Заволжский надгоризонт
Представлен известняками, в средней части глинистыми с прослоями глин.
Толщина отложений 20-65 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
С размывом залегает на девонских отложениях.
Турнейскии ярус
Сложен сравнительно однородной толщей известняков, в различной степени перекристаллизованных, местами глинистых с переходом в мергели, с редкими прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина отложений яруса 130-135 м.
Визейский ярус
Нижний подъярус
Кожимский надгоризонт
Косьвинский и радаевский горизонты
Глины углистые, тонкоалевритистые, слабо слюдистые. Толщина
надгоризонта 20-30 м.
Бобриковский горизонт
Представлен песчаниками кварцевыми, неравномерно зернистыми с прослоями глин микрослоистых, сильно алевритистых до перехода в алевролиты. Толщина отложений 30 м.
Верхний подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
В основном сложен терригенными породами: глинами, слабо алевритистыми с прослоями известняков и песчаников. В нижней части залегает пачка известняков шламово-детритовых, перекристаллизованных, глинистых.
Толщина горизонта 55-60 м.
Алексинский горизонт
Характеризуется чередованием маломощных глин и песчаников и двумя пачками известняков в подошвенной и средней части горизонта.
Толщина отложений горизонта 40-65 м.
Веневский и Михайловский нерасчлененные горизонты
Сложены однородной толщей известняков местами глинистых с тонкими и редкими прослоями глин.
Толщина отложений 115-140 м.
Серпуховский ярус
Заборьевский и старобешевский надгоризонты
Тарусский, стешевский и протвинский горизонты
Сложены преимущественно известняками с маломощными прослоями глин, мергелей и доломитов.
Толщина отложений серпуховского яруса 65 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях серпуховского яруса.
Нижнебашкирский подъярус
Прикамский горизонт
Сложен в нижней части тонкими прослоями глин, выше - известняками детритовыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми, неравномерно перекристаллизованными.
Толщина нижнебашкирского подъяруса 45-60 м.
Верхнебашкирский подъярус со стратиграфическим несогласием залегает на нижнебашкирском подъярусе.
Черемшанский горизонт представлен детритовыми известняками (5 м).
Мелекесский горизонт с размывом залегает на черемшанских отложениях и сложен преимущественно глинами тонкодисперсными, горизонтально слоистыми, алевритистыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
Толщина верхнебашкирского подъяруса 100-120 м.
Московский ярус
Нижний подъярус
Верейский горизонт сложен преимущественно глинами с многочисленными прослоями алевролитов и песчаников. Глины тонкослоистые, алевритистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые.
Толщина верейского горизонта 160-170 м 121.
Каширский горизонт представлен известняками с прослоями глин. В верхней части (каширский репер) преобладают песчаники и глины.
Толщина отложений 115-125 м.
Верхний подъярус
Подольский горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями глин. Известняки шламово-детритовые, реликтово-органогенные, прослоями доломитизированные, микрокристаллические; доломиты неравномерно тонкокристаллические, пористо-кавернозные, участками окремнелые. В средней части горизонта залегает пачка глин тонкослоистых, неравномерно алевритистых с прослоями алевролитов (нижний подольский репер).
Толщина горизонта 110-165 м.
Мячковский горизонт представлен известняками детритовыми, сгустковыми, глинистыми, перекристаллизованными, с редкими прослоями тонкокристаллических доломитов, мергелей и глин.
Толщина отложений горизонта 160-190 м.
Верхний отдел
Касимовский и гжельский ярусы
Данная толща пород сложена известняками микрокристаллическими, органогенно-детритовыми, биоморфными, перекристаллизованными, участками трещиноватыми, с многочисленными стилолитами и доломитами микрокристаллическими, пористыми, неравномерно выщелоченными, иногда окремнелыми. В толще известняков встречаются прослои мергелей и глин алевритистых, известковистых. В средней части чётко выделяется пачка глин (верхний касимовский репер).
