Геолого-физическая характеристика Ардатовского нефтяного месторождения

2. Геолого-физическая характеристика Ардатовского

нефтяного месторождения   

При написании данного раздела были использованы материалы подсчета запасов нефти [1].

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

 Геологический разрез Ардатовского месторождения представлен типичным разрезом платформенной части Башкортостана. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1830 м и представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской каменноугольной и девонской систем и додевонским (вендским) комплексом осадков.  За основу расчленения разреза принята унифицированная стратиграфическая схема 1988 года, а также использовалась обобщенная схема расчленения геологического разреза Башкортостана, принятая для работы в 1998 году в качестве стандарта.

   Подробное описание стратиграфии приводится в работе [1].

Ниже дается характеристика продуктивных отложений месторождения.

Отложения тульского горизонта нижнего карбона представлены известняками серыми, тёмно-серыми до чёрного, коричневато-серыми, массивными, кристаллическими, иногда пелитоморфными, глинистыми, песчанистыми, с прослоями аргиллитов, доломитов и песчаников, пропитанных нефтью. Толщина тульского горизонта 15 – 22 м.

Радаевский+бобриковский горизонт сложен песчаниками и аргиллитами. Песчаники светло-серые, кварцевые, тонкозернистые, неравномерно пропитаны нефтью, с прослоями алевролита, аргиллита. Аргиллиты чёрные, окремнелые, слоистые. Толщина 8 - 18 м.

Кизеловский горизонт турнейского яруса сложен известняками тёмно-серыми, коричневато-серыми, плотными, доломитизированными, пористо-кавернозными, трещиноватыми, окремнелыми с прослоями доломитов, пропитанными нефтью. Толщина 15 – 20 м.

Упинско-малевский горизонт турнейского яруса сложен известняками серыми и  светло серыми, кристаллическими, преимущественно плотными, неравномерно пористыми и пропитанными нефтью. Толщина 20 – 25 м.

Отложения заволжского надгоризонта верхнего девона представлены известняками серыми с коричневатым оттенком и коричневато-серыми, тонко- и мелкозернистыми, доломитизированными, глинистыми, участками пиритизированными, пористыми, органогенно-обломочными, нефтенасыщенными. Толщина 40 – 50 м.

Средний подъярус фаменского яруса представлен известняками. Известняки серые, тёмно-серые, коричневато-серые, тонкокристаллические, плотные, глинистые, органогенно-обломочные, доломитизированные, окремнелые, по трещинам и кавернам нефтенасыщенные. Толщина 50 – 67 м.

Нижний подъярус фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Известняк светло-серый, плотный, тонкокристаллический, сульфатизированный, прослоями глинистый, доломитизированный, нефтенасыщенный. Доломит светло-серый, со слабым коричневатым оттенком, плотный, тонкокристаллический, сульфатизированный. Толщина 150 – 165 м.

Краткое описание пород и сведения о нефтепроявлениях представлены на сводном литолого-стратиграфическом разрезе месторождения (прил. 2.1).

Строение разреза продуктивных отложений представлено на схематических геологических профилях (прил. 2.2-2.6).

 В тектоническом плане Ардатовское нефтяное месторождение расположено в восточной части южной вершины Южно-Татарского свода, на территории Западной Башкирии, к северу от Туймазинского месторождения.

Тектоническое строение изучалось по 5 маркирующим горизонтам: кровле ассельского яруса, верейского горизонта, бобриковского горизонта, среднефаменского подъяруса, кыновского горизонта.

По ассельскому ярусу наблюдается пологое региональное погружение в северо-восточном и юго-восточном направлениях. На фоне региональных погружений ассельские отложения осложняются многочисленными локальными структурами: Северо-Чеканская, Русланкинская, Ново-Георгиевская, Георгиевская, Южно-Хафизовская, Хафизовская, Бяткинская, Левобережная, Прибрежная, Подгорная, Каракашлинская, Агатовая, Трефиловская, Дождевая, Дарвинская, Усеньская, Междуреченская, Приграничная, Куязинская, Ардатовская, Мухаметшинская, Балагачкульская, Миловская, Иковская, Ик-Усеньская, Тарлыковская, Северо-Раймановская, Раймановская.

Сопоставление структурных планов нижнего карбона и нижней перми показывает, что они близки между собой. Все нефтеносные структуры нижнего карбона отражаются в нижнепермском структурном плане, но не все нижнепермские структуры имеют полное отражение в нижнем карбоне.

На плотно разбуренных участках площади нижнепермские структуры имеют сложную конфигурацию, различную ориентацию и разные размеры (например, Агатовая, Ардатовская, Трефиловская, Каракашлинская, Усеньская и др.). Локальные поднятия нижней перми являются отражением структур на глубине, в основном, седиментационного происхождения (биогермы, «бары»), содержащих промышленные залежи нефти в нижнем карбоне и верхнем девоне. И только в районе скв. 13, 23,99, 73 29-Тмк Ардатовское, Раймановское, Ик-Усеньское поднятия являются структурами, генетически обусловленными тектоническим фактором. Они носят унаследованный характер, начиная с терригенного девона и до нижней перми.