Обзорная карта Гондыревского месторождения
Тектоника
В тектоническом отношении Гондыревское месторождение приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав группы складок, образующих Куединский вал, осложняющий северо-западный склон Башкирского свода. Длина изученной части вала около 125 км, ширина изменяется от 4,5 до 22 км, уменьшаясь с юга на север. В осевой части вала прослеживаются две цепочки локальных структур (две ветви) – западная и восточная. Южнее, на территории Башкирии, вал теряет свои очертания и, расширяясь, переходит в Четырман-Югамашскую структурную террасу.
В западной ветви Куединского вала установлены (с юга на север): Гондыревское, Альняшское, Гожанское, Пантелеевское и Владимирское поднятия. Восточная ветвь осложнена Куединским, Красноярским, Быркинским, Кустовским, Шалымским и Мало-Усинским поднятиями.
Западная ветвь с юго-запада ограничена крутой флексурой, отделяющей вал от Москудьинской структурной террасы, амплитуда которой 100 м, углы наклона слоев – до 5º. Северо-восточный склон этой ветви характеризуется более пологими крыльями, крутизна которых редко превышает 1º - 2º.
В верхних структурных этажах – тульском, верейском, нижнепермском – Куединский вал выделяется в границах и размерах тиманской поверхности, но при этом приобретает новые морфологические особенности. Все без исключения тектонические поднятия вала, находящиеся в бортовой зоне ККСП, усиливаются по амплитуде за счет рифогенных построек позднефранско-фаменского возраста. В целом, следует отметить выполаживание вала вверх по разрезу, а по нижнепермским отложениям южная часть вала отделяется от северной уступом с амплитудой более 100 м, причем южная часть приподнята.
Особенности тектонического строения Гондыревского поднятия можно проследить по структурным картам.
По кровле тиманского горизонта Гондыревское поднятие представляет собой симметричную брахиантиклинальную складку меридионального простирания с углами падения крыльев 2 - 3º. Размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1790 м – 4,3х1,1 км, амплитуда 11,4 м. Наиболее приподнятая часть структуры расположена в районе скважины № 3 (абсолютная отметка минус 1778,6 м).
Складка несомненно тектоническая, что связано, очевидно, с разломом в кристаллическом фундаменте.
По кровле карбонатов турнейского яруса поднятие имеет аналогичную форму. Но в отличие от девонского структурного плана, происходит увеличение амплитуды поднятия за счет рифогенной постройки. Западный борт становится круче восточного. В пределах замкнутой изогипсы размеры поднятия 5,0х2,6 км, амплитуда 32 м.
По кровле башкирского яруса структура в общих чертах сохраняет свою форму и простирание, но крылья становятся более пологими. Размеры структуры в пределах изучаемого месторождения 8,0х2,0 км, амплитуда 20,3 м.
По кровле тюйской пачки иренского горизонта Гондыревское поднятие имеет форму брахиантиклинальной складки, размеры которой в пределах изогипсы минус 150 м 5,3х1,7 км, амплитуда – 8,1 м. Западное крыло становится круче, достигает, как и по тиманскому структурному плану 3º, восточное (более пологое) - 1º.
Анализируя структурные планы по маркирующим горизонтам можно сделать следующие выводы:
Гондыревское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, которая является составным элементом Куединской валообразной зоны.
В генетическом отношении Гондыревская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнефранские рифогенные сооружения.
Нефтегазоносность
В девонских и каменноугольных отложениях Пермского-Башкирского свода выделяются до четырех крупных продуктивных нефтегазоносных комплексов, на Гондыревском месторождении нефтеносность приурочена к трем из них: терригенно-карбонатному продуктивному комплексу нижнего и среднего отделов каменноугольной системы – пласты КВ1, В3В4, Бш, терригенному продуктивному комплексу нижнего карбона - Тл2-а, Тл2-б Бб1, Бб2 и верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу – пласт Т. В целом, по Гондыревскому месторождению нефтеносными являются 8 пластов, в которых выявлено 13 залежей нефти.
Терригенно - карбонатно- продуктивный комплекс среднего отдела каменноугольной системы.
Каширский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в подошве каширского и кровле верейского горизонтов прослеживаются пласты К и В1. Пласты представлены известняками органогенными, преимущественно фораминиферовыми, с редкими прослоями доломитов. В связи с однородностью литологического состава пород, а так же небольшой толщиной как пористых, так и разделяющих их плотных пород эти пласты объединены в единый продуктивный пласт КВ1. Пласт распространен по всей площади залежи, и только в одной (скважина 60) замещен плотными породами. Плотная толща детритово-биоморфных известняков и доломитов толщиной 8.0 - 10.2 м служат покрышкой залежи. Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 8.4×2.9 км, высота 33.2 м. ВНК установлен на отметке минус 793 м. Общая толщина пласта изменяется от 13,9 до 20.2 м и в среднем составляет 15,3м.
