Краткая геологическая характеристика района работ
Физико-географический очерк
Сибирское месторождение нефти в административном отношении расположено в Усольском районе Пермской области юго-восточнее г. Березники, в 145 км севернее областного центра (рис. 2.1).
Основными путями сообщения являются электрифицированная железная дорога Пермь-Березники-Соликамск, тракт Пермь-Кунгур-Чусовой-Губаха-Кизел-Александровск-Березники-Соликамск. С вводом в эксплуатацию в 1996 году автодорожного моста через р. Чусовую открыто прямое автомобильное сообщение г. Березники с областным центром.
На остальной части территории имеется лишь сеть грунтовых дорог, проезжих только в сухую погоду. Одним из основных путей сообщения является также р. Кама.
По морфологическим особенностям территория месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину, прорезанную на юго-западе р. Яйва (левый приток Камы). Равнина слабо наклонена к западу. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +170 м до +241 м.
Речная сеть представлена рекой Яйва с ее притоками Большая Уньва, Малая Уньва, Уньва, Большая Песьянка, Песьянка, также многочисленными ручьями. Реки замерзают в начале ноября, вскрываются во второй половине апреля. Толщина льда в конце марта достигает 70 - 100 см. Весеннее половодье длится около одного месяца, уровень воды повышается на 1,0 - 3,0 м, межень с июня по сентябрь.
Большая часть территории покрыта лесом хвойных и лиственных пород с кустарником. Пойменные участки рек заболочены.
Климат района континентальный с продолжительной холодной зимой и теплым, но сравнительно коротким летом, поздними весенними и осенними ранними заморозками. Среднегодовая температура воздуха составляет +0,7°С, среднемесячная в июле +17,4°С, в январе -16°С. Продолжительность безморозного периода в среднем 112 дней.
Годовое количество осадков составляет 829 мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре 88 мм, минимум в апреле 51 мм. Преобладающее направление ветров - южное. Максимальная толщина снежного покрова в поле достигает 80 см, глубина промерзания грунта от 55 см до 137 см.
Месторождение расположено в перспективном нефтегазоносном районе Пермской области, в котором в настоящее время открыто 31 месторождение. Ближайшим нефтяным месторождением, расположенным в непосредственной близости, юго-западнее Сибирского месторождения, является Уньвинское.
Сибирское нефтяное месторождение разрабатывается Полазненским нефтегазодобывающим управлением ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
Экономика района базируется на добыче и переработке нефти, газа и калийных солей, развита также химическая промышленность, титано-маг-ниевое производство, лесоразработка, целлюлозно-бумажная промышленность. Сельское хозяйство имеет ограниченное развитие.
Кроме калийных солей, каменного угля (Кизеловский бассейн) и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишера и Яйва). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.
Геологическое строение Сибирского месторождения изучено геологическими исследованиями, геофизическими методами разведки, бурением солеразведочных скважин, а также глубоким параметрическим, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.
Месторождение открыто в результате поисково-разведочных работ, проводимых Березниковским УРБ на Сибирской площади, и включает два поднятия: Сибирское и Родыгинское.
На месторождении выявлены залежи нефти: приуроченные к пластам Бш и Срп, к бобриковским пластам (Бб1-4), и две залежи в пласте Т-Фм (на Сибирском и Родыгинском поднятиях). В 1987 году месторождение введено в пробную эксплуатацию фаменской залежи скв. 42. Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом скважин началось с 1996 г. Все залежи находятся в разработке.
Особенностью геологического строения месторождения является его размещение в юго-восточной краевой части Верхнекамского месторождения калийных солей.
| Рис 2.1 |
Стратиграфия
Геологический разрез Сибирского месторождения изучен по результатам анализа материалов бурения солеразведочных, параметрических, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от среднедевонских (эйфельских) до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая толщина разреза составила 2950 м в скважине 44.
Девонская система D
Отложения девонского возраста несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены двумя отделами: средним и верхним.
Средний отдел D2
В составе среднего отдела выделяются эйфельский и живетский ярусы.
