По материалам аэрогеологической съемки в пределах площади работ выделяется ряд линеаментов, распространенных как на локальных участках, так и образующие зоны большой протяженности. По сейсмическим данным элементы разрывной тектоники закартированы по горизонтам нижнего палеозоя (далее ОГ III) и протерозоя (далее ОГ VВП) в виде непротяженных разломов взбросово-сбросовой кинематики, образующих как горсты, так и грабенообразные прогибы.

В связи с новыми возможностями трехмерной сейсморазведки были существенно уточнены структурные модели Судановской группы поднятий, выявлены новые перспективные объекты. В результате выполненных структурных построений закартирована Северо-Судановская структура тектоно-седиментационного генезиса, расположенная в пределах крупной положительной структуры - Чернушинского выступа.

Двухкупольная тектоно-седиментационная Северо-Судановская структура, осложненная органогенными постройками позднедевонского возраста, закартирована по основным отражающим горизонтам каменноугольной и пермской систем (Рисунки 1.3.2.2-1.3.2.4). По поверхности нижнепротерозойских, девонских терригенных и нижнепермских отложений ей соответствует структурный нос северо-западного простирания. Поднятие выявлено впервые по результатам сейсморазведочных работ 3D. На временных разрезах Северо-Судановская структура отображается уменьшением значений параметра Т0 отражающих границ во временном интервале ОГ IIП-IК, а на структурных планах опорных горизонтов выделяется уменьшением глубин их залегания (Графическое приложение 3). Оба купола поднятия отличаются значительными амплитудами по горизонтам нижнекаменноугольных отложений - 27-37 м, при относительно небольших размерах - не более 1.1 км2 (таблица 1.3.2.1). Купола имеют изометричную, практически идеально круглую форму.

Проведенный анализ методом «треугольников» доказал существование Северо-Судановского поднятия как структуры-ловушки, в которой вероятно обнаружение скоплений УВ в франских, фаменских, турнейских карбонатных и визейских терригенных отложениях.

По результатам кластерного анализа точки заложения проектных скважин по визейским терригенным отложениям приурочены к сейсмофациальной зоне II межпроточных низин, заливов и лагун. По турнейским карбонатным отложениям скважина 561 приурочена к сейсмофациальной зоне I с эффективной толщиной пласта Т1 более 10 м, скважина 562 - к сейсмофациальной зоне II с эффективной толщиной пласта Т1 менее 10 м.

Региональная миграция углеводородов происходила в юго-восточном направлении, из осевой части Шалымско-Калининского прогиба ККСП. Структуры находятся в благоприятных условиях образования залежей на путях миграции углеводородов.

Таблица 1.3.2.1

Краткая характеристика Северо-Судановской структуры

Отражающий горизонт	Размеры структуры, км	Амплитуда структуры, м	Площадь структуры, км2
Западный купол	S (P1s)	Структурный нос
	IК (C2vr)	0,8 х 0,5	4	0,3
	IIК (С1tlТ)	0,9 х 0,8	32	0,5
	IIП (С1t)	0,8 х 0,9	37	0,5
Восточный купол	S (P1s)	Структурный нос
	IК (C2vr)	0,9 х 0,7	3	0,5
	IIК (С1tlТ)	1,2 х 1,0	27	1,0
	IIП (С1t)	1,4 х1,0	35	1,1



Рисунок 1.3

1.3.3 Нефтегазоносность

Жуковская площадь, в пределах которой находится проектный участок, расположена в северной части Башкирского свода, перспективной на поиск углеводородов.

По схеме нефтегазогеологического районирования поднятие относится к Енапаевской зоне нефтегазонакопления, к Атерско-Высоковскому нефтегазоносному району, к области юго-восточного позднедевонского палеоплато.

Перспективы нефтегазоносности площади работ обусловлены наличием в непосредственной близости Судановского и Новосеминского месторождений нефти.

Из семи основных регионально нефтеносных комплексов, выделяемых в палеозойском осадочном чехле Пермского Приуралья, на территории Жуковской площади промышленно нефтеносны следующие комплексы: девонский (эмско-тиманский) терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, верхневизейско-башкирский карбонатный, верейский терригенно-карбонатный. Потенциально нефтеносным может быть вендский терригенный комплекс.

На близлежащих месторождениях промышленно нефтегазоносны следующие комплексы: на Судановском - верхнедевонско-турнейский (пласт Т₁), визейский (пласты Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл), на Новосеминском - верхнедевонско-турнейский (пласты Т₁, Фм₁, Фм₂, Фм₃), визейский (пласты Тл_2-а, Тл_2-б, Мл).

Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому комплексу, перспективных для проектных скважин.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Новосеминское месторождение

Тульский горизонт

Пласт Тл_2-а

Литологически пласт сложен алевролитами крупнозернистыми песчанистыми с углистым детритом, с примазками органического вещества, и песчаником мелкозернистым с глинисто-органическими примазками неравномерно нефтенасыщенным. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 534 Новосеминского поднятия и 560 Борниельского поднятия.

Общие толщины пласта варьируют в пределах от 8,0 до 11,4 м при средней 9,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-4 проницаемых прослоев, толщиной 0,6-2,7 м. В целом по пласту коэффициент расчлененности равен 2,6, коэффициент песчанистости - 0,373.

Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1209,3 м, по ГИС скважины 536 Новосеминского поднятия, которая находится в контуре нефтеносности. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в ней 3 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры ее составляют 0,8-0,6 км, высота залежи - 4,8 м.

Пласт опробован в процессе бурения совместно с нижележащим Тл2-б.

Пласт Тл2-б

Литологически представлен алевролитами крупнозернистыми песчаными. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 534 Новосеминского поднятия и 560 Борниельского поднятия.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 10,8 м до 15,6 м при средней - 13,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 (скв.534) до 3,6 м (скв.536).

Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1224,1 м, по данным ГИС скв. 536 Новосеминского поднятия. В контуре нефтеносности две скважины 534 и 536. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры ее составляют 1,0-0,6 км, высота залежи - 7,8 м.По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 1 до 5 проницаемых прослоев толщиной 0,4-1,4 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 3,2, коэффициент песчанистости составляет 0,239.

Пласт опробован в процессе бурения совместно с пластом Тл2-а.

Радаевский горизонт

Пласт Мл

Литологически пласт сложен преимущественно кварцевыми песчаниками и алевролитами. Нефтепроявления по керну в виде нефтенасыщенного песчаника, отмечены в скважине 1 Семинской площади.

