2.3. Нефтегазоносность

Как указывалось выше, промышленная нефтеносность изученного геологического разреза Ярино-Каменноложского месторождения связана с карбонатными отложениями башкирского и серпуховского ярусов, терригенной толщей яснополянского надгоризонта и карбонатами турнея.

Основная по запасам залежь нефти приурочена к терригенным отложениям тульского и бобриковского горизонтов (пласты Тл и Бб). Вторая залежь выделяется в башкирских и серпуховских карбонатных отложениях (пласты Бш и Срп). Третья – в карбонатах турнейского яруса (пласт Т). Кроме того, отдельные нефтепроявления отмечены в верейских, сакмарских и артинских отложениях.

Залежь в турнейских отложениях установлена на Северо-Яринской, Яринской и Каменноложской площадях и приурочена к пористым и трещиноватым известнякам, характеризующимся высокой неоднородностью и невыдержанностью коллекторов. Последнее обстоятельство обусловило большие колебания дебитов скважин, которые составили 1,5 – 160 т/сут.

Самая крупная нефтяная залежь, связана с терригенными отложениями тульского и бобриковского горизонтов. Она установлена в пределах всех трех поднятий, осложняющих Ярино-Каменноложскую структуру. Залежь опробована многими скважинами, дебиты которых изменялись от 1,5 до 277 т/сут.

Промышленные скопления нефти в отложениях башкирского и серпуховского ярусов установлены на Яринской и Каменноложской площадях, а на Северо-Яринском поднятии эти пласты водоносны. Коллекторами являются пористые и кавернозные известняки. Продуктивность пласта изменяется в широких пределах от 2,8 до 198т/сут.

2.4. Гидрогеология

При характеристике строения залежей Ярино-Каменноложского месторождения использованы материалы, как подсчета запасов (1962 г.), так и результаты исследований выполненных позже. В основу положены данные интерпретации материалов ГИС и анализов керна. Следует отметить, что по заключению

экспертов группы интерпретации результатов ГИС московского центра DCS Schlumberger объем представительного комплекса ГИС по подавляющему большинству скважин (более 500) весьма ограничен и "… по его данным невозможно достаточно достоверно провести выделение коллекторов и получить оценки эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности." В связи с чем было рекомендовано использовать для этих целей ограниченное число скважин (100), по которым имеется более расширенный комплекс ГИС, позволяющий "…провести интерпретацию с помощью системы GeoFrame и получить оценки эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности". При оперативной оценки запасов в данной работе эти скважины были использованы для обработки данных ГИС пластов бобриковского, тульского и башкирско-серпуховского горизонтов. Турнейская залежь такими скважинами не вскрыта, поэтому при ее характеристике использованы только данные ранее выполненного подсчета запасов. В тоже время при геологической характеристике залежей использовался весь имеющийся материал по Ярино-Каменноложскому месторождению.

3. Характеристика залежей

При характеристике строения залежей Ярино-Каменноложского месторождения использованы материалы, как подсчета запасов (1962 г.), так и результаты исследований выполненных позже. В основу положены данные интерпретации материалов ГИС и анализов керна. Следует отметить, что по заключению экспертов группы интерпретации результатов ГИС московского центра DCS Schlumberger объем представительного комплекса ГИС по подавляющему большинству скважин (более 500) весьма ограничен и "… по его данным невозможно достаточно достоверно провести выделение коллекторов и получить оценки эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности." В связи с чем было рекомендовано использовать для этих целей ограниченное число скважин (100), по которым имеется более расширенный комплекс ГИС, позволяющий "…провести интерпретацию с помощью системы GeoFrame и получить оценки эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности". При оперативной оценки запасов в данной работе эти скважины были использованы для обработки данных ГИС пластов бобриковского, тульского и башкирско-серпуховского горизонтов. Турнейская залежь такими скважинами не вскрыта, поэтому при ее характеристике использованы только данные ранее выполненного подсчета запасов. В тоже время при геологической характеристике залежей использовался весь имеющийся материал по Ярино-Каменноложскому месторождению.