Толщина отложений 330-350 м.
Пермская система
Пермские образования залегают на размытой поверхности верхнекаменноугольных отложений.
Нижний отдел
Ассельский и артинский ярусы
Отложения ассельского и артинского ярусов сложены известняками и доломитами трещиноватыми, кавернозными, часто выщелоченными. Толщина 70-85 м.
Верхний отдел
Уфимский и казанский нерасчлененные ярусы
Залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях нижнего отдела.
В нижней части представлены известковистыми глинами, а в верхней -известняками тонкокристаллическими, массивными, часто трещиноватыми и выщелоченными. Толщина 45-55 м.
Татарский ярус
Отложения сложены преимущественно глинами неравномерно известковитыми, алевритистыми с редкими прослоями алевролитов. Толщина образований 100-105 м.
Мезозойская эратема
Триасовая система
Триасовые образования залегают на размытой поверхности татарских отложений и представлены в основном глинами с прослоями песчаников индского яруса и глинами и мергелями оленекского яруса. Толщина 45-50 м
Юрская система
Отложения юрской системы с размывом залегают на триасовых образованиях.
Средний
Байосский ярус сложен преимущественно толщей глин серых, зеленовато-серых, алевритистых, слюдистых с прослоями песков, алевритов, алевролитов и песчаников кварцевых, разнозернистых.
Толщина отложений байосского яруса 140-145 м.
Батский ярус представлен глинами неравномерно алевритистыми с прослоями кварцевых алевритов, алевролитов и песчаников известковистых.
Толщина отложений 40-55 м.
Келловейский ярус сложен глинами, толщиной 15-20 м 121.
Меловая система
Меловые отложения трансгрессивно залегают на юрских отложениях.
Нижний отдел
Готеривский и барремский нерасчлененные ярусы представлены пачкой сохранившихся от размыва песков кварцевых, разнозернистых толщиной 30-40 м.
Аптский ярус со стратиграфическим несогласием залегает на размытой поверхности барремского яруса и сложен преимущественно глинами неравномерно алевритистыми, слюдистыми с прослоями кварцевых алевритов и алевролитов, реже песков.
Толщина отложений 55-60 м.
Альбский, ярус представлен песками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчаников.
Толщина альбского яруса 90-155 м.
Верхний отдел
С размывом залегает на образованиях нижнего отдела.
Нижняя часть сложена песками глауконитово-кварцевыми, слюдистыми, глинистыми.
Средняя часть представлена отложениями писчего мела с прослоями мелоподобных мергелей.
Верхняя часть представлена глинами слабо известковитыми и мергелями.
Толщина отложений верхнего отдела 55-110 м.
Кайнозойская эратема
Неогеновая и четвертичная системы
Отложения неогеновой системы сложены глинами и песками и залегают на размытой поверхности верхнемеловых отложений.
Отложения четвертичной системы развиты повсеместно. Представлены делювиальными светло-коричневыми плотными суглинками и супесями, слагающими водораздельные пространства и их склоны, а также аллювиальными песками, в основном, светло-серыми разнозернистыми, кварцевыми, распространёнными в поймах рек и крупных балок.
Общая толщина отложений 55 м.
Из изложенного выше видно, что строение разреза Кудиновско-Романовской зоны весьма сложное. В разрезе Кудиновско-Романовской зоны чередуются терригенные и карбонатные комплексы, имеет место в терригенных комплексах чередование пластов разных типов пород - аргиллитов (глин), алевролитов, песчаников (песков), отдельных пластов известняков.
Имеются перерывы в осадконакоплении - в разрезе отсутствуют кембрий, ордовик, силур, палеоген. И особо следуют отметить изменения по площади толщин всех стратонов. Это свидетельствует о сложностях тектонического развития и, следовательно, о сложностях тектонического строения Кудиновско-Романовской зоны и Вербовского участка в частности.
