1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ

1.1 Характеристика месторождения

Территория Волго-Уральской нефтегазоносной провинции охватывает восточную часть Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб, занимая: площадь около 700 тыс. км². С севера и востока она ограничена горно-складчатыми сооружениями Тимана и Урала, с юга - Прикаспийской синеклизой, а с запада - Сысольским и Токмов­ским сводами и восточным склоном Воронежской антеклизы (рис. 1).

В провинцию входят земли Пермской, Кировской, Самарской, Оренбургской, Саратовской и Волгоградской, частично Свердловской, Пензен­ской и Ульяновской областей; Татарской, Башкирской, Удмуртской и Марийской республики.

Выдающаяся роль в открытии Волго-Уральской провинции пpинад­лежит академику И. М. Губкину, давшему в ряде известных работ научные обоснования перспектив нефтегазоносности этой обширной террито­рии на протяжении многих лет проводившему ее изучение.

Первое нефтяное месторождение в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции было открыто в апреле 1929г. в Пермской области в районе с. Верхнечусовские городки. В скважине 20, заложенной по рекомендации профессора Н. И. Преображенского для выявления южной границы Соликам­ского месторождения калийных солей, был получен фонтанный приток нефти из артинских рифогенных известняков, залегающих ниже мощной галогенной толщи кунгурского яруса.

В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти газа. Наиболее значительными являются откры­тия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке и в районе села Яблоневый Овраг.

Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татар­ской республике, в Самарской, Пермской и Оренбургской областях.

Большим достижением за последние годы является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской республике, Пермской и Оренбургской областях.

В результате проведенных поисково-разведочных работ в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции создана база нефтедобывающей промышленности.

Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской, Башкирской республик и Самарской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 миллиона тонн нефти, то есть в два с лишним раза больше, чем в 1938 г. Добыча нефти в 1955 г. составила 41 миллион тонн. В 1960 г. – 105 миллионов тонн, в 1965 г. - 173 миллиона тонн, в 1970 г. - 208 миллионов тонн, а в 1975 г. - 226 миллионов тонн.

Первое относительно крупное по масштабам того времени месторождение газа (Елшано-Курдюмское) было выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. Только с открытием Орен­бургского газоконденсатного месторождения ускорились темпы добычи газа. В 1960 г. она составила 9,3 миллиардов м³, в 1965 г. - 12,4 миллиардов м³, в 1970 т. - 17,5 миллиардов м³, в 1975 г. - 30,8 миллиардов м³.

На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.

Рисунок 1. ВОЛГО-УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Крупнейшие тектонические элементы: I – Тиманский кряж; II – предуральский краевой прогиб; III – Уральская складчатая; IV – Прикайспийская синеклиза; V – Воронежская антиклиза

Крупные тектонические элементы: 1 Казанско-Кожемирский прогиб; 2 Коми-Пермяцкий свод; 3 Верхне-Камская впадина; 4 Камский свод; 5 Соликамская впадина; 6 Юрюзано-Сылвенская впдина; 7 Пермско-Башкирский свод; 8 Татарский свод; 9 Биоская седловина; 10 Юго-Восточный склон платформы; 11 Мелекесская впадина и Абдулинский прогиб; 12 Жигулевско-Оренбургский свод; 13 Бузулукская впадина; 14 Солб-Илецкий выступ; 15 Бельская впадина; 16 Юго-Восточнвя часть Пачелмского прогиба; 17 Юго-Восточный склон Воронежской антеклизы.

Самарская область расположена на востоке европейской части России, в среднем течение реки Волги, в месте ее сильного изгиба - так называемой Самарской Луки. В пределы Самарской области вхо­дит несколько крупных тектонических элементов востока, Русской плат­формы – Пугачево-Жигупевский свод, который представляет собой круп­ную возвышенность несколько вытянутую с юго-запада на северо-вос­ток. Он занимает всю Самарскую Луку и примыкающие к ней с юга и юго-запада районы области. В пределах Самарской области на Пугачевско-Жигулевском своде имеется несколько линейно вытянутых и различно ориентированных структурных осложнений - валов, в том числе вытянутый в широтном направлении Жигулевский вал с рядом локальных структур: Заборовской" Сызранской, Губинской, Карлово­ской, Березовской, Яблоноовражной, Жигулевской, Стрельнен­ской, 3ольненской и другими.