Промышленная нефтеносность радаевских отложений установлена по данным ГИС и результатам опробования в колонне скважины 534.

Общая толщина пласта варьирует в пределах от 6,8 до 10,2 м при средней - 9 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,8 (скв.536) до 2,8 м (скв.534).

По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0,6-4,6 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 1,4, коэффициент песчанистости составляет 0,298.

Водонефтяной контакт по залежи в районе скважины 534 принят на отметке минус 1267,6 м по данным ГИС с учетом результатов перфорации этой же скважины. При опробовании в колонне интервала 1524,9-1527 (-1264,5-1266,6) м получена нефть дебитом 5,5 т/сут при Ндин-900 м. Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры ее 1-0,6 км, высота залежи - 7,8 м.

К району скважины 1 приурочена небольшая залежь нефти, установленная по данным ГИС и перфорации интервала 1489-1492,5 (-1277,1-1280,6) м, из которого получен незначительный приток нефти 0,56 т/сут.

Судановское месторождение

Тульский горизонт

Пласт Тл2-а

Литологически пласт сложен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, плотные с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, плотные. Песчаники серые, кварцевые, плотные. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 523-525. Мосягинское поднятие: залежь вскрыта девятью скважинами, из них две - поисково-разведочные и семь - эксплуатационные.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 1,3-1,3 км, высота залежи 31 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-2 проницаемых прослоя, в основном, один, каждый толщиной 0,6-3,2 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 1,2, коэффициент песчанистости составляет 0,216.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 8,6 до 10,4 м, средняя равна 9,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,6 (скв.176) до 3,4 м (скв.613), средняя - 2,3 м.

В скважине 523 при достреле интервалов минус 1173,5-1174,5 и минус 1175,5 -1176,5 к нижележащим пластам Бб1 и Тл2-б получили 7 т/сут нефти и 9 м3/сут. воды. В скважине 626 пласт Тл2-а перфорирован совместно с пластом Тл2-б, в результате чего была получена нефть дебитом 1,9 т/сут с незначительным (0,4 м3/сут.) количеством воды. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1191 м, по ГИС скважине 626.

Анастасьинское поднятие: залежь вскрыта шестью скважинами, из них одна - поисковая и пять - эксплуатационных.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 0,7-0,7 км, высота залежи - 13,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-3 проницаемых прослоя толщиной 0,6-2,4 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 2,2, коэффициент песчанистости составляет 0,287.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 7,7 м до 10,4 м, средняя составляет 8,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,8 (скв.629) до 4,6 м (скв.628), средняя - 2,6 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: в скважине 524 на 5 мм штуцере дебит составил 32,8 т/сут, в скважине 625 - 2,7 т/сут. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 1193 м по данным ГИС с учетом результатов опробования в скважине 625.

Пласт Тл2-б

Литологически пласт представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, плотные с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, плотные. Песчаники серые, кварцевые, плотные. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 508, 525 и 540.

Мосягинское поднятие: залежь вскрыта девятью скважинами, из них две - поисково-разведочные и семь - эксплуатационных.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 1,3-1,2 км, высота залежи - 27,8 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев толщиной 0,3-2,5 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 2,3, коэффициент песчанистости составляет 0,201.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 11,7 м до 15,6 м, средняя составляет 13,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,0 (скв.605) до 4,2 м (скв.523), средняя - 3,1 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: в скважине 523 при достреле бобриковского пласта Бб1, после семи лет эксплуатации, дебит нефти в ней составил 1,1 т/сут, в скважине 626 при совместном испытании с пластом Тл2-а получено 1,9 т/сут нефти и 0,4 м3/сут воды. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1197,8 м, по данным ГИС скважины 626.

Анастасьинское поднятие: залежь вскрыта шестью скважинами, из них одна - поисковая и пять - эксплуатационных.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 0,9-0,8 км, высота залежи - 15,8 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-4 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,3 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 2,7, коэффициент песчанистости - 0,384.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 10,6 до 14,9 м при средней - 13 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,4 (скв. 629) до 8,1 м (скв. 624) при средней - 5,1 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: скважина 624 - 2,3 т/сут., скважина 524 - 32,8 т/сут на 5 мм штуцере. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1207 м.

Гординское поднятие: залежь вскрыта поисковой скважиной 540.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 0,8-0,8 км, высота залежи 17,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделен один проницаемый прослой толщиной 3,2 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 1,0, коэффициент песчанистости составляет 0,421.

Общая толщина пласта по скважине составляет 7,6 м, эффективная нефтенасыщенная - 3,2 м.

Приток нефти дебитом 11,5 т/сут. на 5 мм штуцере получен при опробовании интервала минус 1214-1217 м в этой скважине. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1217,2 м.

Судановское поднятие: залежь вскрыта десятью скважинами, из них три - поисковые и разведочные и семь - эксплуатационные.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 1,5-1,0 км, высота залежи 26,4 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев толщиной 0,4-2 м. Коэффициент расчлененности в целом по пласту равен 2,2, коэффициент песчанистости составляет 0,244.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 8,4 до 12,4 м при средней 10,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,2 (скв. 509) до 3,1 м (скв. 601) при средней 2 м.

Притоки нефти при опробовании в колонне получены в скважинах 506, 508 и 601. При испытании скважины 509 из интервала минус 1215,6-1217,5 получен приток нефти с водой. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1216,7 м по результатам опробования и данным ГИС скв.509.



Бобриковский горизонт

Пласт Бб1

Литологически пласт представлен песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов.

Мосягинское поднятие: залежь вскрыта девятью скважинами, из них две - поисковые и семь - эксплуатационные.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 0,9-0,8 км, высота залежи - 16,7 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 2-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-15,2 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 4,1, коэффициент песчанистости составляет 0,554.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 18 до 26 м, средняя равна 21,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,2 (скв. 615) до 11,4 м (скв. 612), средняя - 7,3 м.

Притоки нефти при опробовании получены в четырех скважинах (523, 606, 612 и 613), при испытании дебиты нефти составили от 2,4 до 16,3 т/сут. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1208 м.