3. Тектоническое строение
В тектоническом отношении Вербовский участок расположен в пределах Кудиновско-Романовской приподнятой зоны, входящей по отложениям терригенного девона в общую систему Доно-Медведицких дислокаций, которые принадлежат Пачелмско-Саратовскому авлакогену I типа, характеризующегося наличием нижнего и верхнего структурных этажей.
По нижнему структурному этажу Кудиновско-Романовская зона представляет наклоненную на юго-восток приподнятую зону, ограниченную с запада Арчедино-Дорожкинской, а с востока - Уметовско-Линевской депрессиями /2/.
В верхнем структурном этаже Кудиновско-Романовской приподнятой зоне соответствует Ольховская мульда. Отмечается плановое соответствие указанных структурных элементов верхнего и нижнего структурных этажей и ограничивающих их флексур. Последние наклонены в противоположные стороны, что свидетельствует об их связи с долгоживущими разломами фундамента.
Промежуточное положение в геоструктуре осадочного чехла занимает средне-верхнефранский этаж. Дифференцированный структурный план (линейные частные и локальные структуры) исследуемого интервала разреза изучаемой территории характеризуется прямым соответствием поверхностей.
По кровле воробьевского репера (отражающий горизонт D2vb) отчетливо выражены основные черты тектонической структуры изучаемой территории; по этой поверхности Кудиновско-Романовская зона разделяется региональным разломом юго-западно - северо-восточного простирания на Кудиновско-Коробковский сложный вал и Романовскую террасу /1/. Романовская терраса подразделяется Восточно-Кудиновским грабеном на Восточно-Кудиновскую и Октябрьскую ступени /2/.
Кудиновско-Коробковский вал выделяется как крупная положительная форма, состоящая из системы субпараллельных складок северо-восточного простирания. Восточно-Кудиновская ступень по воробьевскому горизонту осложнена дизъюнктивным нарушением, регионально трассируемым в северном направлении, вверх по разрезу нарушение нивелируется.
Восточно-Кудиновский грабен является региональным и пересекает почти всю Кудиновско-Романовскую тектоническую зону в субмеридиональном направлении. Ширина грабена составляет около 1,5км, а амплитуда сбросов, его ограничивающих, меняется, уменьшаясь к югу.
Романовская терраса отличается значительной дислоцированностью. Амплитуда нарушений достигает 20-70 м, при этом на фоне общего погружения на юго-восток образуются своеобразные ступени.
Юго-восточная и центральная часть территории Кудиновско-Романовского участка осложнена Октябрьским грабеном, имеющим протяженность 35 км, ширину в пределах 1-2 км.
По кровле тиманских отложений в Кудиновско-Романовской приподнятой зоны на фоне общего погружения поверхности на восток, выделяются 6 протяженных антиклинальных линий, простирающихся с юга на север, с малоамплитудными (10-30м) антиклинальными перегибами и локальными поднятиями. Наиболее протяженными являются Кудиновско-Ключевская, Логовско-Дудачинская, Кочетковская и Романовская антиклинальные линии (валы). Расположение валов в плане подобно расположениям разрывных нарушений по поверхности фундамента. На крайнем западе располагается более амплитудный Кудиновско-Коробковский вал, к которому приурочено Кудиновское месторождения нефти в дотиманских отложениях.
Кровля семилукских отложений погружается в том же направлении. Вышеописанные валы тиманского плана проявляются здесь в более контрастной форме. Амплитуды линейных структур составляют 10-70 м, а отдельных их локальных осложнений по ундулирующей оси достигают 80 м (Новокочетковское локальное поднятие). Большая контрастность частных и локальных структур по этой поверхности объясняется наличием семилукских органогенных построек. Семилукские рифогенные образования на Романовском валу приурочены к его западной части; расположенной в биогермно-рифовой зоне, а восточнее встречаются лишь одиночные семилукские рифы. Основная часть Романовского вала, где толщины их минимальны (40 м), располагается в пределах относительно глубоководной и переходной зон шельфа с тонкослоистыми органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, водорослевыми породами, баундстонами. В семилукских отложениях открыты массивные залежи нефти на Кудиновско-Ключевском (Ключевское месторождение), Логовско-Дудачинском (Тишанское, Николинское, Восточно-Кудиновское, Антоновское, Западно-Кочетковское, Ковалевское, Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское месторождение) направлениях (валах).