С севера в Самарскую область входит небольшая юго-запад­ная часть Татарского свода. Татарский и Пугачевско-Жигулевский своды разделяются Ставропольской депрессией Мелекесской впадины.

Восточно-Боголюбовское месторождение расположено в Нефтегорском районе самарской области (рис. 2). Месторождение, открыто в 1965 г. рас­положено непосредственно в пределах Байтуганской тектонической зоны, представляет собой куполовидное поднятие, несколько вытянутое почти в широтном направлении.

Рисунок 2. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ:

1 - Кошкарское; 2 - Шламковское; 3 - Кутузовское; 4 - Озеркинское; 5 - Зубовское; 6 - Славкин­ское; 7 - Верхие-Ивановское; 8 - Майоровское; 9 - Воздвиженское; 10 - Чесноковское; 11- Валентиновское; 12 - Буз-Башское; 13 - Байтуганское; 14 - Авралинское; 15 - Елховское; 16 - Ива­новское; 17 - Радаевское; 18 - Емельяновское; 19 - Боровское; 20 - Серноводское; 21 - Якушан­аское; 22 - Шунгутское; 23 - Северо-Каменское; 24 - Селитьбенское; 25 - Южно-Орловское; 26 - Богородское; 27 - Осиновское; 28 - Екатерининское; 29 - Казанское; 30 - Кабановское; 31 - Сидоровское; 32 К озловское; 33 - Орлянское; 34 - Сарбайское; 35 - Саврухинское; 36 - Шумаркинское; 37 - Мочалеевское; 38 - Сургутское; 39 - Аделяковское; 40 - Садовое; 41 – Плотниковское; 42 - Чеховское; 43 - Дерюжевское; 44 - Сосновское; 45 - Боголюбовское; 46 - Восточно-Бо­голюбовское; 47 - Ново-Аманакское; 48 - Калнновское; 49 - Кротковское; 50 - Алешкинское; 51 - Заборовское; 52 - Сызранское; 53 - Губинское; 54 - Карлово-Сытовское; 55 - Березовское; 56­ Яблоневый Овраг; 57 - Жигулевское; 58 – 3ольненское; 59 - Аскульское; 60 - Самарское; 61­ - Волго-Сокское; 62 - Красноярское; 63 - Белозерское; 64,- Чубовское; 65 - Ново-3апрудненское;.66 - Алакаевское; 67 - Криволукское; 68 - Путиловское; 69 - Хилковское; 70 - Репьевское; 71­ - Восточно-Черновское; 72 - Мухановское; 73 - Алтуховское; 74 - Кинель-Черкасское; 75 - Семенов­ское; 76 - Капитоновское; 77 - Винно-Банновское; 78 - Кожемякское; 79 - Верхне-Кожемякское; 80 - Ново-Ключевское; 81 - Елховатское; 82 - Уваровское; 83 - Яблоневское; 84 - Теребиловское; 85 - Кувайское; 86 - Ново-Городецкое; 87 - Скобелевекое; 88 - Городецкое; 89.. Жуковское; 90­ - Комсомольское; 91 - Малышевское; 92 - Дмитриевское; 93 - Михайловско-Коханское; 94 - Южно­-Уварское; 95 - Подгорненское; 96 - Южно-Подгорненское; 97 - Неклюдовское; 98 - Могутовское; 99 - Долматовское; 100 - Борское; 101 - Колтубинское; 102 - Никольское; 103 – Восточно Николь­ское; 104 - Спиридоновекое; 105 - Красно-Самарское; 106 - Северо-Максимовское; 107 - Мало-Ма­лышевское; 108 - Максимовское; 109 - Ветловое; 110 - Лещевское; 111 - Покровское; 112. Томыловское; 113 - Гражданское; 114 - Колыванское; 115 - Рассветовское; 116 Ясеневское; 117 - Гор­батовское; 118 - Тверское; 119 - Подъем-Михайловское; 120 - Гайдаровское; 121 - Карагайское; 122 Парфеновское; 123 - Бариновское; 124 - Лебяжинское; 125 - Утевское; 126 - Кулешевское; 127 - Благодаровское; 128 - Корнеевское; 129 - Баженовское; 130 - Медведевское; 131 - Красноармейское; 132 - Многопольское; 133 - Богдановское; 134 - Верхне-Ветлянское; 135 - Ветлянское; 136 - Грековское; 137 - Фатеевское; 138 - Алексеевское; 139 - Субботинское; 140 – Кочевненское.