Евдокимовское поднятие: залежь вскрыта семью скважинами, из них две - поисковые и пять - эксплуатационные.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 1,2-0,8 км, высота залежи - 21,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 1 до 5 проницаемых прослоев толщиной 0,8-6,0 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 2,6, коэффициент песчанистости составляет 0,290.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 16 до 20,8 м, средняя равна 18,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,0 м (скв. 530) до 7,9 м (скв. 525), средняя - 4,9 м.

Приток безводной нефти при опробовании в колонне получен в скважине 525, дебит составил 14,6 т/сут на 5 мм штуцере. В скважине 604 при достреле бобриковского интервала к радаевскому, получили нефть (4,3 т/сут) с водой (3,3 м3/сут). В скважине 607 также было получено незначительное количество воды. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1240 м по данным ГИС скважин 603 и 611.

Судановское поднятие: залежь вскрыта девятью скважинами, из них три - поисковые и разведочные и шесть - эксплуатационные.

Залежь нефти пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры ее составляют 0,9-0,9 км, высота залежи 20,3 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-6 проницаемых прослоев толщиной 0,4-7 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 3,4, коэффициент песчанистости составляет 0,359.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 11,9 до 21,5 м при средней 13,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,8 (скв. 506) до 9,8 м (скв. 608) при средней 5,4 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: 602-2,8 т/сут. и 630-3,3 т/сут. В скв. 602 наряду с нефтью в первый месяц эксплуатации получили 50% воды, в дальнейшем обводненность продукции снизилась до нуля. По-видимому, источником поступления воды является мощный прослой (11,2 м) из нижележащего пласта. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1228,4 м. по данным ГИС с учетом результатов опробования в скважине 630.

Пласт Бб2

Литологически пласт представлен песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов.

Евдокимовское поднятие: залежь вскрыта семью скважинами, из них две - поисковые и пять - эксплуатационные.

Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры ее составляют 0,8-0,7 км, высота залежи - 15 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-3 проницаемых прослоя толщиной 0,8-8,8 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 2,29, коэффициент песчанистости составляет 0,482.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 9,2 м до 17,5 м при средней - 12,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным изменяются от 1 (скв. 607) до 7,9 м (скв. 525) при среднем значении 3,7 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: 525 (Qн-11,8 т/сут на 5 мм штуцере) и 603 (Qн-4 т/сут при уровне). Нефтепроявления по керну отмечены в скважине 525. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 1249 м (по данным ГИС скв. 603 и 607).

Радаевский горизонт

Пласт Мл

Литологически пласт сложен преимущественно кварцевыми песчаниками и алевролитами.

Евдокимовское поднятие: промышленная нефтеносность радаевских отложений установлена по данным ГИС и результатам опробования в колонне скважинах 604 и 610.

Залежь нефти пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры ее составляют 0,7-0,7 км, высота залежи - 30 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0,8-3,8 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 1,67, коэффициент песчанистости составляет 0,472.

Общая толщина пласта варьирует в пределах от 7,8 до 8.8 м при средней 8,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 (скв. 611) до 6,4 м (скв. 604) при средней 3,9 м.

Притоки нефти при опробовании получены в двух скважинах: 604 - 5,4 т/сут.; 610 - 3,2 т/сут. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1269,7 м по данным ГИС с учетом результатов перфорации скв.610.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Новосеминское месторождение

Турнейский ярус

Литологически ярус представлен известняками сгустково- и комковато-водорослевыми, водорослево-комковатыми и детритово-комковато-сгустковыми и редкими прослоями доломитов микрозернистых кавернозно-пористых с гнездами сульфатов. В разрезе турнейских отложений выделяются три пласта, промышленно нефтеносным является лишь верхний пласт Т1. Залежи нефти приурочены к Новосеминскому и Борниельскому поднятиям. Нефтепроявления по керну, в виде нефтенасыщенного известняка с выпотами нефти, отмечены в скважинах 534 и 536.

Пласт Т1

Новосеминское поднятие: залежь вскрыта четырьмя скважинами.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 22,3 до 25 м, средняя составляет 24 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 11 м (скв. 534) до 11,6 м (скв. 536).

Нефть с водой при опробовании получена в скважине 534 при перфорации интервала 1545-1553 (-1284,5-1292,4) м. Условный подсчетный уровень по залежи принят на абсолютной отметке минус 1297,3 м.

Залежь нефти пластово-сводовая. Размеры ее составляют 1,5-1,2 км, высота залежи - 23,1 м.

По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 9-13 проницаемых прослоев толщиной 0,4-2,6 м. Коэффициент расчлененности равен 10,5, доля коллектора в пласте составляет 53,1%.

Борниельское поднятие: залежь вскрыта одной скважиной - 560.

Общая толщина пласта 23,6 м, эффективная нефтенасыщенная - 12,4 м.

Приток нефти дебитом 3,7 т/сут. через 2 мм штуцер получен при опробовании интервала перфорации 1508-1516 (-1266,3-1274,3) м. Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1290 м по подошве нефтяного прослоя в скважине 560.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 2,0-1,0 км, высота залежи - 22,8 м. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделено 13 проницаемых прослоев толщиной 0,4-1,6 м. Коэффициент расчлененности равен 13, доля коллектора в пласте составляет 52,5%.

Фаменский ярус

Литологически ярус представлен известняками комковато-сгустковыми и сгустково-комковатыми. В целях изучения закономерности размещения коллекторов в разрезе фаменских отложений по данным промысловой геофизики был построен сводно-статистический график, отражающий глубинное положение слоев- коллекторов от поверхности яруса. Полученные кривые показали концентрацию коллекторов в определенных литологических пачках (пласты Фм1, Фм2 и Фм3).

Все три пласта являются нефтеносными. Залежи нефти пластов Фм1, Фм2 и Фм3 приурочены к Новосеминскому и Борниельскому поднятиям. Нефтепроявления по керну, в виде нефтенасыщенного известняка и доломита с точечными выпотами нефти, отмечены в скважинах 534, 536 и 560.

Пласт Фм1

Новосеминское поднятие: залежь нефти вскрыта двумя скважинами 534 и 536. Общие толщины залежи варьируют в пределах от 45,6 до 57,6 м при средней 51,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 2,6 м (скв.534) до 3,0 м (скв.536).

Насыщение коллекторов установлено по данным ГИС. Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1363,4 м по подошве нефтяного прослоя скважины 534.

Залежь нефти по типу пластовая водоплавающая. Размеры ее составляют 1,1-0,9 км, высота залежи 13,4 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 6-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-1,4 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 6,5, доля коллектора в пласте составляет 9,8%.