Структурный план кровли воронежских отложений повторяет вышеописанный. На фоне общего падения поверхности на восток (выше Березовского пересечения на юго-восток) сохраняются все валы предшествующего плана, но их амплитуды и количество лекальных структур уменьшаются. В воронежско-петинских отложениях открыты пластовые залежи нефти на Кудиновско-Ключевском (Ключевском месторождении), Логовско-Дудачинском (Николинское). Восточно-Кудиновское, Антоновское. Западно-Кочетковское, Ковалевское. Дудачинское месторождения) и Кочетковском (Новокочетковское месторождение) валах. Размеры вмещающих их структур 0,5-1,5 км амплитуды - 10-25 м.
Структурный план евлановско-ливенских отложений качественно сохраняется в несколько выположенном виде. Линевско-уметовские отложения в западной части территории отсутствуют, подреперная задонская пачка пород, в целом, сравнительно выдержана, а незначительные увеличения её толщин здесь наблюдаются в локальных прогибах. В общем плане кровля RpD3zd погружается с запада на восток от отметок минус 40м.
Структурный план кровли турнейских отложений выполаживается ещё в большей степени, при общем погружении поверхности с запада на восток. На этом фоне прослеживаются все вышеотмеченные валы. Амплитуды перегибов составляют 5-20 м. Замкнутые локальные формы на валах становятся малочисленными. Многие из вышеперечисленных локальных замкнутых поднятий девонских поверхностей в этом плане не выражаются.
Таким образом, рассматриваемая территория характеризуется значительной дифференцированностью структурного плана среднефранско-каменноугольных отложений, наличием в нем большого числа линейных, протяженных узких малоамплитудных валов с локальными поднятиями, являющимися объектами поисков пластовых и массивных залежей нефти, в зависимости от литолого-фациальных зон, в отложениях терригенного и карбонатного девона /3/.
В результате детальных сейсморазведочных работ съемки 3D сервисной компанией «ПетроАльянс» и НП «Запприкаспийгеофизика» в пределах
Кудиновско-Романовской зоны на Романовской структурной террасе подготовлены к бурению следующие структуры: по карбонатному девону - Вербовская структура (по отражающим горизонтам D3sm и D3ev), Южно-Вербовская и Восточно-Вербовская структуры (по отражающим горизонтам D3sm, RpD3vr и D3ev), по терригенному девону (репер D2vb) Вербовские структуры не прослеживаются.
Характерные особенности в тектоническом строении отдельных площадей, отмеченных выше, прослеживаются и на рассматриваемом Вербовском участке.
На структурной карте по отражающему горизонту D2vb, сопоставляемому с подошвой воробьевского горизонта (приложение №4), на Вербовской площади при моноклинальном падении в северо-западной части выделяется «структурный нос». Угол падения между изогипсами минус 3630м и минус 3650м. составляет 6°.
На структурной карте по отражающему горизонту D3sm, сопоставляемому с кровлей семилукского горизонта (приложение №5), на Вербовской площади прослеживается брахиантиклинальная складка, северное крыло которой более пологое. Структура оконтуривается изогипсой минус 3040м Амплитуда составляет 10м. Размер складки 800x1000м. Угол падения между изогипсами минус 3040м и минус 3060м равен 3° 20'.
На структурной карте по отражающему горизонту D3ev сопоставляемому с кровлей евлановского горизонта (приложение №6) прослеживается брахиантиклинальная складка, которая оконтуривается изогипсой минус 2785м. Структура осложнена двумя куполами, которые имеют меридиональное простирание. Амплитуда 15м. Размер структуры 1000x870м. Угол падения между изогипсами минус 2780м и минус 2800м составляет 9°.
