Геологическое строение продуктивных пластов

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение открыто в 1975 году и в 1976 году введено в пробную эксплуатацию.

Промышленно-нефтеносными являются терригенные отложения бобриковского горизонта (пласт Б2) и карбонатные отложения турнейского яруса (пласт В1), которые выделены в 2 объекта разработки.

Месторождение характеризуется длительной историей разработки, по нему накоплен обширный фактический материал, обобщённый в работах по подсчету и пересчету запасов, а так же в технологических документах.

В административном отношении Кушниковское месторождение расположено в Асекеевском районе Оренбургской области, в 60 км к юго-востоку от г. Бугуруслана. Окружающие населённые пункты малочисленны и связаны просёлочными дорогами, пригодными для движения автотранспорта только в летнее время. В непосредственной близости от месторождения проходит нефтепровод Ботвинское-Тарханы.

Начальные балансовые запасы нефти по месторождению, утверждённые ГКЗ РФ, составляют 4115 тыс. т, начальные извлекаемые – 1972 тыс. т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,458 от начальных балансовых запасов, утверждённых ГКЗ РФ.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Общие сведения о месторождении

Кушниковское месторождение расположено на северо-западе Оренбургской области, в Асекеевском административном районе, на землях муниципального образования Аксютинского сельсовета. Наиболее крупными населенными пунктами, находящимися в районе месторождения, являются села Воздвиженка и Аксютино. Ближайший из них – с. Аксютино – расположен в 2,5 км от южной границы месторождения. Населённые пункты связаны между собой шоссейными, грунтовыми и просёлочными дорогами. Грунтовые и просёлочные дороги пригодны для передвижения, в основном, в сухое время года.

Орогидрография

В орогидрографическом отношении Кушниковское месторождение располагается в пределах водораздельной возвышенности рек Малого и Большого Кинеля. Обе реки принадлежат бассейну р. Самара. Река Большой Кинель является правым притоком реки Самара и протекает северо-восточнее месторождения. Река Малый Кинель протекает южнее месторождения с юго-востока на северо-запад. Долины этих рек и их притоков, как правило, асимметричны: правый склон крутой, левый более пологий и широкий. Русла рек извилистые, имеются многочисленные старицы, озера, заросшие густым кустарником и деревьями. Ширина рек обычно не превышает 25 м, а глубина 4-х м. Рельеф местности равнинно-холмистый, изрезанной сетью оврагов, балок и ручьев, с абсолютными отметками от +192,5 м до +241,2 м.

Стратиграфия

Литолого-стратиграфический разрез составлен на основании данных бурения поисково-разведочных скв. 22, 23, 81, 82 и эксплуатационных скважин Кушниковского месторождения.

Наиболее полно геологический разрез изучен в скв. 81, где он вскрыт до глубины 3029 м и представлен архейскими, палеозойскими (девонскими, каменноугольными, пермскими) и четвертичными отложениями.

Палеозойская группа – PZ

Каменноугольная система – С

Отложения представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел – С₁

Представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус – С₁t

Включает нерасчлененные малевский – C₁ml, упинский – C₁up, черепетский – С₁сp и кизеловский – C₁kz горизонты. Представлен известняками от светло- до темно-серых, крепкими, плотными, мелкокристаллическими, органогенно-обломочными пористыми и мелкопористыми, участками с примазками глины и прослоями доломита. Скв. 81 ярус пройден полностью, толщина равна 204 м. По остальным скважинам вскрытая толщина составляет 32-90 м. К турнейскому ярусу приурочены проницаемые пласты Т₁, Т₂, Т₃, сложенные пористыми известняками. Поверхность яруса – денудационная; с ней стратиграфически отождествлен отражающий горизонт Т.

Визейский ярус – С₁v

В визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний – в объеме окского надгоризонта.