Борниельское поднятие: залежь нефти вскрыта скважиной 560. Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1357,9 м по данным ГИС.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая. Размеры ее составляют 1,2-0,9 км, высота залежи 15,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделяется 3 проницаемых прослоя толщиной 0,8-1 м. Доля коллектора в пласте составляет 5,6%.

Общая толщина пласта по скважине равна 46,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 2,6 м.

Пласт Фм2

Новосеминское поднятие: залежь нефти вскрыта двумя скважинами 534 и 536. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 3 до 11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-2,8 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 6, доля коллектора в пласте составляет 11,6%.

Общие толщины залежи колеблются в пределах от 46 до 60 м при средней - 54,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным изменяются от 1,6 м (скв. 534) до 3,8 м (скв. 536).

При испытании в эксплуатационной колонне в скважине 536 интервала 1670-1677 (-1417,1-1424,1) получена безводная нефть дебитом 9,6 т/сут на 4 мм штуцере. Приток нефти с водой получен при перфорации интервала 1687-1693,5 (-1426,1-1432,6) в скважине 534. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1428,9 м по результатам опробования с учетом проницаемого прослоя в скважине 534. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры ее составляют 1,1-0,8 км, высота залежи - 12,9 м.

Борниельское поднятие: залежь вскрыта одной скважиной - 560. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделяется 4 проницаемых прослоя толщиной 0,6-1,6 м. Доля коллектора в пласте составляет 41,8%.

Общая толщина пласта по скважине равна 58 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 4 м.

Приток нефти дебитом получен при опробовании интервала 1635-1653 (-1393,2-1411,2). Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1411,9 м по результатам испытания с учетом данных ГИС. Залежь нефти по типу пластовая водоплавающая. Размеры ее составляют 1,2-0,8 км, высота залежи - 15,8 м.

Пласт Фм3

Новосеминское поднятие: залежь вскрыта четырьмя скважинами.

По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется от 6 до 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-1,8 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 6,7, доля коллектора в пласте составляет 13,4%.

Общие толщины залежи колеблются в пределах от 37 до 42,2 м при средней 39,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным изменяются от 1,6 м (скв. 534) до 3,8 м (скв. 536).

При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 534 интервала 1730-1762 (-1469,1-1501,1) получена безводная нефть. Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1500,7 м по результатам опробования с учетом проницаемого прослоя в скв. 534. Залежь нефти пластовая литологически экранированная, размеры ее составляют 2,2-1,1 км, высота залежи 33 м.

Борниельское поднятие: залежь вскрыта одной скважиной - 560. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделяется 6 проницаемых прослоев толщиной 0,4-0,8 м. Доля коллектора в пласте составляет 7,3%.

Общая толщина пласта по скважине равна 41,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 3 м.

Незначительный приток нефти с водой (12%) получен при опробовании интервала 1694-1712 (-1452,2-1470,1). Условный подсчетный уровень по залежи принят на отметке минус 1470,8 м по данным ГИС. Залежь нефти по типу пластовая массивная. Размеры ее составляют 1,2-0,7 км, высота залежи - 12,7 м.

Судановское месторождение

Турнейский ярус

Пласт Т1

Литологически пласт представлен известняками светло-серыми, мелкодетритовыми, которые по условиям осадконакопления являются мелководными морскими фациями.

Мосягинское поднятие: залежь вскрыта девятью скважинами, из них две - поисковые и семь - эксплуатационных.

Залежь нефти по типу пластовая сводовая. Размеры ее составляют 1,9-1,4 км, высота залежи - 36,1 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 6-14 проницаемых прослоев толщиной 0,4-8,8 м. Коэффициент расчлененности равен 9,2, доля коллектора в пласте составляет 56,9%.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 23,8 до 27,2 м, средняя составляет 25,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 4 м (скв. 626) до 16 м (скв. 606), средняя - 13,2 м.

Притоки нефти при опробовании получены в пяти скважинах (523, 605, 606, 615 и 627), при испытании дебиты нефти составили от 4 до 9,5 т/сут. Водонефтяной контакт по залежи оставлен ранее утвержденным, на абсолютной отметке минус 1261 м по кровле водонасыщенного прослоя скважины 626.

Анастасьинское поднятие: залежь вскрыта шестью скважинами, из них одна - поисковая и пять - эксплуатационных.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 0,8-0,7 км, высота залежи - 17,4 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 9-14 проницаемых прослоев толщиной 0,4-2 м. Коэффициент расчлененности равен 11,5, доля коллектора в пласте составляет 45%.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 24,8 м до 28,6 м, средняя составляет 26,2 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным изменяются от 1,5 м (скв.614) до 9,2 м (скв.628), средняя - 5,4 м.

Притоки нефти при опробовании получены в трех скважинах (524, 628, 629). Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1261 м по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя в скважинах 524 и 629.

Гординское поднятие: залежь вскрыта поисковой скважиной 540.

Залежь нефти по типу пластовая массивная. Размеры ее составляют 0,8-0,7 км, высота залежи - 8,2 м. По промыслово-геофизическим данным в скважине выделяется 13 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,6 м, в пределах нефтяной части - 3 пропластка толщиной 0,4-1 м. Доля коллектора в пласте составляет 41,8%, в нефтяной части - 32,3%.

Общая толщина пласта по скважине равна 26,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 2 м.

Приток нефти дебитом 2,9 т/сут, и воды 1,9 м3/сут. получен при опробовании интервала 1513-1525 (-1264-1276). Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1268,2 м по результатам испытания с учетом данных ГИС.

Судановское поднятие: залежь вскрыта десятью скважинами, из них три - поисковые и разведочные и семь - эксплуатационные.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее составляют 1,6-1,0 км, высота залежи - 25,4 м. По промыслово-геофизическим данным в скважинах выделяется 2-8 проницаемых прослоев толщиной 0,2-3,8 м. По пласту коэффициент расчлененности равен 6,6, доля коллектора в пласте составляет 40,9%.

Общие толщины залежи варьируют в пределах от 25,1 до 26,4 м, средняя составляет 25,7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинным изменяются от 1 м (скв. 508) до 12,8 м (скв. 622), средняя - 8,5 м.

При испытании в эксплуатационной колонне безводная нефть получена лишь в скважине 506 дебитом 16,3 т/сут на 5 мм штуцере. Незначительные притоки воды с нефтью при испытании получены в скважинах 508, 509, 608, 621, 622 и 623. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 508, 509 и 602. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке минус 1272 м, по результатам опробования с учетом данных ГИС скважин 509, 621 и 630.