Эйфельский ярус D2ef
Эйфельские отложения представлены алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Вскрытая толщина отложений составила 15,0 м (скв. 44-огн).
Живетский ярус D2zv
Отложения живетского яруса представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Толщина отложений 15,0 м.
Верхний отдел D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус D3f
Франский ярус в описываемом районе представлен нижним, средним и верхним подъярусами. Нижнефранские отложения на Сибирской площади вскрыты скв. 44-огн, относятся к тиманскому горизонту. Отложения представлены алевролитами, равномерно глинистыми, песчанистыми, песчаниками светло-серыми и аргиллитами серыми и зеленовато-серыми. В кровле отложений известняк серый, темно-серый, крепкий с прослоями аргиллита. Толщина нижнефранских отложений составляет 9,0 м.
Среднефранский подъярус представлен саргаевским и доманиковым горизонтами. Разрез сложен темно-серыми известняками с коричневатым оттенком, неравномерно битуминозными. Толщина отложений 11 м.
Верхнефранские отложения представлены известняками серыми и темно-серыми с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистыми с детритом, прослоями водорослевыми.
Водорослевые известняки развиты на бровке мелководного шельфа и по периферии палеоподнятий. Это массивные породы обычно слагающие водорослевую часть органогенных построек и выделены в фацию «рифы».
Толщина верхнефранских достигает 204 м (скв. 44-огн).
Фаменский ярус D3fm
Фаменский ярус сложен рифогенными известняками от темно-серых до светло-серых тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, участками окремнелыми.
Отложения накапливались в основном в зарифовом мелководье одновременно с ростом рифов или при отсутствии рифов также за бровкой шельфа в сторону мелководья.
К верхней части фаменского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина фаменских отложений изменяется от 169 м до 217 м.
Большая часть фаменских отложений и нижняя часть турнейского яруса в пределах Сибирского месторождения размыты.
Каменноугольная система C
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел С1
В составе нижнего отдела выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус С1t
Разрез турнейского яруса сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, кавернозными, плотными, крепкими, в разной степени глинистыми, битуминозными.
К отложениям турнейского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений изменяется от 3 до 20 м.
Визейский ярус С1v
Представлен радаевским, бобриковским и тульским горизонтами.
Радаевский горизонт С1v1rd
Нижневизейские отложения (радаевский горизонт) установлены повсеместно. Они в большинстве изученных разрезов стратиграфически несогласно покрывают разновозрастные турнейские отложения. Литологически горизонт сложен аргиллитами темно-серыми до черных, плитчатыми, неравномерно алевритистыми до перехода в алевролит и песчаниками кварцевыми серыми и темно-серыми, разнозернистыми. Прослоями и участками пористые разности пород нефтенасыщены.
Толщина радаевских отложений колеблется от 2,0 м до 12,0м.
Средневизейские отложения представлены тульским и бобриковскими горизонтами.
Бобриковский горизонт С1v2bb
Отложения бобриковского горизонта на изучаемой территории распространены повсеместно и согласно залегают на радаевских. Представлены преимущественно песчаниками кварцевыми иногда с прослоями аргиллитов и алевролитов неравномерно глинистых, участками сильно песчанистых до перехода в песчаник. Песчаники, разнозернистые с различными нефтепроявлениями от выпотов нефти по порам до полного нефтенасыщения, можно, отнести к русловому аллювию, к которому и приурочена промышленная нефтеносность.
Толщина отложений бобриковского горизонта от 22,0 м до 43,0 м.
Тульский горизонт С1v2tl
Нижняя часть тульского горизонта сложена переслаивающимися песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Различные формы песчаных аккумулятивных тел, отлагавшихся под воздействием течений и волнений представляют интерес, как литологически замкнутые ловушки со скоплениями нефти.
Верхняя часть тульского горизонта представлена известняками с подчиненными прослоями аргиллитов, алевролитов и доломитов.
Толщина тульского горизонта изменяется от 12 м до 31 м.
Серпуховский ярус С1s
Отложения серпуховского яруса и верхняя часть визейского (окский надгоризонт) представлены известняками и доломитами светло-серыми. В верхней части серпуховские отложения промышленно нефтеносны.