Кожимский надгоризонт – С₁kzh

Бобриковский горизонт – С₁bb

Отложения бобриковского горизонта залегают на размытой поверхности турнейского яруса. В основании горизонта выделяется достаточно однородная пачка аргиллитов толщиной 5-13 м (за исключением скв. 878, в которой аргиллиты частично замещены на песчаники). Выше отмечается переслаивание алевролитов, песчаников, аргиллитов. Песчаники светло-серые, коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, местами углисто-глинистые. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, плотные, участками углистые. К песчаникам и алевролитам приурочены продуктивные пласты Б_2-1, Б_2-2, Б_2-3, разделенные глинистыми перемычками. Пласты прослеживаются по всей площади; литологически и фациально не выдержаны. В скв. 851, 854, 858, 861, 875 пласты Б_2-1 и Б_2-2 объединяются.

Толщина горизонта варьирует от 10 м в скв.23 до 34 м в скв.852, в среднем составляя 21,5 м. Увеличение толщины прямо связано с увеличением песчанистости разреза.

К кровле горизонта приурочен отражающий горизонт У.

Окский надгоризонт – С₁ok

Окский надгоризонт состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов.

Тульский горизонт – С₁tl

Сложен известняками тёмно-серыми до черных, плотными, доломитизированными, окремнелыми с прослоями аргиллитов и глин. Толщина 33-41 м.

Алексинский – С₁al, Михайловский – C₁mh и веневский – C₁vn горизонты

Верхняя нерасчлененная часть окского надгоризонта представлена известняками серыми и темно-серыми, органогенными с прослоями доломитов серых, с включениями ангидритов.

Cуммарная толщина алексинского, михайловского и веневского горизонтов составляет 196-216 м.

Серпуховский ярус – С₁s

Отложения яруса представлены известняками и доломитами серыми прослоями глинистыми и окремнелыми с включениями ангидритов и гипсов. Толщина от 120 до 151 м. Участок увеличенных толщин располагается на востоке площади в районе скв. 22 и 23.

Средний отдел – С₂

Башкирский ярус – С₂b

Отложения яруса представлены известняками серыми мелкокристаллическими и скрытокристаллическими, органогенно-обломочными пористыми и плотными, прослоями пиритизированными, участками трещиноватыми. Наблюдаются стилолитовые швы, выполненные черным и зеленовато-серым глинистым материалом. Толщина 101-111 м.

Московский ярус – С₂ m

Московский ярус включает в себя нижний подъярус, объединяющий верейский и каширский горизонты, и верхний подъярус, объединяющий подольский и мячковский горизонты.

Нижний подъярус – С₂m₁

Верейский горизонт – С₂vr

Верейский горизонт сложен глинами и аргиллитами серыми и темно-серыми, алевритистыми. Залегает с размывом на поверхности башкирского яруса. Толщина 14-19 м.

Каширский горизонт – С₂ks

Горизонт сложен известняками и доломитами с включениями гипса, ангидрита и кремня. Известняки серые, микро- и тонкозернистые, органогенно-детритовые. Доломиты светлоокрашенные, микро- и тонкозернистые, плотные, крепкие. Толщина горизонта 85-90 м.

Верхний подъярус – С₂m₂

Подольский горизонт – С₂ pd

Представлен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, микрозернистые, неравномерно доломитизированные, с включениями ангидрита, гипса и кремня. Доломиты коричневато-серые, крепкие, с включениями гипса и ангидрита.

Толщина горизонта составляет 82-86 м.

Мячковский горизонт – С₂mc

Имеет сходный литологический состав с подольским. Сложен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, серые, крепкие, плотные, местами доломитизированные, на отдельных участках окремнелые. Доломиты серые, микрозернистые, известковистые, плотные. Толщина горизонта 123-133 м.

Верхний отдел – С₃

Представлен касимовским – С₃k и гжельским – С₃g ярусами, которые на данной площади не разделяются и выделяются совместно. Сложен известняками светло-серыми и серыми органогенно-обломочными и детритовыми, прослоями оолитовыми неравномерно доломитизированными и доломитами перекристаллизованными с прослоями ангидритов. Толщина от 145 до 155 м.