Результаты опробования и исследования скважин, пробуренных вблизи проектного участка, приведены в таблице 1.3.3.1.

Анализ закономерностей размещения промышленных скоплений углеводородов изученной территории, позволяет сделать вывод о целесообразности проведения поисково-оценочного бурения на подготовленной Северо-Судановской структуре. Перспективные объекты на поиски углеводородов связываются с франскими, фаменскими, турнейскими, визейскими отложениями. Нефтяные залежи ожидаются в верхнедевонских карбонатных отложениях пластово-массивного типа и в визейских терригенных отложениях пластово-сводового типа.

Прогнозные геологические разрезы через проектные скважины представлены на графическом приложении 3.

Извлекаемые ресурсы нефти категории С3 по Северо-Судановской структуре составляют 568 тыс. т, в том числе 445 тыс. т по восточному куполу и 123 тыс. т по западному куполу (таблица 1.3.3.2). Подсчетные параметры пластов и флюидов и газонасыщение взяты по аналогии с Судановским (C1v) и Новосеминским (C1t-D3fm) месторождениями.

Для изучения характера развития пластов по площади выполнен кластерный анализ. Литолого-фациальный анализ отложений проведен по результатам бурения скважин на Енапаевской, Семинской, Жуковской и Павловской разведочных площадях.

поисковый скважина нефть газ сейсморазведка



Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 1.3.3.1

Результаты опробования и исследования скважин

скв.	Интервал перфорации Глубина, м (абс. отм., м)	Возраст (Пласт)	Диаметр штуцера, мм/динами-ческий уровень	Дебит	Газо-содержание м3/т	Пластовое давление Мпа	Пластовая температура С	Плотность в пластовых условиях	Содержание в нефти, вес в %	Состав газа, % по объему
				Нефти т/с	Газа м3/с	Воды м3/с						СН4	Сумма тяжелых УВ	СО2	Н2S	N2+ редкие газы
										Плотность на устье, г/см3	Смол	Асфальтенов	Парафина
										Нефти	Газа % г/см3 х 10	Воды
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Новосеминское месторождение
534	1730,0-1762,0 -1469,1-1501,1	D3fm (Фм3)	Эрлифт 1410	4,3	-	-	34,5	14,2	28,0	0,873 0,900	1,051 0,873	-	20,4	4,42	1,67	56,98	29,13	0,14	1,77	11,994
	1687,0-1693,5 -1426,1-1432,6	D3fm (Фм2)	Эрлифт 900	4,9	-	-	33,1	16,4	30,5	0,887 0,917	1,051 0,873	-	22,82	7,29	2,58	56,98	29,13	0,14	1,77	11,994
	1545,0-1553,0 -1284,5-1292,4	С1t (Т1)	Эрлифт 630	4,4	-	1,7	35,1	14,88	-	0,872 0,903	1,141 0,947	-	18,53	4,68	1,58	51,06	31,63	0,93	0,83	15,593
	1525,0-1528,0 -1264,6-1267,6	С1rd (Мл)	Эрлифт 900	4	-	-	13,0	13,72	25,0	0,914 0,924	0,973 0,808	-	28,73	7,68	3,09	63,40	22,45	0,33	-	13,82
	1524,9-1527,0 -1264,5-1266,6		Насос	5,5	-	-
536	1670,0-1677,0 -1417,7-1424,1	D3fm (Фм2)	2 4 7	5,6 9,6 17,5	-	-	32,5 34,0 33,1	16,64	30,5	0,887 0,917	1,051 0,873	-	22,82	7,29	2,58	56,98	29,13	0,14	1,77	11,994
	1670,9-1674,5 -1418,0-1421,6		2 3 Насос	5,5 8,3 14,5	-	-	-	16,59	30,5
560	1694,0-1712,0 -1452,16-1470,1	D3fm (Фм3)	Эрлифт	0,3	-	-	42,2	-	-	0,862 0,898	1,137 0,944	-	18,88	2,93	2,92	50,02	33,97	1,12	4,92	9,996
	1635,0-1653,0 -1393,2-1411,2	D3fm (Фм2)	Эрлифт 570	2,7	-	-	42,2	16,0	28,5	0,862 0,898	1,137 0,944	-	20,72	6,33	3,38	50,02	33,97	1,12	4,92	9,996
	1508,0-1516,0 -1266,3-1274,3	С1t (Т1)	2	3,7	-	-	35,1	14,6	27,0	0,872 0,903	1,141 0,947	-	17,99	4,76	3,37	51,06	31,63	0,93	0,83	15,593
Судановское месторождение
506	1558,0-1572,0 -1284,2-1298,2	С1t (Т2)	Эрлифт 640	3,1	-	-		14,2	-	0,874 0,902	1,144 0,950	-	-	-	-	54,08	33,47	0,65	-	11,84
	1522,0-1544,0 -1248,3-1270,3	С1t (Т1)	3 5 7	7,2 16,3 17,9	0,172 0,433 0,613	-	24,0 26,6 34,0	14,22	27,0	0,874 0,902	1,144 0,950	-	24,84	5,79	2,66	54,08	33,47	0,65	-	11,84
	1473,0-1478,0 -1199,4-1204,4	С1t1 (Тл2-б)	3	7,38	-	-	24,2	13,9	26,0	0,870 0,885	1,133 0,941	-	23,18	4,27	3,51	57,47	34,06	0,36	-	8,13
508	1628,0-1638,0 -1270,3-1280,1	С1t (Т1)	Эрлифт	4,97		10,14	-	-	-	0,874 0,902	1,144 0,950	-	24,78	6,08	3,13	54,08	33,47	0,65	-	11,84
	1569,5-1571,5 -1212,7-1214,6	С1t1 (Тл2-б)	3 5	10,8 19,1	0,26 0,55	-	24,0 29,0	14,05	26,0	0,870 0,885	1,133 0,941	-	23,12	-	-	57,47	34,06	0,36	-	8,13
	1588,5-1592,0 -1231,4-1234,8	С1bb (Бб1)	Эрлифт	1,4	-	2,4	24,2	-	-	0,870 0,885	1,133 0,941	-	20,64	4,73	3,26	57,47	34,06	0,36	-	8,13
509	1597,0-1610,0 -1305,4-1318,3	С1t (Т2)	Эрлифт	-	-	2,2	-	-	-	0,874 0,902	1,144 0,950	-	-	-	-	54,08	33,47	0,65	-	11,84
	1572,0-1584,0 -1280,7-1292,5 1558,0-1563,0 -1266,8-1271,7	С1t (Т1)	Эрлифт	-	-	4,05 6,6	-	-	-	0,874 0,902	1,144 0,950	-	-	-	-	54,08	33,47	0,65	-	11,84
	1506,0-1508,0 -1215,6-1217,5	С1t1 (Тл2-б)	Эрлифт	0,82	-	0,94	-	12,0	-	0,870 0,885	1,133 0,941	-	23,12	4,27	3,43	57,47	34,06	0,36	-	8,13
601	1491,0-1492,5 -1198,7-1191,1 1495,5-1498,0 -1194,1-1196,5	С1t1 (Тл2-б)	-	3,8	-	0,8	-	14,05	26,0	0,870 0,885	1,133 0,941	-	23,07	4,27	3,36	57,47	34,06	0,36	-	8,13
602	1423,5-1430,5 -1210,8-1217,8	С1bb (Бб1)	-	9,3	-	1,5	-	-	-	- 0,886	-	-	20,64	4,73	3,26	57,47	34,06	0,36	-	8,13
608	1563,5-1580,0 -1249,4-1265,8	С1t (Т1)	-	2,8	-	3,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	54,08	33,47	0,65	-	11,84
621	1518,0-1523,0 -1269,7-1274,7 1504,0-1518,0 -1255,7-1269,7	С1t (Т1)	-	2,1 2,3	- -	0,1 0,5	-	-	-	-	-	-	24,06	4,51	2,80	54,08	33,47	0,65	-	11,84
622	1471,5-1487,0 -1253,2-1268,7	С1t (Т1)	-	4,2	-	0,8	-	-	-	-	-	-	23,11	4,29	3,35	54,08	33,47	0,65	-	11,84
623	1488,5-1504,0 -1247,7-1263,1	С1t (Т1)	-	2,0	-	0,3	-	-	-	-	-	-	-	4,05	2,28	54,08	33,47	0,65	-	11,84

