Геологическое строение терригенной толщи нижнего карбона (Туймазинское месторождение), страница 2

Алевриты темно – серые, кварцевые, глинистые, известковистые. Аргиллиты во всех частях разреза примерно одинакового состава – темно-серые до черных, тонкослоистые, прослоями углистые, слабоизвестковистые. Цемент – глинистый, углистый, карбонатный, либо глинисто-карбонатный. Содержание его составляет – от 5 до 10%  в мелкозернистых разностях и от 10 до 30% в разнозернистых песчаниках.

Тип цемента в песчаниках различный: пленочный, контактовый и реже – базальный.

 Отсортированность песчаников невысокая, большинство их являются глинистыми и алевролитовыми. Содержание пилитовой фракции обычно менее 10%, а растворимой части – менее 5%.

В разрезах, в которых песчаники замещены алевролитами и аргиллитами, содержится значительная песчаная фракция, вследствие чего они четко выделяются в виде аналогов песчаных пластов, что позволяет уверенно расчленять и сопоставлять разрезы [ 30 ].

Пласты терригенной толщи нижнего карбона на месторождении развиты неравномерно. Так, если на Туймазинской площади развит в основном пласт СVI-2, то на Александровской – СVI-3. На значительной части месторождения все пласты песчаников замещены непроницаемыми породами (11-29% по площадям и 24% в целом по месторождению). В части скважин пласты между собой сливаются.

Терригенная толща нижнего карбона содержит довольно крупные залежи нефти, которая является одним из основных объектов разработки. Нефтеносные песчаники и  алевролиты залегают в виде линз среди аргиллитов и глин. Опробование песчаников нижнего карбона произведено в сотнях скважин. Начальные дебиты скважин в среднем 10-20 т/сутки [ 23 ].

Пористость и проницаемость отложений терригенной толщи определялась по керну и геофизическим данным. По результатам исследования керна и опробованиям нижний предел пористости коллекторов равен 13%.

Нефтенасыщенность коллекторов терригенной толщи нижнего карбона определялась методом капиллярной вытяжки и геофизическими методами. Результаты определения приведены в таблице 1.6.

                                                                                        Таблица  1.6

Начальная нефтенасыщенность пластов бобриковского горизонта

Площадь	Пласты	Нефтенасыщенность, %
Александровская	СVI-1	0,799
	СVI-2	0,833
	СVI-3	0,854
	по толще	0,843
Туймазинская	СVI-1	0,818
	СVI-2	0,833
	СVI-3	0,826
	по толще	0,824
По месторождению	СVI-1	0,815
	СVI-2	0,833
	СVI-3	0,847
	по толще	0,835

          Залежи нефти в пласте СVI-1 в большинстве литологического, реже структурного типа. Размеры залежей самые различные [ 8 ].

          В пределах Туймазинской площади наиболее крупная залежь расположена в центральной части Туймазинской структуры. Залежь структурно-литологического типа, с трех сторон ограничена непроницаемыми породами и лишь на юге имеет контакт с контурной водой на отметке – 961,0м.

          Остальные залежи площади небольшие по размерам. Водонефтяной контакт от – 957 до – 960м.

          Залежи пласта СVI-3 имеют наибольшие запасы на Александровской площади. Основная залежь охватывает почти всю площадь и относится к структурному типу с относительно меньшим, чем в остальных двух пластах, влиянием литологического фактора. Размеры залежи 12х13км, при высоте около 32м [ 6 ].

          Кроме этой основной залежи на площади выявлено несколько мелких залежей, водонефтяные контакты которых изменяются от – 961 – 967м,  (в основном в пределах – 962 – 965м).

          На Туймазинской площади этот пласт развит на меньшей территории. Залежи имеют сложную полосообразную конфигурацию. Водонефтяные контакты залежей находятся в пределах отметок – 952-966м, т.е. примерно на таких же отметках, как и на Александровской площади. Лишь на одной залежи отметка ВНК аномально высокая – 947м [ 5 ].