Тектоника

Месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины, вблизи ее сочленения с Южно-Татарским сводом. Поверхность фундамента залегает здесь на глубине 2,9-3,1 км и регионально погружается в южном направлении. Фундамент имеет блоковое строение. Фундамент покрывается, с большим стратиграфическим несогласием, мощной толщей пород палеозоя. В эмско-среднефранское время породы в общих чертах повторяют строение фундамента: они также испытывают региональное погружение в южном направлении и осложнены тектоническими нарушениями. Отмечается сглаженность структурных форм по сравнению с фундаментом.

В верхнефранское время началось формирование некомпенсированного Муханово- Ероховского прогиба, борта которого образованы разновозрастными барьерными рифами. Кушниковское месторождение расположено на фаменском борту Муханово-Ероховского прогиба.

Детальное тектоническое строение изучаемого участка, выявленное по данным структурного, глубокого бурения и сейсморазведки.

По нижнекаменноугольным отложениям (кровля бобриковского горизонта) фаменский борт Муханово-Ероховского прогиба ограничивается с внутренней стороны полосой повышенного градиента изменения глубины, который достигает 230 м/км. Поднятия вытянуты цепочкой по простиранию борта и на юго-западе разделяются прогибами глубиной до 75 м. Все без исключения поднятия – многовершинные и имеют, по оконтуривающим изогипсам, неправильную форму, так как в основании каждого из них находится несколько рифов.

Вверх по разрезу сохраняется унаследованность структурных форм при общем сглаживании поверхностей. В большей степени снивелированы прогибы, чем поднятия. Залежи месторождения контролируются Западно-Кушниковской многокупольной структурой тектоно-седиментационного генезиса, представляющей собой структуру облекания рифов фаменского возраста. Размеры отдельных рифов невелики и нередко не превышают 0,1-0,2 км. При их облекании осадочными породами, из-за увеличения толщины осадочных пород в межрифовом пространстве, вверх по разрезу происходит нивелирование маркирующих поверхностей, и, начиная с турнейского яруса, поднятия Западно-Кушниковской структуры оконтуриваются общей изогипсой.

По нижнекаменноугольным отложениям структура разделяется на два участка: западный, наибольший по площади, к которому приурочены разрабатываемые залежи Кушниковского месторождения, и восточный, меньший по площади, практически не изученный бурением. На склоне этого поднятия расположена скв. 23.

Геологическое строение продуктивных пластов

Кушниковское месторождение находится в Северо-Бузулукском нефтегеологическом районе, где также открыт ряд месторождений, в том числе ближайшие: Березовское, Чесноковское, Сакадинское, Ботвинское, расположенные к северо-западу, западу и юго-востоку.

Первооткрывательницей Кушниковского месторождения является поисковая скв. 82, в которой в 1975 г. из отложений бобриковского горизонта и турнейского яруса были получены притоки нефти. Всего в пределах месторождения установлены две нефтяные залежи.

Таким образом, Кушниковское месторождение относится к многопластовым. Промышленная нефтеносность Кушниковского месторождения связана с залежами нефти пласта Б₂ бобриковского горизонта и пласта В₁ турнейского яруса.

Следует отметить, что в скв. 82 из интервала 2080,4-2084,4 м отобраны грунты, в которых выявлены признаки нефтеносности в виде выпотов нефти, пропитки окисленной нефтью, местами с включениями остаточной нефти. Интервал не опробован. По литологии он характеризуется как доломит кристаллический плотный, крепкий. В ходе переинтерпретации материалов ГИС при подсчете запасов, по аналогии со скв. 82 выявлены, возможно, нефтенасыщенные интервалы еще в 6 скважинах. Забои остальных находятся выше или в них не проведён полный комплекс ГИС. Возможные коллекторы выделены в двух пластах, ранее условно индексированных как В_2-1 и В_2-2. Они залегают в 18-26 м ниже подошвы продуктивного пласта В₁.