Таблица 1.3.3.2

Ресурсы нефти и растворенного газа категории С₃

Пласт	Площадь, тыс. м2	Толщина, м	Объем, тыс. м3	Подсчетные параметры	Ресурсы нефти, тыс. т	Пласт. газовый фактор, м3/т	Ресурсы газа млн. м3
				Пористость	Нефте-насыщение	Плотность нефти	Пересчетн. коэф.	Коэф. нефтеотдачи
									геологи-ческие	извлека-емые		геологи-ческие	извле-каемые
Северо-Судановское поднятие (восточный купол)
С1v	962	4	3848	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	525	236	47	25	11
C1t- D3	1087	7	7609	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	550	209	43	24	9
Всего:									1075	445		49	20
Северо-Судановское поднятие (западный купол)
С1v	525	2	1050	0,2	0,84	0,878	0,925	0,45	143	64	47	7	3
C1t-D3	536	4	2144	0,12	0,72	0,905	0,925	0,38	155	59	43	7	3
Всего:									298	123		14	6
Итого по поднятию
С1v	1487	3,3	4898						668	300		32	14
C1t- D3	1623	6	9753						705	268		31	12
Всего:									1773	568		63	26

Размещено на http://www.Allbest.ru/

1.3.4 Гидрогеология

Жуковский лицензионный участок, в пределах которого находится Северо-Судановская структура, расположен на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна и принадлежит к восточной части Волго-Камского артезианского бассейна второго порядка [17,18,19]. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью в пределах площади выделяются два гидродинамических этажа: верхний и нижний, разделенные карбонатно-сульфатными отложениями иренского горизонта. Толщина флюидоупора изменяется от 40 до 122 м.

Верхний гидродинамический этаж объединяет зоны активного и затрудненного водообмена с земной поверхностью. В основном он сложен пермскими отложениями.

Нижний гидродинамический этаж характеризуется застойным режимом подземных вод и представлен 6 газонефтеводоносными комплексами (ГНВК): верхнекаменоугольно-нижнепермским; московским; нижневизейско-башкирским; нижне-средневизейским; верхнедевонско-турнейским; средне-верхнедевонским.

Физические свойства химический состав подземных вод представлены в таблице 1.3.4.1. Условия залегания, состав водонасыщенных пород и температурные характеристики ГНВК отражены в таблице 1.3.4.2.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс карбонатных пород

Комплекс залегает на глубинах 29-738 м (таблица 1.3.4.2). Водопритоки сероводородных вод получены из филипповских и артинских отложений, дебит притока достигал 1220 м3/сут.

Филипповские и артинские отложения опробовались, в основном, при самоизливах подземных вод через открытый ствол скважины, где неизбежно происходит смешивание подземных вод глубоких горизонтов с верхними.



Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 1.3.4.1

Химический состав и физические свойства пластовых вод

Комплекс	Интервал залегания кровли, м	Температура расчетная / Фактическая, 0С	Дебит притока, м3/сут	Пластовое давление, Мпа Факт/расч.	Плотность вод, г/см3	Минера-лизация, г/дм3	Содержание макрокомпонентов, мг/дм3	Содержание микрокомпонентов, мг/дм3	Количество определе-ний динамика/ химия
	от	до	от	до	от	до	от	до			Cl	SO4	HCO3	Na+K	Mg	Ca	J	Br	NH4
C3-P1	29	738	4,40 н.с	14,33 н.с	н.с	н.с	н.с 0,2	н.с 7,4	н.с.	н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	н.с. н.с.	1/0
									н.с.	н.с.
C2m	686	1136	13.6	19.9	3,7	118,2	9.1	10.3	1.124 1.167	171 242	105263-149672 127468	522-1262 892	61-573 317	44419-69981 57200	3544-47333 25439	12454-36612 24533	9,73-14 11.62	445-684 564.65	н.с.	10/6
			18.6	21.9			6.9	11.5
C1v2-C2b	995	1488	17.93	24.83	3,3	239,1	10.1	14.7	1.139	201	124625	1025	72	56464	4904	13998.7	9.5	566.8	226.8	8/1
			20	28.1			10.1	15.1
C1v1-2	1356	1710	22.98	27.94	6,1	1250	12.4	15.6	1.133 1.182	193.0 257	118628-159028 138828	39-1188 614	37-244 140	52431-77754 65092	2182-8249 5216	11946-19473 15710	7,2-17 12	448-762 605	241-342 292	29/15
			24	29.1			13.7	17.4
D3-C1t	1449	2211	24.29	34.95	5,0	783,9	14.8	18.7	1.133 1.189	192 269.0	118215-167121 142668	116-914 515	12-366 189	39883-76303 58093	1584-6194 3889	18381-25967 22174	9,5-18 14	495-1015 755	252-410 331	22/8
			18	32			14.7	22.5
D2-3	2020	2238	32.28	35.33	13,4	402	16.5	22.1	1.154 1.212	217.5 300.0	135513-187088 161301	176-584 380	24-110 67	47000-61831 54416	1822-6690 4256	31216-49387 40302	7,4-14 10.6	1314-2309 1811.5	36-101 68.4	12/10
			37	39			20.5	22.7