Толщина отложений окского надгоризонта составляет от 93,0 м до 121,0 м, серпуховского яруса - от 119,0 м до 241,0 м.
Средний отдел С2
Среднекаменноугольный oтдел представлен московским и башкирским ярусами.
Башкирский ярус С2b
Башкирский ярус сложен известняками серыми и темно-серыми в различной степени доломитизированными, прослоями глинистыми, неравномерно пористыми. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность.
Толщина отложений от 48,0 м до 63,0 м.
Московский ярус C2m
Московский ярус представлен: верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.
Верейский горизонт C2mvr
Отложения верейского горизонта представлены известняками темно-серыми, глинистыми, органогенно-обломочными, с редкими прослоями доломитов. Толщина отложений от 64,0 м до 73,0 м.
Каширский+ подольский+ мячковский горизонты C2mkr+pd+mc
Отложения каширского, подольского и мячковского горизонтов представлены толщей доломитов с редкими прослоями доломитизированных известняков.
Толщина этой части разреза составляет от 181 м до 216 м.
Верхний отдел С3
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков.
Толщина отложений от 44,0 м до 102,0 м.
Пермская система Р
Пермская система представлена двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел Р1
В составе нижнепермских отложений выделяются ассельский + сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Ассельский +сакмарский ярусы Р1а+s
Ассельский +сакмарский ярусы сложены известняками серыми с коричневатым оттенком, участками окремнелыми, прослоями органогенно-детритовыми, участками глинистыми, битуминозными, с редкими нефтепроявлениями.
Толщина отложений от 225,0 м до 362,0 м.
Артинский ярус P1ar
Артинский ярус по литологическому составу подразделяется на 2 пачки: карбонатную и терригенную.
Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной, иногда рифогенными. Терригенная пачка представлена дивьинской свитой мергелей и темно-серых известковистых аргиллитов (на западе) и урминской свитой полимиктовых песчаников и алевролитов с пачкой темно-серых аргиллитов и мергелей в основании (на востоке).
Толщина артинского яруса изменяется от 246 м до 401 м.
Кунгурский ярус P1kg
В пределах кунгурского яруса выделяются филипповский и иренский горизонты.
Филипповский горизонт P1kgfl
Филипповский - представлен двумя пачками: нижней ангидритовой и верхней - глинисто-карбонатной. Нижняя пачка сложена ангидритами с прослоями доломитов, верхняя - чередующимися между собой мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами.
Толщина отложений филипповского горизонта от 54,0 м до 78,0 м.
Иренский горизонт P1kgir
Иренский горизонт является основным соленосным горизонтом Соликамской депрессии, в составе которого выделяются глинисто-ангидритовая (подсолевая) и соляная толщи.
Глинисто-ангидритовая толща залегает в основании соляной толщи и стратиграфически соответствует нижней части иренского горизонта, сложена аргиллитами, мергелями и доломитами, в меньшей мере ангидритами и известняками, иногда алевролитами и песчаниками в форме линз. Толщина глинисто-ангидритовой толщи колеблется от 267,9 м (скв. 42-огн) до 294,0 м (скв. 145), составляя в среднем для Сибирского месторождения 283,6 м.
Соляная толща стратиграфически соотносится с верхней частью иренского горизонта и подразделяется, в свою очередь (снизу вверх), на подстилающую каменную соль, калийную залежь и покровную каменную соль.
Подстилающая каменная соль имеет слоистое строение. Слоистость обусловлена чередованием годовых и сезонных прослоев галита и глины. Средняя толщина составляет 333,3 м - возрастание в северо-западном направлении.
Калийная залежь развита на всей площади Сибирского месторождения нефти. Толщина калийных солей в пределах внешнего контура нефтеносности Сибирского месторождения составляет 28 - 57 м, наблюдается увеличение толщины в направлении с юго-востока на северо-запад и в районе солеразведочной скважины 202-с она достигает значения 61,4 м.
В калийной залежи выделяются сильвинитовая (нижняя) и сильвинито-карналитовая (верхняя) зоны.