Пласт В_2-1 прослежен по скв. 81, 854, 870, расположенным на западе месторождения. Его общая эффективная толщина 1,7-3,7 м, расчлененность – 1,1. Пласт В_2-2 в этих скважинах непроницаем. В восточном направлении пласт В_2-1 замещается плотными породами, и по скв. 873, 872, 860, 82 прослеживается пласт В_2-2. Толщина этого пласта выше, чем первого: 1,2-5,6 м, в среднем 3,4. Пласт не расчленен. Из 4 скважин, в которых прослежен пласт В_2-2, в одной (скв. 873) пласт охарактеризован как водонасыщенный. С учетом выше изложенного, пласты В_2-1 и В_2-2 представляют нефтеразведочный интерес, и их необходимо доисследовать.

Структурные построения по продуктивным пластам Б₂ бобриковского горизонта и В₁ турнейского яруса приведены по данным сейсморазведки МОГТ 2Д и бурения. Пласты указаны в соответствии с индексацией, принятой для данных пластов в связи с работами на нефть и газ в Оренбургской области.

Ниже следует краткое описание выделенных залежей.

Пласт Б₂ бобриковского горизонта. Скопления нефти приурочены к проницаемым разностям песчаных пород. Коллектор поровый. Фактически в разрезах всех скважин выделяются три пласта: Б_2-1, Б_2-2, Б_2-3. Согласно индексации, применяемой в настоящее время в Оренбургской области, все проницаемые пласты бобриковского горизонта объединены в один продуктивный пласт Б₂. Основанием для укрупнения объекта послужила литолого-фациальная изменчивость пластов и их гидродинамическая связь. Литологически пласт представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми алевролитами. На востоке, в районе расположения скв. 22 и 23, песчаные пласты полностью замещены аргиллитами. Во многих скважинах, вскрывших разрез пласта, самый верхний прослой песчаников примыкает непосредственно к известнякам тульского горизонта. Последние, видимо, играют роль покрышки.

Кровля продуктивного пласта залегает в интервале глубин минус 1994,9 м (скв. 866) -2072,7 м (скв. 862), в среднем -2039,1 м. Толщина пласта увеличена на западном крутом склоне Западно-Кушниковского поднятия. Общая толщина пласта изменяется по скважинам от 1,0 м (скв. 862) на востоке до 22,6 м (скв. 852) на западе. Средняя общая толщина пласта равна 11,15 м.

Пласт имеет сложное строение. Наибольшее количество проницаемых прослоев определено в скв. 855 (5) и 81 (7), расположенных в западной части залежи. Толщина их изменяется от 0,8 до 3,4 м. В 14 скважинах насчитывается по 3-4 прослоя, толщиной 0,6-4,2 м, единичный достигает 11,2 м (скв. 852). В пяти скв.859, 863, 870, 876, 878 – по два проницаемых прослоя толщиной 0,6-4,1 м. В четырёх скв.862, 861, 851, 858 пласт представлен единым прослоем толщиной, соответственно, 1,0, 3,3, 4,0 и 8,4 м. Средняя расчленённость пласта равна 2,84.

Эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта изменяются от 1,0 до 11,8 м, в среднем составляя 5,42 м. Максимальное значение эффективной и нефтенасыщенной толщин пласта (11,8 м) отмечается в скв. 81, расположенной в западной части залежи.

Коэффициент песчанистости в среднем по пласту составляет 0,638, изменяясь от 0,34 до 1,0.

Водонефтяной контакт принят по геофизическим материалам и данным опробования. Водонефтяной контакт (ВНК) подсечён скв. 852, в разрезе которой в пределах нижнего пропластка пласта Б_2-1, залегающего в интервале 2058,9-2061,7 (-1805,5-1808,3) м, на диаграммах ГИС виден постепенный переход от насыщения нефтью до насыщения водой. Ниже залегающие пласты бобриковского горизонта водонасыщенны. Данные ГИС подтверждаются керном. Пласт испытан в колонне в интервале абсолютных отметок минус 1802,6-1806,6 м; получен приток ФБР с пленкой нефти. ВНК определен по подошве переходной зоны на абсолютной отметке минус 1807,1 м.

Из других скважин наиболее глубоко пласты залегают в скв. 81 и 859: подошвы на абс. отм., соответственно, минус 1803,7 м и минус 1802,4 м. По данным ГИС пласты нефтенасыщены; при испытаниях в колонне получены притоки безводной нефти.