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Таблица 1.3.4.2

Условия залегания и температурная характеристика газонефтеводоносных комплексов Жуковской площади

Название комплекса	Глубина залегания кровли комплекса, м	Толщина комплекса, м	Состав водонасыщенных пород	Температура, С, рассчитанная на кровле фактическая
Верхнекаменноугольно-нижнепермский	29 - 738	462 - 762,6	песчаник, известняк	4,4-14,3н.с.
Московский	686 - 1136	248,4 - 317,9	известняк, доломит, песчаник	13,6-19,9 18,6-21,9
Верхневизейско-башкирский	995 - 1488	335,1 - 460,2	известняк, доломит	17,9-24,8 20,0-28,1
Нижневизейский	1356 - 1710	62,9 - 117,0	песчаник, алевролит	23,0-27,9 24-29,1
Верхнедевонско-турнейский	1449 - 2238	36,9 - 624,4	известняк	24,3-35,3 18-32
Средне-верхнедевонский	2020 - 2238	5,5 - 64,9	алевролит, песчаник	32,3-35, 337-39

Поэтому анализы проб воды не отражают истинного химического состава подземных вод нижнепермских отложений и в настоящей работе не приводятся. Судя по региональным закономерностям нижнепермские отложения насыщены водами сульфатно-кальциевого и хлоридно-сульфатно-натриевого состава с минерализацией от 3 до 10 г/дм³. Содержание сероводорода в них достигает 285 мг/дм³. Присутствуют микрокомпоненты: бром 30 мг/дм³, йод 1,5 мг/дм³, бор 22 мг/дм³, аммоний 16 мг/дм³.

Московский водоносный комплекс

Терригенно-карбонатный комплекс включает в себя мячковские, подольские, каширские и верейские отложения. Покрышкой комплекса служат нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты. Глубина залегания пород комплекса составляет 686-1136 м (таблица 1.3.4.2).

Водосодержащие проницаемые пласты выделяются, в основном, в каширском и верейском горизонтах. Они составляют 57% от общего количества объектов гидродинамических исследований отложений этих горизонтов.

Коллекторские и фильтрационные свойства пород весьма неоднородны. Здесь распространены поровый и трещинно-поровый типы коллекторов. Водообильность пород комплекса небольшая. Характерны коэффициенты продуктивности скважин от менее 1 до 10 м3/сут*МПа. Повышенные (30-32 м3/сут*МПа) коэффициенты продуктивности скважин 245 и 288 зафиксированы в каширских отложениях.

При исследовании скважин фактические пластовые давления комплекса изменяются от 9,1 до 10,3 МПа, фактическая пластовая температура - 18,6-21,90С, дебиты пластовых вод варьируют от 3,72 до 118,2 м3/сут.

Подземные воды представлены рассолами хлоркальциевого типа (табл. 3.4.1). Коэффициент метаморфизации (отношение r Na/r Cl) вод изменяется от 0,47 до 0,72, коэффициент сульфатности - от 0,26 до 0,86. Воды, в основном, полностью насыщены сульфатами кальция. По концентрации микрокомпонентов воды относятся к категории промышленных бромных и йодно-бромных (таблица 1.3.4.1).

Верхневизейско-башкирский водоносный комплекс

Карбонатный комплекс, залегающий на глубинах 995-1488 м (таблица 1.3.4.2), перекрыт нижневерейскими неравномерно известковистыми алевритистыми аргиллитами и верхнебашкирскими неяснослоистыми глинистыми известняками. Толщина покрышки изменяется от 5 до 15 м.

Комплекс представлен гранулярно-обломочными, палеокарстовыми и субэндогенными подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Эффективная часть разреза башкирских отложений, в основном, представлена пористой средой фильтрации, окско-серпуховских - трещинно-каверновой.

Породы комплекса характеризуются весьма неравномерной водообильностью. Наряду с высоко водообильными участками встречаются практически безводные. Так, приемистость скважины 523, вскрывшей окско-серпуховские отложения, достигает 360 м3/сут; доля “сухих” объектов в общем объеме гидродинамических испытаний скважин составляет 13,5 %.

Подземные воды окско-серпуховско-башкирского водоносного комплекса представляют собой опресненные рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией до 201 мг/дм3 (таблица 1.3.4.1). По сравнению со смежными комплексами они характеризуются меньшим коэффициентом метаморфизации (0,693); коэффициент сульфатности - 0,607.

Нижневизейский водоносный комплекс

Комплекс залегает на глубинах 1356-1710 м (таблица 1.3.4.2) и представлен преимущественно терригенными породами кожимского надгоризонта и нижней части тульского горизонта визейского яруса. Региональным флюидоупором комплекса являются глинистые известняки верхней части тульского горизонта. Толщина флюидоупора на большей части месторождения не превышает 5 м.

Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитовыми и аргиллитовыми. Его эффективная часть представлена седиментационно-гранулярным и седиментационно-трещинным типами геофильтрационных сред. В основном здесь распространены поровые коллекторы.

Фактическое пластовое давление в водоносной части комплекса меньше рассчитанного по формуле (1,2) соответственно на 1,39-1,76 МПа.

В водоносной части комплекса начальное пластовое давление меньше расчетного на 1,0-1,2 МПа.

Подземные воды комплекса - высоко метаморфизованные (rNa/rCl = 0,647-0,96) рассолы хлоркальциевого типа (таблица 1.3.4.1). Характерна низкая сульфатность. Коэффициент сульфатности вод изменяется в диапазоне от 0,004 до 0,12. Дефицит сульфатного насыщения достигает 96%.