1 .2 Тектоническое строение

Месторождения

Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции залегает на породах кристаллического фундамента Архейско-Нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции. В северном, южном и восточном районах они вскрыты лишь единичными скважинами. Вскрытая мощность не превышает 10-15 метров, в редких случаях достигает 40-60 метров. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 метров по породам фундамента.

Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резкими перепадами абсолютных отметок .

В центральных районах провинции (Татарский свод) поверхность фундамента залегает на абсолютных отметках – 1,5-2 километра. В депрессионных зонах, окружающих свод, они достигают 4,5 километра. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины (Орьебаш) и на шкаповской площади, не вышли из разреза осадочного чехла на абсолютных отметках соответственно 4,8-5,0 километров. Таким образом, амплитуда глубин залегания поверхности фундамента по данным бурения превышает 3 километра. По данным геофизических исследований поверхность фундамента погружена на глубину до 7 километров в районах городов Абдулино, Уфа, Сарпула и до 10-12 километров в Бышкирско-Оренбургско Приуралье (Предуральский краевой прогиб) На небольших глубинах вскрыт фундамент в Западной приграничной части провинции (2,5-3 километра.)

В осадочном чехле, сложенном отложениями верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

На западе провинции выделяется Казанско-Кожемирский прогиб, в центральной части – Татарский, а на востоке Пермско-Башкирский своды, которые разделены между собой Верхне-Камской впадиной и Бирской седлавиной. В северной части провинции выделяются Крми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского, Пермско-Башкирского сводов Чепецкой и Чермозской седловинами.

В южной части расположен Жигулевско-Оренбургский свод, ограниченный с севера Миликесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а с юго-востока Бузулукской впадиной. В юго-Восточной части провинции выделяется Соль-Илецкий выступ фундамента. К востоку от Татарского и Жигулевско-Оренбургского сводов отмечается непрерывное погружение полеозойских слоев в сторону Предуральского краевого прогиба. Они слагают обширную моноклиналь, вытянутую к югу от горста Каратау почти на 500 километров и называемую обычно «Юго-Восточным склоном платформы». На востоке расположен Предуральский краевой прогиб, представляющий собой региональную пограничную структуру между Восточно-Европейской платформой и герцинским складчатым Уралом.

Жигулевско-Оренбургский свод вытянут с запада на восток на 550 километров при ширине 200 километров на западе и 100 километров на востоке. Поверхность фундамента погружается в этом же направлении от -1420 до – 2980 метров, почти повсеместно в пределах свода в разрезе отсутствует рефейско-вендские отложения.

Бузулукская впадина на севере ограничена Жигулевско-Оренбургским сводом, а на юге Прикаспийской синеклизой. Ширина ее изменяется от 30 до 40 километров, в северной части, до 150-200 километров в южной части. Глубина залегания поверхности фундамента достигает 6 километров. Впадина прослеживается по всему разрезу осадочного чехла.

Восточная часть самарской области в тектоническом отношении представляет собой юго-восточный склон Русской платформы. Большинство месторождений расположено в восточной части области. Основные продук­тивные горизонты приурочены к нижнему отделу каменноугольной сис­темы и верхнему отделу девонской системы.

Восточно – Боголюбовское месторождение по особенностям геологического строения относится ко 2 группе и характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей. Нефтяные залежи на месторождении приурочены к верейскому го­ризонту (пласт Аз) и башкирскому ярусу (пласт А4) среднего карбона, бобриковскому горизонту (пласт Б₂) и турнейскому ярусу (пласт В₁) нижнего карбона.

Пласт А₃ преурочен к нижней части песчано-глинистых отложений верейского горизонта. Сложен пласт неоднородными песчаниками с прослоями алевролита и глин. Пласт А₄ сложен в основном мелкокристаллическими кавернозными и участками трещиноватыми известениками башкирского яруса.