Залегающая выше по разрезу покровная каменная соль вскрыта во всех скважинах и прослеживается на всей площади Сибирского месторождения нефти. Толщина покровной каменной соли в пределах Сибирского месторождения колеблется от 11,2 м до 22,3 м, составляя в среднем 17,8 м.
Непосредственно над кровлей соляных отложений, в нижней части соляно-мергельной толщи соликамского горизонта, большинством скважин вскрыта так называемая переходная пачка, к которой отнесены один-два наиболее выдержанных по толщине пласта каменной соли, чередующиеся с глинами. Толщина ее на территории Сибирского месторождения изменяется в пределах от 4,9 м (скв. 580-с) до 16,3 м (скв. 585-с).
В целом, толщина соляных отложений в объеме подстилающей соли, калийной залежи и покровной каменной соли на площади Сибирского месторождения изменяется в пределах от 373,1 м (скв. 149) до 422,0 м (скв. 43-огн) с устойчивой тенденцией увеличения толщины в северо-западном направлении.
Толщина отложений иренского горизонта на площади Сибирского месторождения нефти колеблется от 660 м до 714 м.
Верхний отдел Р2
Верхнепермские отложения представлены уфимским ярусом.
Уфимский ярус P2u
Представлен соликамским и шешминским горизонтами.
Соликамский горизонт P2usl
В отложениях соликамского горизонта выделяются соляно-мергельная и терригенно-карбонатная толщи.
Соляно-мергельная толща представлена, в основном, мергелями с пластами глины, с включениями гипса и ангидрита. В основании толщи наблюдаются пласты и прослои каменной соли. Толщина соляно-мергельной толщи изменяется от 81 до 115 м.
Терригенно-карбонатная толща в верхней части сложена, преимущественно, песчаниками и алевролитами с прослоями известняков. Толщина колеблется от 60 до 145 м.
В целом, толщина отложений соликамского горизонта составляет 171- 250 м при явной тенденции ее увеличения в северо-западном направлении.
Шешминский горизонт P2uss
Шешминский горизонт представлен пестро-цветной толщей, состоящей из аргиллитов, алевролитов, песчаников, сокращенные толщины (13 - 16 м) характерны для южной части Сибирского поднятия (район скв. 146). На остальной части площади толщина отложений составляет 34 - 74 м.
Четвертичная система Q
Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно. На водораздельных и склоновых частях рельефа они сложены, преимущественно, глинами, суглинками, брекчией и щебнем элювиального и делювиального происхождения. Речные (аллювиальные) отложения приурочены, в основном, к долине р. Большая Уньва в центральной и южной частях исследуемой площади и представлены песками, глинами, галечниками и суглинками.
Толщина четвертичных отложений колеблется от 2,6 до 19,2 м.
Тектоника
в тектоническом отношении Сибирское месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и приурочено к двум поднятиям Сибирскому и Родыгинскому, осложняющим Уньвинский выступ.
Вся территория Соликамской депрессии расположена в области распространения Камско-Кинельской системы прогибов с широким развитием внутри позднедевонских седиментационных образований в виде одиночных рифовых массивов выступов или групп по 2-4 на одном цоколе. Высота рифогенных пород достигает до 500 м. Отложения турнейского яруса образуют структуру облекания.
Таким рифовым массивом, осложненным двумя поднятиями, и является изучаемая структура, выявленная сейсморазведочными работами 1980-84 г.г.
Характер и общие закономерности тектонического строения поднятий Сибирского месторождения прослежены по картам отражающих горизонтов.
Структурные построения проведены на основании результатов бурения параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, а также данных сейсморазведки сп 3 за 1997 1998 гг.
В результате изучения тектонического строения Сибирского месторождения установлено:
1. В пределах месторождения выявлены тектоно-седиментационные (рифогенные) образования позднедевонского и раннепермского возрастов.
2. Структурный план месторождения определяет позднедевонский рифогенный массив, осложненный двумя поднятиями.
3. Вверх по разрезу от турнейских отложений до кунгурских поднятия сохраняются, выполаживаясь, о чем свидетельствует уменьшение амплитуды и углов падения.