Воды являются промышленными йодно-бромными. Присутствие сероводорода не характерно. В небольших количествах он обнаружен в водах тульских отложений.

Верхнедевонско-турнейский ГНВК

Комплекс охватывает карбонатную часть разреза, включая саргаевские отложения. Перекрывающим водоупором для комплекса является турнейско-кожимская покрышка. Кожимская пачка представлена преимущественно аргиллитами, с редкими, тонкими прослойками глинистых алевролитов.

Верхнедевонско-турнейский комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. В его разрезе развит карстовый тип геофильтрационной среды. Эффективная часть комплекса представлена палеокарстовым и гранулярно-обломочным подтипами, неэффективная - субэндогенным. Развитие палеокарстовых и гранулярно-обломочных геофильтрационных сред тесно связано с кратковременным послефаменским и продолжительным послетурнейским перерывами в осадконакоплении.

Воды комплекса - это рассолы хлоркальциевого типа, с минерализацией от 192 до 269 г/дм3, содержанием йода до 18,0 мг/дм3, брома до 1015 мг/дм3 (таблица 1.3.4.1). Коэффициент сульфатности вод составляет 0,05-0,571, коэффициент метаморфизации - 0,499-0,73.

Отложения фаменского яруса имеют двухъярусное строение. Нижняя часть разреза сложена доломитами, верхняя - преимущественно известняками с прослоями и линзами доломитов. В породах отмечаются закрытые трещины и поры, которые заполнены кальцитом или ангидритом. Проницаемые прослои фаменских отложений по площади и разрезу распространены неравномерно, суммарная толщина, которых увеличивается в восточном направлении.

Карбонатные отложения франского яруса представлены светло-серыми и серыми кавернозными и трещиноватыми известняками с прослоями доломитов. Трещины заполнены кальцитом или доломитом. Проницаемые прослои пласта D3f по площади и разрезу распространены неравномерно, эффективная толщина эксплуатационного горизонта изменяется от скважины к скважине.

Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный подстилающий водоупор верхнедевонско-турнейского комплекса. Он представлен преимущественно глинистыми породами, среди которых локально встречаются пласты песчаников и прослои известняков и алевролитов. На исследуемой площади толщина покрышки изменяется от 7 до 17 м.

Средне-верхнедевонский водоносный комплекс

Комплекс представлен преимущественно терригенными отложениями тиманского и пашийского горизонтов нижнефранского подъяруса и живетского и эйфельского ярусов.

Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный перекрывающий флюидоупор комплекса. Он представлен существенно глинистыми породами, среди которых локально встречаются пласты песчаников (пласт Д₀) и прослои нижне- и среднетиманских известняков и алевролитов.

Фактическое начальное давление изменяется от 16,5 до 22,1 МПа. Расчетная температура достигает 35,3 - С, фактическая - 39-С.

По химическому составу рассолы комплекса относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 217,5 - 300 г/дм3, содержанием йода от 7,4 до 14 мг/дм3, брома от 1314 до 2309 мг/дм3.

В заключение гидрогеологической характеристики площади необходимо отметить следующее:

- район характеризуется нормальным типом гидрохимического профиля: с глубиной увеличивается минерализация подземных вод и наблюдается закономерная смена их гидрохимических типов;

- палеозойские отложения имеют нормальный термодинамический режим. Газонефтеводоносные комплексы обладают высокой степенью гидрогеологической закрытости разреза и благоприятными условиями для сохранения углеводородных залежей в толще палеозойских пород.

2. ТехнИческая часть

2.1 Методика и объем проектируемых работ

2.1.1 Цели и задачи поисковых работ

Основанием для постановки поисково-оценочного бурения на площади является:

1. Лицензия на право пользования недрами с целью поисков, разведки и добычи углеводородного сырья на Жуковской площади ПЕМ №12499 НР (18.06.2004 - 04.11.2022 гг.)

2. Проведение пространственной сейсморазведки 3D на Судановском месторождении.

3. Наличие подготовленной сейсморазведкой ЗD Северо-Судановской (ресурсы категории С₃ 568 тыс. т) структуры.

4. Программа геологоразведочных работ ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ” на 2013-2015 гг.

5. Расположение Северо-Судановского поднятия вблизи Судановского и Новосеминского месторождений нефти.

6. Расположение Северо-Судановского поднятия в районе с развитой нефтяной инфраструктурой, что позволит разрабатывать месторождение с минимальными капитальными затратами.

Перспективы нефтеносности связаны с визейскими, турнейскими, фаменскими и франскими отложениями.

Перед проектными поисково-оценочными скважинами ставятся следующие задачи:

- Уточнение стратиграфических границ. Выявление в разрезе новых перспективных на нефть горизонтов, коллекторов и покрышек и определение их геолого-геофизических свойств;

- Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов и физико-химических свойств содержащихся в них флюидов;

- Изучение литолого-фациального строения продуктивных пластов с целью уточнения региональных закономерностей изменения их физических характеристик;

- Уточнение геологического строения (контуров залежей, положения ВНК) и запасов залежей;

- Уточнение дебитов нефти, газа, воды, установление пластового давления, давления насыщения и коэффициентов продуктивности скважин; Исследование гидродинамической связи залежей с законтурной областью;

- Уточнение изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик пород продуктивных пластов и физико-химических свойств содержащихся в них флюидов по площади и разрезу;

- Изучение характеристик продуктивных пластов, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения;

- Перевод ресурсов нефти категории С3 в категорию С1.

Конечной целью поисково-оценочных работ является открытие залежей нефти и газа в палеозойских отложениях, получение необходимых параметров для подсчета запасов по промышленным категориям. Подсчетные параметры взяты по аналогии с Судановским и Новосеминским месторождениями нефти.

Суммарные извлекаемые ресурсы нефти категории С3 составляют 568 тыс. т. За счет бурения проектных скважин планируется перевести ресурсы в запасы категории С1 - 568 тыс. тонн.

Эффективность поискового бурения составит 152,3 т/м и 284 тыс.т./скв.

2.1.2 Система расположения поисковых скважин

Для решения поставленных задач настоящим проектом на двухкупольном Северо-Судановском поднятии проектируется бурение двух поисково-оценочных скважин №561 и 562 общим метражом 3730 м.