В верейском горизонте выделяются две пачки пород: нижняя кар­бонатная и верхняя терригенная. Пористость известняков находится в пределах 12-14%, песчаников 22-26%. Бобриковский горизонт сложен песчаниками, разделенными алевролитами и глинами. Пористость неф­тенасыщенных песчаников пласта Б2 достигает 26%. Турнейский ярус (пласт В₁) сложен известняками с пористостью 10-13%, проницае­мостью 18.10-15 м².

1 .3 Нефтегазоносность

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноуголь­ным и пермским отложениям. В них выделяется до шести основных продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего девана и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный среднего карбона, карбонатный верхнего. карбона. – нижней перми, и карбонатно-терригенный верхней перми. В девонских отложениях сосре­доточено 38 % разведанных запасав нефти и 2 % газа, в каменноугольных ­58% нефти и 8%, газа и в пермских - 4% нефти и 90% газа.

Терригенный продуктивный комплекс девона принят в объеме от подошвы эйфельского или живетского ярусов до кровли кыновского горизонта. Продуктивны здесь шесть пластав песчаников (Д-V, Д-IV, Д-III, Д-II, Д-I и Д-0), разделенных пачками глин и аргиллитов. Наиболее широко развиты пласты песчаников живетского яруса и нижне­франского падъяруса. Промышленная нефтеносность этих пластов установлена на большей части провинции. Наиболее богатые залежи нефти приурочены к песчаникам пашийского горизонта (пласт Д-I) на Альметьевской и Белебеевско-ткаповскай вершинах Татарского свода. 3десь сконцентрированы максимальные промышленные запасы нефти в терригенном девоне. С породами этого комплекса связана свыше ¹/₃ разведанных запасов нефти провинции.

В течение последних лет в терригенном девоне выявлен ряд новых небольших месторождений нефти на Пермско-Башкирском, Татарском, Жигулевско-Оренбургском сводах, в Верхнекамской впадине и на северо-западном борту Мелекесской впадины и Юго-Восточном склоне платформы.

Карбонатный комплекс верхнего девона и нижнего карбона объеди­няет отложения от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса. Комплекс сложен карбонатными породами в различной степени пористыми, трещиноватыми, кавернозными. Пласты-коллекторы устано­влены в доманиковых (два пласта), мендымских (два пласта), верхнефранских (три пласта), фаменских (один пласт) и турнейских (до четырех пластов) отложениях.

Коллекторские свойства их весьма изменчивы. Региональной покрышкой для этого продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты нижней, терригенной толщи визейского яруса, а местами глинисто-карбонатные породы верхней части турнейского яруса. ­

В карбонатных отложениях верхнего девона в последние годы залежи нефти выявлены в южной части Татарского свода, на Башкирской вершине Пермско-Башкирского свода, Жигулевско-Оренбургском своде и в Пред­уральском прогибе. 3алежи преимущественно небольшие. Значительно больше их приурочено к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Наиболее продуктивны пласты кизеловского и заволжского горизонтов. К этому комплексу приурочена примерно ¹/₁₀ часть запасов нефти про­винции.

K терригенному продуктивному комплексу нижнего карбона относятся песчано-глинистые породы малиновского и яснополянского над­горизонтов. Они широко развиты в пределах Камско-Кинельской системы прогибов. На остальной территории Волго-Уральской провинции рас­пространены только образования яснополянского надгоризонта.

В указанной системе прогибов в разрезе терригенных отложений нижнего карбона выделяется до 10 продуктивных пластов. Наибольшее количество пластов (до восьми) установлено в южной части этой системы прогибов.

В центральной и северо-восточной частях Камско-Кинельской системы прогибов количество их не превышает пяти-шести. Широкое распространение имеют продуктивные пласты яснополянского надгори­зонта. С ними связано большое количество залежей.

Пласты-коллекторы терригенного комплекса нижнего карбона сло­жены песчаниками и алевролитами. Некоторые из них имеют локальное распространение. Литологический состав и мощность пластов сильно изменчивы. Региональной покрышкой служат глины и глинистые изве­стняки тульского горизонта. Следует отметить, что местами в северной части провинции продуктивные песчаники бобриковского и тульского горизонтов объединяются в один или два продуктивных пласта. Запасы нефти этого комплекса составляют около ¹/₃ запасов провинции.