В краевых скв. 876, 851, 863 кровля продуктивных пластов залегает на 10-15 м выше уровня водонефтяного контакта, но пласты полностью или частично охарактеризованы по данным ГИС как водонасыщеные. Причиной кажущегося несоответствия является обводненность пластов, наступившая вследствие эксплуатации близлежащих скважин, пробурённых ранее перечисленных.

Залежь пласта Б₂ по типу пластовая сводовая, с частичным литологическим ограничением. Размеры залежи составляют 3,2×2,8 км, высота 40 м.

Пласт В1 турнейского яруса залегает непосредственно под нижней глинисто-алевролитовой пачкой бобриковского горизонта толщиной, служащей покрышкой залежи. Пласт сложен трещиновато-пористыми известняками

Залежь контролируется Западно-Кушниковским поднятием, основной купол изучен бурением и в настоящее время разрабатывается. Восточнее выделено два небольших купола, не изученные бурением, в результате разведки которых возможен прирост запасов нефти промышленных категорий.

Кровля эффективной части пласта В1 залегает в интервале глубин 2015,1-2104,5 м, в среднем -2061,4 м. Среднее значение общей толщины пласта В₁ составляет 17,83 м, изменяясь по скважинам от 11,7 м (скв. 851) до 21,6 м (скв. 81).

Пласт В1 характеризуется значительной литологической неоднородностью. Его разрез представлен чередованием проницаемых и плотных непроницаемых пропластков невыдержанных по площади и по разрезу. В целом пласт В₁ состоит из 4-8 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 до 6,3 м. В нефтенасыщенной части пласта их количество изменяется от 2 (скв. 859) до 8 (скв. 870), толщиной 0,4-6,3 м. Среднее значение коэффициента расчлененности пласта В₁ составляет 5,57, в нефтяной зоне – 5,36, водонефтяной – 5,89.

На большей части площади залежи нефтенасыщенные толщины распределены относительно равномерно. Участки увеличенных нефтенасыщенных толщин располагаются на западе месторождения в районе расположения скв. 855, 856, 866 и 878. В центральной части залежи отмечается значительное увеличение толщины нефтенасыщенного коллектора, достигающей своего максимального значения 16,0 м в скв. 866. Минимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта 2,6 м отмечается на северо-востоке в скв. 879. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 8,82 м.

Коэффициент эффективной толщины в среднем по пласту (с учетом водонсыщенной части) составляет 0,568, изменяясь от 0,351 до 0,804. Коэффициент эффективной толщины нефтенасыщенной части в нефтяной зоне пласта изменяется в диапазоне 0,443-0,804, в среднем составляет 0,603. В водонефтяной зоне он равен 0,526 при изменении от 0,336 до 0,920. В целом по пласту коэффициент эффективной толщины нефтенасыщенной части в среднем составляет 0,571 при диапазоне изменения 0,336-0,920.

Водонефтяной контакт скважинами не подсечен. По результатам интерпретации материалов ГИС, наиболее глубоко нефтенасыщенные (или нефтеводонасыщенные) пропластки вскрыты скв. 859, 878, 879, 81, 853, 858 и 862. Подошвы нефтенасыщенных пропластков в указанных скважинах залегают на абс. отметках соответственно минус 1824,7, 1824,7, 1823,9, 1826,4, 1827,7, 1827,6, 1827,5 м. Кровли водонасыщенных пропластков наиболее высоко зафиксированы в скв. 877 (-1825,1 м), 879 (-1826,6 м). Пласт испытан в скважинах только до абс. отм. минус 1804,9-1823,1 м. В интервале ВНК опробование не проводилось. На основании приведенных сведений условный уровень водонефтяного контакта принят на отметке минус 1827, 7 м.

С учетом принятого УВНК, залежь имеет размеры 1,6-2,6×2,9 км и высоту 25 м. Залежь пласта В1 по типу пластовая сводовая, с частичным литологическим ограничением.