В карбоне и перми на Вербовской площади антиклинальная складка не прослеживается. Отчетливо выделяется моноклиналь.
4.Перспективы нефтегазоносности
Территория Кудиновско-Романовской тектонической зоны в нефтегазоносном отношении относится к Нижневолжской нефтегазоносной области (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Бурением многочисленных скважин доказана ее региональная нефтегазоносность.
В пределах зоны выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НТК): эйфельско-нижнефранский, среднефранско-турнейский, нижне-верхневизейский (терригенный), верхневизейско-нижнебашкирский
(карбонатный), верхнебашкирско-нижнемосковский, нижнемосковско-артинский. Основные перспективы нефтегазоносности связаны с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейским нефтегазоносными комплексами.
Эйфельско-нижнефранский НГК
В этом комплексе продуктивными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона (мосоловский, воробьевский, ардатовский и пашийский горизонты).
Поиск ловушек в терригенном девоне в последнее время становится все более актуальным в связи с открытием в 2002-2003 гг. газоконденсатных залежей в пашийских песчаниках, промышленной газовой залежи в ардатовских рифах на структурах Осенняя, Зимняя, а также залежей нефти в воробьевских отложениях на структуре Весенняя 151.
Промышленная нефтегазоносность отложений терригенного девона на данной территории ранее доказана открытием Кудиновского, Зеленовского (воробьевские, пашийские отложения); Моисеевского, Шляховского (воробьевские отложения); Ключевского (воробьевские, ардатовские отложения) месторождений, а также притоками нефти на Ефимовской, Октябрьской, Усть-Погожской и Ключевской площадях.
На близлежащем от анализируемой территории Кудиновском месторождении все вышеперечисленные горизонты содержат залежи: мосоловский - нефти, воробьевский - нефти с газовой шапкой, ардатовский - нефти, пашийский - нефти с газовой шапкой.
В пашийско-воробьевских отложениях на Северо-Дорожкинской площади открыта залежь нефти, в воробьевских песчаниках на Моисеевской площади - залежь газа 151. Приток Таза дебитом 37,3 м3/сут на 13 мм штуцере был получен из скважины 16 Ефимовская, приток газа с конденсатом - из скважины 14 Ефимовская.
Воробъёвский горизонт представлен песчано-алевритовыми отложениями, которые характеризуются литологической неоднороднородностью. В пределах Кудиновско-Романовской зоны суммарная эффективная толщина не превышает 20 м, пористость 10-16 %, проницаемость 20-100* 10"3 мкм». Следует отметить, что для воробьевских отложений, также как для песчаных пород девона вообще, залегающих на глубинах более 3000 м, характерно наличие эпигенетических процессов, приводящих к резкому снижению коллекторских свойств. На формирование коллекторских свойств пород в пределах таких зон большое влияние оказывает трещиноватость. Коллектора здесь относятся к порово-трещинному типу.
В воробьевских отложениях промышленная нефтегазоносность установлена на Кудиновском, Моисеевском, Шляховском, Ключевском месторождениях. Также получен приток газа с конденсатом из скважины 323 Ключевская, слабый приток нефти из скважины 327 Ключевская.
Ардатовский горизонт слагается терригенно-карбонатными породами. Нефтеносность терригенных отложении установлена открытием залежи нефти на Ключевском месторождении. Во втором пласте ардатовских отложений скопление нефти связано с пластом песчаников, дислоцированных в антиклинальную складку. Толщина пласта колеблется от 3,0 до 7,2 м. Местами песчаники переходят в плотные алевролиты. Коллекторские свойства песчаников низкие и по площади резко меняются. В пределах Кудиновского вала нефтеносность карбонатных отложений установлена на Кудиновском месторождении. Продуктивный пласт залегает в кровле глинисто-карбонатной толщи и прослеживается только в юго-западной части площади.
Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м3/сут. Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Притоки нефти получены из скважин 321-325, 331 Ключевские, дебиты которых составляют 15- 30 м/сут. Непромышленный приток газа получен из скважины 6 Моисеевская, из скважины 9 Чернушинская слабый приток нефти.
Региональной покрышкой для залежей нефти и газа в воробьёвских и ардатовских отложениях являются аргиллиты муллинского горизонта толщиной до 160 м.
Пашийский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, во многом аналогичным воробьёвским и ардатовским пластам. Улучшенные коллекторские свойства мономинеральных, хорошо отсортированных песчаников и алевролитов отмечаются для северных и северо-западных районов области. В южном и восточном направлениях происходит замещение их на полимиктовые, плохо отсортированные, незакономерно замещающиеся песчаные разности с глинистыми прослоями. Коллектора здесь порового и порово-трещинного типа, пористость составляет не более 15%.
Региональной покрышкой для залежей в пашийских отложениях являются отложения тиманского горизонта.
Из пашийских отложений притоки нефти получены из скважин 49 Октябрьская, 47 Усть-Погожская до 24-59 м3/сут, в скважине 1 Мирная получен приток газа, в скважине 322 Ключевская - слабый приток нефти.
Среднефранско - турнейский НГК
Среднефранско-турнейский нефтегазоносный комплекс включает отложения средне - и верхнефранского подъяруса (семилукский, петинский, воронежский и евлановский-ливенский горизонты).
Промышленная нефтегазоносность карбонатного девона доказана открытием Ключевского, Фроловского, Дудачинского, Ковалевского, Западно-Кочетковского, Антоновского, Новокочетковского, Восточно-Кудиновского, Николинского, Новочернушинского, Тишанского, Туровского месторождений . Залежи нефти здесь приурочены к органогенным постройкам семилукского возраста и структурам облекания в вышележащих петинских, воронежских и евлановско-ливенских отложениях (приложения № 5-8).
Семилукский горизонт представлен биогермными образованиями суммарной толщиной до 200 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 8 до 40,9 м, пористость 7,5-12,0%. Тип коллектора каверново-трещинный и трещинный.
Результатом многочисленных испытаний отложений семилукского горизонта явилось открытие залежей нефти на близлежащих месторождениях Ковалевском, Западно-Кочетковском, Новокочетковском. Ключевском, Дудачинском и Фроловском. Глубина залегания залежей от 2830 до 3260 м, высота залежей от 9,0 до 92,6 м. Залежи нефти, в основном, массивные, за исключением Ключевского месторождения, на котором залежь в семилукских отложениях является литологически экранированной.
Залежи нефти небольшие по размерам и запасам. Коллекторами являются органогенные известняки, характеризующиеся неоднородностью по емкостно-фильтрационным свойствам. Пористость коллекторов изменяется от 7,5 до 17%, проницаемость - от 0,0006 до 0,302 мкм2, нефтенасыщенность - от 75 до 94 %.
Петинский горизонт сложен чередованием известняков органогенно-детритовых, аргиллитов, алевролитов и в нижней части - песчаников.
Петинские отложения при испытании дали промышленную нефть в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 18 Чернушиская (Николинское месторождение), в скважине 29 Чернушинская (Новочернушинское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), в скважине 32 Чернушинская (Тишанское месторождение).
Пористость отложений изменяется от 17 до 24%, проницаемость -0,035 мкм2, нефтенасыщенность - от 81 до 88 % .
Залежи, в основном, пластовые, сводовые, за исключением Новочернушинского месторождения, где залежь пластовая, литологически экранированная.
Воронежский горизонт сложен органогенно-детритовыми и шламово-детритовыми известняками средней нефтенасыщенной толщиной 1,2-10 м, пористостью 7-13 %.
Воронежские отложения сложены проницаемыми породами и насыщены нефтью и пластовой водой с растворенным газом. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений получены в скважине 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), в скважине 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), в скважине 7 Чернушинская (Антоновское месторождение), в скважине 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение), скважинах 11, 16, 17, 400 Северо-Ключевские (Фроловское месторождение) и в скважинах 60, 63, 72, 356 Ключевские (Ключевское месторождение).
Продуктивные отложения воронежского горизонта представлены органогенными известняками. Пористость коллекторов изменяется от 6 % (Дудачинское месторождение) до 12 % (Антоновское месторождение). Проницаемость - от 0,03 до 0,229 мкм2, нефтенасыщенность от 81 % до 90%. Залежи нефти пластовые сводовые, глубины их залегания от 2802 (Восточно-Кудиновское) до 2877 м (Ковалевское), высота залежей от 10,2 до 29 м.
Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты представлены известняками органогенными, в основном, трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенной толщиной 3,0-8,0 м. Иногда известняки строматопоратовые (Новочернушинское месторождение), иногда органогенно-детритово-водорослевые (Николинское месторождение). Пористость коллекторов изменяется от 8 % (Восточно-Кудиновское месторождение) до 15 % (Николинское), проницаемость от 0,013 до 0,229 мкм2, нефтенасыщенность от 81 % (Новокочетковское) до 92 % (Западно-Кочетковское месторождение).
Залежи, в основном, пластовые сводовые, за исключением залежи на Северо-Романовском месторождении, которая является массивной.
В евлановских-ливенских отложениях открыт ряд небольших нефтяных месторождений. Скважины, давшие промышленные притоки нефти явились первооткрывательницами месторождений: скважина 5 Чернушинская (Новокочетковское месторождение), скважина 8 Чернушинская (Восточно-Кудиновское месторождение), скважина 83 Чернушинская (Западно-Романовское месторождение), скважина 51 Чернушинская (Северо-Романовское месторождение), скважина 18 Чернушинская (Николинское), скважина 29 Чернушинская (Новочернушинское), скважина 7 Чернушинская (Антоновское) скважина 6 Чернушинская (Ковалевское месторождение).
Некоторые из этих месторождений имеют многопластовое строение и содержат самостоятельные залежи в каждом из горизонтов комплекса. На Ковалевском, Ново-Кочетковском, Восточно-Кудиновском. Николинском месторождениях продуктивными являются пять горизонтов: евлановский-ливенский, воронежский, петинский и семилукский.
Региональной покрышкой для данного нефтегазоносного комплекса служат задонско-елецкие отложения.
Нижне - верхневизейский (терригенный) комплекс
Продуктивными отложениями комплекса на данной территории являются бобриковские, тульские и алексинские.
Бобриковский горизонт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Для них характерна неоднородность отложений, как по площади, так и по разрезу.
По результатам опробования в них выявлены нефтяные залежи на Романовском, Северо-Романовском и Нижне-Коробковском месторождениях. В бобриковских отложениях выявленных месторождений выделено от одного до двух продуктивных пластов. Глубина залегания залежей от 1824 (Нижне-Коробковское) до 2488,7м (Романовское). Высота залежей от 2,6 до 20м. Пористость песчаников от 16 до 23,5 %, проницаемость - от 0,2 до 0,374 мкм2,нефтенасыщенность от 53 до79 %. Залежи, в основном, пластовые, сводовые, только на Романовском месторождении во втором пласте залежь - пластовая, литологически ограниченная.
Алексинский горизонт сложен тремя литологическими пачками пород: нижняя - известковистая, средняя - глинистая с прослоями кварцевых песчаников и алевролитов и верхняя - известковистая. Продуктивные отложения алексинского горизонта приурочены к средней пачке пласта, состоящей из чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники отличаются зональной неоднородностью и невыдержанностью по простиранию.