Нефтегазоносность
В разрезе Сибирского месторождения в результате детальной корреляции выделены следующие продуктивные пласты: башкирский (Бш), серпуховский (Срп), бобриковские (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4) и турнейско-фаменский (Т-Фм). Корреляция пластов проведена по кровле и подошве проницаемых пропластков или их аналогов на основании промыслово-геофизических материалов с учетом исследований керна, результатов испытаний скважин, а также с привлечением комплекса литофациальных и биостратиграфических исследований.
Водонефтяные контакты приняты по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть.
К башкирскому и серпуховскому пластам приурочена пластово-мас-сивная залежь нефти, объединяющая Сибирское и Родыгинское поднятия, в пределах серпуховского пласта она разделилась на две самостоятельные залежи. ВНК принят единым для обоих пластов на абс. отметке 1790,5 м.
К бобриковским пластам приурочена пластово-сводовая залежь нефти, объединяющая Сибирское и Родыгинское поднятие с ВНК, принятым на абс. отметке 2073 м.
В пределах пласта Т-Фм выделены две пластово-массивные нефтяные залежи, ВНК залежи на Сибирском поднятии принят на абс. отметке 2082 м, на Родыгинском поднятии 2073 м. В таблице П. 2.1 приведены глубины, отметки и толщины продуктивных пластов по скважинам, обосновывающим ВНК.
Карты распределения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности построены по средневзвешенным по толщине значениям этих параметров, определенных по данным ГИС (при определении в карбонатных коллекторах был использован метод «баланса пористости», а в терригенных отложениях метод по остаточной водонасыщенности). Карты распределения коэффициентов проницаемости построены по данным ГИС с учетом гидродинамических исследований. На плотной зоне приняты предельные значения параметров (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости).
Ниже приводится краткое описание продуктивных пластов.
Пласт Бш
Проницаемый пласт Бш выделяется примерно в 14 - 16 м от кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождени. Коллекторы представлены известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми, известняковыми раковинными песчаниками и сгустковыми известняками, прослоями глинистыми и неравномерно пористыми.
В 14 скважинах пласт освещен керном, выборка представительных данных включает 226 определений пористости и по 205 проницаемости и нефтенасыщенности.
Средневзвешенные по толщине проницаемых прослоев значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности соответственно равны: 11,3 %, 18,3*10-3 мкм2 и 71,1 %. Коллекторские свойства выше средних установлены в скв. 42-ОГН, 145, 149. Коэффициенты вариации пористости 0,183, проницаемости 1,948, нефтенасыщенности 0,05. Распределение проницаемости стабилизированное асимметричное, с максимумом в интервале 10,0-25,0*10-3 мкм2, смещенное в область невысоких значений: 3/4 коллекторов имеют проницаемость менее 25,0*10-3 мкм2, и лишь 1% - более 0,25 мкм2.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 4,8 до 24,4 м. По данным ГИС в пласте выделено от 5 до 21 проницаемых прослоя, толщиной от 0,2 до 4,2 м. Коэффициент песчанистости (отношение эффективной толщины пласта к общей) составляет 0,478; расчлененность 15,3. Промышленная нефтеносность пласта установлена в 1988 году при опробовании скв. 43 ОГН-бис, где из интервала перфорации 2093.4-2103.1 (-1792.0-1801.7) получен фонтан нефти дебитом 13.1 т/сут. на штуцере диаметром 2 мм.
Залежь нефти в пределах башкирского пласта объединяет Сибирское и Родыгинское поднятия с ВНК на абс. отметке 1790.5 м. Размеры залежи составляют 11 х 6 км, этаж нефтеносности равен 64 м. В контуре нефтеносности находится 31 скважина, 2 за контуром. Водонефтяная зона составляет 62% от общей площади залежи.