Башкирский и серпуховской ярусы пласта Бш+Срп

Единая залежь пластов Бш+Срп приурочена к карбонатной толще башкирских и серпуховских отложений представленной светло-серыми и коричневато-серыми органогенными известняками, неравномерно пористыми, мелкокавернозными, участками плотными. Известняки, в основном, криноидно-фораминиферовые и фораминиферо-водорослевые, мелкодетритовые.

Карбонатные коллекторы прослеживаются по всей площади месторождения, но промышленные скопления нефти и газа установлены в пределах Яринской и Каменноложской площадей. На Северо-Яринском куполе башкирские и серпуховские пласты являются водоносными.

По результатам бурения и комплекса ГИС установлено, что между башкирскими и серпуховскими отложениями в части скважин прослеживается плотный карбонатно-глинистый пропласток. На Каменноложской площади этот плотный пропласток в большинстве скважин отсутствует, происходит слияние башкирского и серпуховского пластов, особенно в сводовой части, и залежь имеет массивный характер.

По данным опробования скважин и материалов интерпретации ГИС ВНК принят единым по обеим пластам на отметке минус 1148м.

Определение эффективных нефтенасыщенных толщин ранее, при подсчете запасов "… проводилось по скважинам с полным (имевшимся тогда) комплексом промыслово-геофизического материала" (Н.Н. Марков и др., 1961). В ряде скважин, в которых комплекс ГИС оказался неполным, был использован пересчетный коэффициент, представляющий собой отношение эффективной нефтенасыщенной толщины к общей толщине пласта, составляющий по Яринской площади 0,533 для пласта Бш и 0,82 для пласта Срп, а по Каменноложской площади – единый для обоих пластов – 0,42. На Яринской площади эффективные толщины коллектора составили 5,2 – 19,6м в башкирском пласте и 0 – 17,9м – в серпуховском. На Каменноложской площади эффективная толщина по этим пластам составила 0 – 41,5м. Поскольку при определении средних значений эффективных толщин были использованы все данные, в том числе и полученные пересчетным путем, достоверность их, на наш взгляд, следует признать недостаточно высокой.

Для устранения возможных ошибок, обусловленных введением пересчетных коэффициентов, в настоящей работе интерпретация данных ГИС (выделение коллекторов, оценка эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности) проводилась по ограниченному числу скважин с учетом полученного нами заключения московского центра DCS Schlumberger где имелся расширенный комплекс, включающий методы ГК, НГК, КВ, БК. Кроме того, были использованы результаты исследований образцов керна, в автоматическом режиме с использованием системы ГИС-Эффект, разработанной в Центральной геофизической экспедиции (ЦГЭ). В результате по ограниченному числу скважин для башкирско-серпуховского пласта получены следующие параметры. Средняя толщина пласта составляет 86,8м, при минимальном и максимальном значениях 31,7м и 140,7м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются в очень широких пределах от 1,9м до 46,4м, составляя в среднем 20,7м. или 16,8м и 7,6м по башкирскому и серпуховскому пластам соответственно.

На Яринской площади средняя эффективная нефтенасыщенная толщина башкирского коллектора составляет 13,2м, серпуховского – 9,8м, а в целом по башкирско-серпуховскому пласту – 17,8м. На Каменноложской площади эти значения составляют 18,4м; 6,7м и 22,0м соответственно.

Доля коллектора в башкирском пласте на Яринской площади составляет 0,37, на Каменноложской – 0,41, в серпуховском – 0,54 и 0,4 соответственно. В целом же по башкирско-серпуховскому пласту эти значения по названным площадям довольно близки 0,45 и 0,41.

Коэффициенты расчлененности пластов на Яринской и Каменноложской площадях различаются весьма незначительно, и составляют в башкирском пласте 7,7 и 9.4, а в серпуховском - 7,3 и 7,9, или 14,7 и 17,0 суммарно по обоим пластам.