Пористость песчаников в среднем составляет 18%.

Пласты песчаников муллинского горизонта (ДII) низкопористые (до 18%). Установлено 2 небольших залежи. ВНК минус 1815 м и минус 1817 м.

В целом для песчаников терригенного девона характерны низкие фильтрационно-коллекторские свойства [2, c. 235].

Список литературы:

1. Валеева Р.Т., Белоусова З.Б. Типы залежей нефти в терригенной толще нижнего карбона Башкирии и оценка перспектив нефтепоисковых работ на неантиклинальных объектах. Геология нефти и газа № 1, 1983 г.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. Москва, «Недра», 1978.