Верейский горизонт
В нижней части верейского горизонта по промыслово-геофизическим данным выделяются пласты В3 и В4, разделенные аргиллитовым прослоем толщиной 1 - 4 м. В связи с однородностью литологического состава порода так же небольшой толщиной как пористых, так и разделяющих их плотных пород, эти пласты объединены в единый пласт В3В4. Пласт состоит из биоморфных фораминиферовых известняков, реже известняковых раковинных песчаников. От вышележащего продуктивного пласта КВ1 пласт В3В4 отделен пачкой плотных пород толщиной около 30 метров. Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах контура нефтеносности 7.9×2.3 км, высота залежи 23.3 м. Общая толщина пласта изменяется от 5.7 до 10.7 м и в среднем составляет 7.75 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 2.9 м.
Башкирский ярус
В пределах комплекса нефтегазоносны пористые разности известняков башкирского яруса – пласт Бш. От вышележащего продуктивного пласта В3В4 пласт Бш отделен пачкой плотных пород, состоящей из известняков биоморфных, детритовых, реже обломочных, толщиной около 15 метров. Пласт распространен по всей площади. ВНК принят на отметке минус 850 м. Залежь по типу массивная, зона ЧНЗ отсутствует. Размер залежи составляет 8.25×2.6 км, высота залежи 27.4 м. Общая толщина пласта изменяется от 19.3 до 47.9 м и в среднем составляет 33.45 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5.54 м.
Терригенный продуктивный комплекс нижнего карбона
Тульский горизонт.
Пласт Тл2-а выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается только в двух скважинах 452, 445. Залежь пласта Тл2-а пластовая сводовая, с размерами в пределах контура нефтеносности 2-3.6×8.5 км, высота залежи 75.2 м. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин ВНК для продуктивных пластов тульского горизонта является единым и принят на отметке минус 1205м. Область максимальных нефтенасыщенных толщин расположена линейно вдоль восточного борта структуры. Общая толщина пласта изменяется от 4.9 до 18.2 м и в среднем составляет 9.0 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4.1 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 4.9 м, коэффициент песчанистости – 0.54 доли ед., расчлененности - 0.61 доли ед.
Пласт Тл2-а отделяют от пласта Тл2-б прослои глин (1.6 - 4.0 м) и известняка (2-3 м).
Как уже отмечалось выше, по условиям седиментации пласт Тл2-б неоднороден по площади.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.4-3.2×8.2 км, высота – 58.4 м.
Общая толщина пласта изменяется от 1.5 до 5.8 м и в среднем составляет 2.82 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.0 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 1.9 м (интервал изменения от 0.4 до 4.0 м), коэффициент песчанистости – 0.67 доли ед., расчлененности - 0.78 доли ед.
Бобриковский горизонт.
В результате корреляции установлено, что к бобриковским отложениям приурочено два продуктивных плата - пласты Бб1 и Бб2.
Залежь пласта Бб1 пластовая сводовая, литологически экранированная, характеризуется наиболее резко выраженной литолого-фациальной изменчивостью по площади и расчлененностью в вертикальном разрезе. ВНК для залежи принят на отметке минус 1198 м.
Общая толщина пласта изменяется от 11.3 до 22.0 м и в среднем составляет 17.9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1.5 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 3.05 м (интервал изменения от 1.5 до 16.9). Количество пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности - 0.34 доли ед., песчанистости – 0.19 доли ед.
Пласт Бб2 сложен хорошо проницаемыми песчаниками, в кровле и подошве пласта часто прослеживаются глинистые прослои. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 475, 478, 479, ВНК для залежей пласта Бб2 принят на отметке минус 1205 м
Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 5.8×2.3 км, высота залежи 48.2 м.
Общая толщина пласта изменяется от 9.8 до 26.5 м и в среднем составляет 15.7 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7.7 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 8.13 м (интервал изменения от 1.3 до 18.8). Область максимальных нефтенасыщенных толщин линейно простирается с востока на северо-запад, вдоль восточного борта структуры. Коэффициент песчанистости – 0.68 доли ед., расчлененности - 0.26доли ед.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Нефтегазоносность комплекса связана с мелководно карбонатными морскими отложениями турнейского яруса (пласт Т). Залежь нефти заключена в фораминиферово-сгустковых, сгустково-комковатых известняках, образованных в результате перекристаллизации и грануляции водорослевых и фораминиферовых разностей.
ВНК принят на отметке минус 1200 м. Покрышкой залежи являются аргиллиты, глинистые алевролиты и известняки малиновского надгоризонта. Залежь пласта пластовая сводовая, водоплавающая, размеры ее 1.7×1.1 км, высота залежи 23м.
Средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности соответственно равны 0.79 доли ед. и 0.44 доли ед. (таблица 2.2).
Общая толщина пласта изменяется от 21.7 до 30.9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.9 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5.8 м (интервал изменения от 0.4 до 12.1)
|
Скачать 2.26 Mb.