Пласт Срп
Серпуховский пласт отделяется от вышележащего пласта (Бш) пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Состав коллекторов примерно тот же – водорослевые и детритовые известняки.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 11,0 м. По данным ГИС выделено от 1 до 9 проницаемых прослоев, толщиной 0,4-3,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,516; расчлененность – 2,95. Керн отобран только в двух скважинах (146 и 148) на Сибирском поднятии. Имеется 8 представительных определений пористости и 5 проницаемости, максимальные значения пористости и проницаемости не превышают 11,8 % и 6,78*10-3 мкм2, нефтенасыщенности 71,2 %; средневзвешенное значение пористости 9,7 % по пяти прослоям, проницаемости - 2,72*10-3 мкм2 и нефтенасыщенности - 60,6 % - по четырем. Коэффициенты вариации пористости 0,135, проницаемости 0,841, нефтенасыщенности 0,12.
Нефтеносность серпуховских отложений установлена в 1997 году на Сибирском поднятии при опробовании скв. 146, где из интервала перфорации 1966.2-1970.0 (-1786.7-1790.5) получен приток нефти и пластовая вода. По заключению потокометрических исследований, пропластки в интервале перфорации дают нефть. На Родыгинском поднятии раздельного опробования пласта не проводилось.
Залежи нефти серпуховского пласта приурочены к Сибирскому и Родыгинскому поднятию с ВНК на абс. отметке 1790.5 м. На Сибирском поднятии в контуре нефтеносности находится 12 скважин. Залежь на Родыгинском поднятии вскрыта 10 скважинами. Обе залежи водоплавающие.
Так как пласты Бш и Срп объединяются в один эксплуатационный объект, были определены средневзвешенные значения коллекторских свойств и нефтенасыщенности по объекту (Бш + Срп).
Бобриковские пласты (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4).
Отложения бобриковских пластов, сложенные песчаниками, можно отнести к русловому аллювию. Иногда они представляют собой один циклит сложного строения. Это связано с наличием глубоко врезанных речных долин, при формировании которых полностью уничтожались осадки трансгрессивной части нижележащих отложений. В результате аллювиальные отложения нескольких циклов сливаются в один относительно мощный песчаный пласт, как это имеет место на Родыгинском поднятии, где обнаруживается его четырехярусное строение и наличие эрозионных контактов внутри толщи. Более того, в некоторых случаях происходит слияние русловых песчаников. Все это свидетельствует о еще большем возрастании динамики течений. Речные долины получают в это время максимальное развити. Выполняющие их аллювиальные песчаники достигают наибольшей толщины (до 25 м в скв. 306).
Прослои глинистых пород, заключенные между аллювиальными ярусами относятся к различным литогенетическим типам болотных фаций и являются экранами для песчаных тел коллекторов.
На Сибирском поднятии бобриковские отложения характеризуются неоднородностью и изменчивостью литологического состава как по площади так и по разрезу и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В разрезе данного поднятия уверенно выделяются четыре песчаных пласта, также выражающих русловую фацию. Это свидетельствует о наступлении новой регрессии моря и установлении на площади континентальных условий осадконакопления. Глубина эрозионных врезов уменьшилась, речные долины сузились и изменили свое местоположение. Состав заполняющего их аллювия изменился в сторону преобладания типов с относительно ослабленной динамикой водной среды.
Созданная модель формирования бобриковской толщи позволила провести детальную корреляцию этих отложений и выделить четыре проницаемых пласта: Бб1, Бб2, Бб3 и Бб4, индексируемых сверху вниз, а также создать наиболее уточненные геологическую и гидродинамическую модели для обеспечения рациональной системы разработки месторождения.
На Родыгинском поднятии отмечено слияние пластов, граница раздела между пластами принята условно.
Нефтеносность бобриковских отложений установлена в 1993 г. при испытании в колонне скв. 145, давшей незначительный приток нефти (1,1 т/сут) и пластовой воды (0,6 м3/сут)). В 1995 году при опробовании в колонне скв. 144 получен фонтан нефти дебитом 20,1 т/сут на 3 мм штуцере. Позднее, промышленная нефтеносность бобриковских отложений подтверждена результатами опробований скв. 141, 142, 143, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 517, 548, 567 и 588, где также получены промышленные притоки нефти.
Залежь нефти бобриковских пластов пластовая сводовая. водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2073 м на основании данных ГИС и результатов опробования скв. 145. Результаты опробований как вертикальных скважин (142, 144, 146, 517, 548, 567), так и наклонных (141, 143, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 588) не противоречат принятому ВНК, т. к. во всех скважинах нефть получена выше принятого ВНК, кроме скв. 301, 588 давших нефть до абсолютной отметки 2070,0 2070,4 м. Подтверждением принятому ВНК являются и данные ГИС вскв. 147 с Dl = 195,3 м, где подошва нефтенасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке 2072,6, кровля водонасыщенного на абсолютной отметке 2073,8 (нефть получена до абсолютной отметки 2069,4 м). В наклонной скв. 143 кровля водонасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке 2073,6 м (по ГИС).
Так как бобриковские пласты приурочены к единой залежи нефти представляют собой единый объект разработки, поэтому коллекторские свойства, нефтенасыщенность определены в целом по объекту разработки.
Пласт Т-Фм
Наличие промышленной нефтеносности в турнейско-фаменских отложениях было установлено в 1985 году при испытании в колонне скв. 42-ОГН на Сибирском поднятии, давшей фонтанный приток нефти. Ввиду отсутствия четкой границы между этими отложениями, они рассматриваются совместно, как единый пласт Т-Фм.
Коллекторами являются рифогенные доломитизированные известняки микротрещинноватые, местами кавернозные, неравномернопористые, имеющие сложное строение. Преобладающий тип коллектора поровый.
Пласт Т-Фм керном освещен слабее других. В семи скважинах охарактеризованы представительными значениями пористости и проницаемости 11 и 10 прослоев (23 и 22 определения). Максимальные значения пористости - 13,9 %, проницаемости - 48,7*10-3 мкм2 и нефтенасыщенности 84,3 %. На Сибирском поднятии средневзвешенные значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по керну для 10 прослоев из 6 скважин равны 10,0 %, 9,61×10-3 мкм2 и 74,4 %, на Родыгинском поднятии (в скв. 154) 10,2 %, 43,2×103 мкм2 и 83,8 %. Коэффициенты вариации пористости, проницаемости и нефтенасыщенности Сибирского поднятия равны 0,172; 0,853 и 0,08. Коэффициент вариации нефтенасыщенности на родыгинском поднятии составляет 0,0006. Залежи нефти турнейско-фаменского пласта водоплавающие: на Сибирском и на Родыгинском поднятиях с разным положением ВНК (абс. отметки соответственно: -2082 м и -2073 м).
На Сибирском поднятии в контуре нефтеносности залежи находится 11 скважин, на Родыгинском 6. Размеры залежи на Сибирском поднятии 3,8 х 3,5 км, высота 41,5 м; на Родыгинском 3,4 х 2,4 км, высота 16,2 м.
Гидрогеология
Сибирское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Предуральского артезианского бассейна второго порядка.
Для характеристики гидрогеологических условий Сибирского месторождения необходимо отметить следующее:
1. Хорошая гидродинамическая изоляция от влияния поверхностных и глубинных факторов, обусловленная наличием мощных слабопроницаемых галогенных отложений и низкой проводимостью московских отложений, определила повышение фона начальных пластовых давлений в нижнепермских отложениях.
2. Начальное пластовое давление в водонасыщенных отложениях соответствует или меньше нормального значения, рассчитанного для соответствующих глубин по зависимости. Особенно низкие пластовые давления отмечены в отложениях средне-нижневизейского ГНВК.
3. Углеводородные залежи находятся в регионально открытой гидродинамической системе. Башкирская и фаменская нефтяные залежи находятся в относительно “спокойных” гидродинамических условиях. Бобриковская нефтяная залежь поограниченному количеству данных приурочена к зоне пониженных напоров подземных вод.
4. В карбонатных толщах башкирско-верхневизейского и турнейско-верхнедевонского ГНВК распространены палеокарстовые зоны, которые рассматриваются в качестве благоприятных объектов для подземного захоронения токсичных промышленных стоков.
5. Район месторождения имеет нормальный гидрохимический профиль. С глубиной происходит закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод. Гидрогеохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях сохранения углеводородных залежей в продуктивных интервалах газонефтеводоносных комплексов.