Месторождения нефти (Верхне-Романовское и Романовское) небольшие по размерам и запасам, глубина залегания их 2304-2367 м, высота залежей от 2,2 до 18 м, нефтенасыщенная толщина от 0,75 до 3,9 м. Пористость продуктивных песчаников от 16 до 23%, нефтенасыщенность от 69 до 82%. Типы залежей пластовые, литологически ограниченные.
Для коллекторов тульского и алексинского горизонтов характерно линзовидное залегание.
5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Вербовской площади
В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, были показаны высокие перспективы евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов на Вербовской площади на обнаружение нефти и газа,
С целью поиска залежей в данных горизонтах рекомендуется заложить поисковую скважину №1. Поисковую скважину №1 закладываем до глубинны 3900 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:
- получение первых промышленных притоков нефти и газа из исследуемых горизонтов;
- отбор шлама;
- опробование пластоиспытателем в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных горизонтов.
В случае открытия залежей в перспективных горизонтах предполагаем заложения разведочной скважины №2. Разведочную скважину №2 рекомендуем заложить на северо-западном крыле структуры в 380 метрах северо-западнее от скважины №1 с проектной глубиной 3900 метров. Забой скважин №1 и №2 предполагается в отложениях эйфельского яруса клинцовского возраста.
Таблица глубин.
Название горизонта | № скважины | ||
№1 | №2 | ||
Глубина, м | Глубина, м | ||
Евлановский | 2765 | 2775 | |
Семилукский | 3035 | 3045 | |
Воробьевский | 3620 | 3630 |
В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500 до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:
- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;
- гамма-каротаж (ГК);
- нейтронный каротаж (НК);
- акустический каротаж (АК);
- кавернометрия;
- инклинометрия;
- термометрия.
Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:
- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;
- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;
- пробная эксплуатация выявленных залежей.
В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:
- боковое каротажное зондирование (БКЗ);
- боковой каротаж (БК);
- микрозондирование (МЗ);
- индукционный каротаж (ИК).
Заключение
В результате проведенных исследований были обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности евлановского, семилукского и воробьевского горизонтов. С целью обнаружения в них залежей нефти и газа на Вербовской площади рекомендуется заложить поисковую скважину №1 в своде структуры по евлановскому отражающему горизонту.
В случае обнаружения залежей в исследуемых горизонтах рекомендуем заложить разведочную скважину №2 на расстоянии 380 метров северо-западнее от скважины № 1.
Литература
1. Проект поисков и оценки залежей углеводородов в девонских отложениях Ольховской площади в пределах Кудиновско-Романовского и Чернушинско-Логовского лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2002. - 170 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть».
2. «Отчет о результатах геологоразведочных работ, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовского участка недр в период с 1994 по 2001 гг.» / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2001. - 155 с - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
3. «Обоснование перспективных направлений и объектов геологоразведочных работ на лицензионных землях ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть» Отчет / Руководитель А.А. Брыжин. Волгоград, 2001. -187 с. - Фонды ООО ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
4. «Усовершенствование схемы тектонического районирования лицензионных территорий ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» с целью повышения эффективности планирования геологоразведочных работ» Отчет / Руководитель П.В. Медведев. Волгоград, 2002. - 60 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
5. «Анализ и обобщение результатов геологоразведочных работ за 2003 год на лицензионных участках ООО «ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть» в пределах Кудиновско-Романовской тектонической зоны и оценка их эффективности» Отчет / Руководитель - К.Г. Агзямов. Волгоград, 2004 - 84 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
6. «Паспорт на Вербовские локальные структуры» / Руководитель С.С.Косова / СК «ПетроАльянс» - Москва, 2003. - 27 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
7. «Паспорт Новокочетковского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1994. - 29 с. - Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
8. «Паспорт Ковалевского месторождения» / Руководитель А.В. Назаренко. Волгоград, 1995. - 31 с. - Фонды ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
9. В.Е. Хаин «Геотектоника», Недра, М., 1973, 511с.
Страницы: 1, 2