Карбонатный и продуктивный терригенно-карбонатный комплекс среднего карбона в разных частях рассматриваемой провинции имеет неодинаковый разрез. На юге территории в его строении значительную роль играют терригенные породы, а на севере - карбонатные. К этому продуктивному комплексу приурочено 10-11 нефтегазовых пластов. В том числе в башкирском ярусе - два, верейском горизонте - до шести, в каширском и подольском - до трех.

На юге провинции пласты верейского горизонта представлены в основном песчаниками и алевролитами, а на севере известняками. Покрышкой залежей служат прослои глин и глинистых известняков. Большое коли­чество залежей нефти установлено в Камско-Кинельской системе п рогибов.

В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов залежи нефти и газа сравнительно небольшие и имеют значительно меньшее распространение, чем в верейском горизонте. В мячковском горизонте разведаны пока единичные небольшие залежи нефти. Запасы нефти и свободного газа комплекса в целом составляют около ¹ /₅ запасов провинции.

Карбонатный комплекс верхнего карбона и нижней перми распространен на всей территории провинции. В Предуральском краевом прогибе коллекторские горизонты нижней перми представлены рифогенными образованиями. Запасы нефти этого комплекса не значительны, а запасы свободного газа составляют 90% от запасов провинции. Продуктивный карбонатно-терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса.

Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56%) приурочено к двум основным продуктивным комплексам: нижнеекаменноугольному терригенному (до 26%) и девонскому терригенному (до 30%).

Нефтяные залежи на Восточно-Боголюбовском месторождении приурочены к верейскому го­ризонту (пласт А₃) и башкирскому ярусу (пласт А₄) среднего карбона, бобриковскому горизонту (пласт Б₂) и турнейскому ярусу (пласт В₁) нижнего карбона. Залежи находятся в условиях умеренных пластовых давле­ний и пониженных температур.

Залежь нефти пласта В₁ связана с известняками, эффективная нефтенасыщенная мощность которых 6 м. с пористостью 10-13% и проницае­мостью 18 10^-15 м². Пористость известняков находится в пределах 12-14%, песчаников 22-26%. При опробовании интервала 1206 - 1210 м после изоляционных работ получен приток нефти дебитом 5 т/сутки.

Залежь нефти пласта Б₂ приурочена к песчаникам общей эффективной мощностью 24 м, из которых эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 5 м. Бобриковский горизонт сложен песчаниками, разделенными алевролитами и глинами. Пористость неф­тенасыщенных песчаников пласта Б₂ достигает 26%. При опробовании интервала 1172 - 1175м получен приток нефти дебитом 40 т/сутки.

Пласт А₃ приурочен к нижней части песчано-глинисых отложений верейского горизонта. Сложен пласт неоднородными песчаниками с прослоями алевролита и глин. Коллектор пласта не выдержан. Залежь пластовая сводовая. Общая мощность пласта 6,5 м. эффективная нефтенасыщенная мощность 2 м. Этаж нефтеносности 6,5 м. Отмечается полное замещение пласта плотными породами. Поверхность водонефтяного контакта по геофизическим данным отбивается на отметке - 1212м. В скважине 6 из интервала перфорации 899 - 904 метра получен приток безводной нефти при среднединамическом уровне 600м - 6 т/сутки. Водонефтяной контакт принят на отметке - 754 м (по нижней дыре фильтра).

Пласт А₄ в основном сложен мелкокристаллическими кавернозными и участками трещиноватыми известняками башкирского яруса. Коэффициент песчанистости составляет 0,74. Водонефтяной контакт по геофизическим данным принят на отметке - 1179м.

Пласт А₃ и А₄ неравномерно расчленен по разрезу. Верхняя пачка представлена 3 – 4 пропластками значительной толщины, нижняя – частым чередованием малых по толщине продуктивных пропластков с плотными прослоями. Толщина прослоев колеблется от 0,3 до 40 метров (рис. 3).

Рисунок 3 ГЕОЛОГО-ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПЛАСТА А₃ ВЕРЕЙСКОГО ГОРИЗОНТА И А₄ БАШКИРСКОГО ЯРУСА:

1 – песчаники и известняки нефтенасыщенные; 2 – песчаники и известняки водонасыщенные; 3 – плотные породы.

Общая характеристика пластов представлена в таблице 1: