отчет. Введение общие сведения о территории над горным отводом

• Название: Введение общие сведения о территории над горным отводом
• Дата: 22.05.2023
• Размер: 0.55 Mb.
• Имя файла: отчет.docx
• Тип: Документы; #1151173
• страница: 2 из 5

2.2. Особенности тектонического строения участка

Район участка Боголюбовского месторождения находится в пределах Жигулевско-Оренбургского свода между Новосергиевским выступом (на востоке) и Сорочинской вершиной (на западе) кристаллического фундамента.

Регионально поверхность фундамента погружается ступенчато в южном направлении. Блоки контролируются субширотными тектоническими нарушениями. Выше со стратиграфическим и угловым несогласием залегает так называемый промежуточный (доплитный) комплекс отложений – образования вендского возраста.

По условиям залегания отложений осадочного чехла площадь месторождения расположена в зоне сочленения Бузулукской впадины с Восточно-Оренбургским структурным выступом.

Разломы додевонского заложения прослеживаются и в осадочном чехле, вплоть до франских отложений верхнего девона, где они постепенно затухают и проявляются в вышележащих толщах лишь в виде флексур.

Структурные планы среднего, верхнего девона и карбона не соответствуют друг другу. На формирование среднего и верхнего девона оказал влияние в большей степени тектонический структурообразующий фактор, а в фамено-турнейское время - седиментационно-биогермные процессы.

Наиболее полно строение месторождения изучено по данным сейсморазведочных девона на севере площади выделяется Боголюбовская структурная зона, осложнённая несколькими поднятиями, в том числе Боголюбовским и Нестеровским. Структурные планы по кровле среднефаменских и заволжских отложений (отражающие горизонта Дф₁ и Дф) существенно отличаются от строения маркирующих поверхностей терригенного девона. Изменение структурного плана произошло за счёт формирования биогермных построек. В результате этих процессов структуры приобрели более контрастные округленные очертания с увеличением их амплитуд. Заметно увеличился Боголюбовский купол в размерах по площади и амплитуде. От Нестеровского поднятия он отделяется чашеобразной синклинальной складкой. Более рельефно выглядит восточный купол Нестеровского поднятия.

Современный структурный план по кровле турнейского яруса объединяет Боголюбовское и Нестеровское поднятия замкнутой изогипсой минус 2368 м.

Нестеровское двухкупольное поднятие имеет, в свою очередь, сложную изометричную форму. Северная часть его осложнена ранее выявленным куполом (2,4х1,5 км) амплитудой 26 м; на юге, по результатам сейсморазведки МОГТ 3Д, также выделен купол размерами 1,5х1,1 км, амплитудой - 15 м.

Боголюбовское поднятие по изогипсе минус 2370 м имеет размеры 2,5х1,4 км, амплитуда - 20 м. Купола сочленяются друг с другом через небольшой прогиб.

Структурные планы по вышележащим отложениям нижнего и среднего карбона сохраняют общие черты с поверхностью турнейского яруса. Отличие заключается в том, что вверх по разрезу происходит выполаживание структурных поверхностей, амплитуды локальных структур уменьшаются.
2.3 Нефтегазоносность и геологическое строение продуктивных пластов
Боголюбовское нефтяное месторождение расположено в Бобровско-Покровском нефтегеологическом районе на границе Южно-Бузулукского и Северо-Бузулукского нефтегазоносных районов.

Промышленно нефтеносными на Боголюбовском месторождении являются карбонатные отложения пласта Т₁ турнейского яруса нижнего карбона и заволжского надгоризонта (пласты Зл₁, Зл₂, Дф₁) и данковского горизонта (пласт Дф_2-1) фаменского яруса верхнего девона и.

Всего на Боголюбовском месторождении выявлено пять залежей нефти: четыре залежи нефти фаменского яруса верхнего девона и одна залежь турнейского яруса нижнего карбона.

Из них в границах лицензии ОРБ 11304 НЭ, принадлежащей ООО «Недра-К», находится лишь залежь пласта Т₁ турнейского яруса нижнего карбона. Ниже приведено ее описание.

Нефтяная залежь пласта Т₁турнейского яруса нижнего карбона

Пласт Т₁ сложен известняками серыми, тёмно-серыми, коричневато-серыми органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, детритово-сгустковыми, плотными, крепкими, слабо доломитизированными.

В продуктивном пласте Т₁ установлена одна нефтяная залежь массивно-пластового типа. Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 7,51-2,8 км высота залежи – 24,5 м.

Продуктивный пласт в пределах купола вскрыт 47 скважинами. Средняя глубина залегания кровли пласта находится на абсолютной отметке минус 2343,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется в диапазоне 10,8-44,9 м, средняя толщина составляет 40,6 м.

Суммарная эффективная толщина по площади находится в пределах 11,4-35,4м, средняя – 23,1 м. Количество пропластков-коллекторов, слагающих продуктивную часть пласта Т₁, колеблется от 1 до 10. Толщина нефтенасыщенных прослоев, в основном, изменяются от 0,4 м до 5,2 м. Средневзвешенное значение по залежи составляет 4,9 м. Суммарные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4-13,0м.

Коэффициент песчанистости составляет 0,54 д. ед., расчлененность – 4. Коэффициент пористости – 0,12 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,85 д. ед., проницаемость – 31,13·10^-3 мкм².