Геологическое строение месторождения.

ВВЕДЕНИЕ
     Изучаемое месторождение открыто в 1986 году в результате проведения поисково-разведочных работ на одноименном поднятии, подготовленном к глубокому бурению сейсморазведкой.
     Во вскрытом разрезе месторождения промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Б2),  карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт В1), заволжского надгоризонта (пласт Дл, часть залежи), мендымского (бурегского) горизонта (пласт Д3br, часть залежи). Нефтеносность пласта А4 башкирского яруса выявлена по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и испытаниям пласта в открытом стволе скважин.
     В каждом из пластов выявлено по одной залежи нефти, которые рассматриваются как самостоятельные объекты подсчета.
     На месторождении пробурено 29 скважин, из них 4 поисковых, 1 разведочная и 24 эксплуатационных. Три скважины ликвидированы по геологическим причинам как выполнившие свое назначение, две скважины находятся в поглощающем фонде. 
     Месторождение введено в пробную эксплуатацию в феврале 2002 года, в промышленную – в 2005 году. 
     Целями выполнения настоящей работы являются: анализ (изучение) геологического строения месторождения, изучение характеристик залежей, уточнение их промысловых характеристик, изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов, изучение фильтрационно-емкостных характеристик пластов-коллекторов, определение их эффективных толщин.
     
     
     
     
     1 Геологическое строение месторождения
     
     1.1 Общие сведения о месторождении
     
     Нефтяное месторождение находится в пределах юго-западной нефтегазоносной территории Самарской области. Залежи нефти ближайших месторождений связаны с отложениями башкирского яруса, окского надгоризонта, бобриковского горизонта, турнейского яруса, заволжского надгоризонта, мендымского и тиманского горизонтов.
     В экономическом отношении район сельскохозяйственный, где 70% площади занято пашнями и посевами.
     В непосредственной близости от месторождения находятся различные села, которые связаны с районным и областным центром дорогами с твердым покрытием. К востоку от месторождения проходит автомагистраль федерального значения Москва - Самара - Гурьев. 
     На юго-востоке проходит железнодорожная ветка Пугачев - Бузулук. Ближайшая станция - Кочкиновка.
     К востоку от месторождения, с юга на север проходит ветка действующего магистрального нефтепровода «Дружба-II» - Атырау-Самара.
     В орографическом отношении участок работ располагается в пределах сыртовой равнины Заволжья на водоразделе рек Чапаевка и Большой Иргиз, который представляет собой пологое слабовсхолмленное плато, наклоненное на север и густо изрезанное овражно-балочной сетью. Наиболее глубокие (до 30 метров) и протяженные овраги - Березов, Потлиха, Мордовская Глушица, Уральская Глушица, Суходол, Попов Дол, Широкий Дол.
     Максимальные отметки рельефа составляют (130-133) м, минимальные – (46-52) м в пойме реки, которая протекает южнее месторождения с востока на запад. На всем своем протяжении река сильно меандрирует, образуя старицы и озёра. Наиболее крупные из них - оз. Резаково, Подстепное, Морец, Лопухово, Маячное. Кроме того, на площади распространены достаточно многочисленные искусственные водоемы, образованные дамбами и земляными плотинами. 
     Климат района резко континентальный с жарким, сухим летом и холодной, снежной зимой. Среднемесячная температура летом +35?С, зимой ?35?С. Среднегодовое количество осадков - 322 мм. Глубина промерзания грунта зимой достигает 1,6 м.
     Промышленность представлена нефтедобычей, а также предприятиями по переработке зерна.
     Первые морозы наступают в начале октября, последние бывают в начале мая. Среднее число дней в году со снеговым покровом - 140.
     
     1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
     
     Геологический разрез представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. На месторождении фундамент вскрыт 14 скважинами. Породы кристаллического фундамента сильно метаморфизованы, представлены в основном гранитами, гранито-гнейсами и кварцевыми диоритами. Максимально вскрытая толщина архейских отложений - 37 м (скв. №3). 
     Осадочный чехол (фанерозойская эонотема) залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента. В отдельных случаях между ними выделяется древняя кора выветривания, толщина которой обычно не превышает 10 м. Общая толщина осадочных пород на месторождении достигает 3096 м (скв. №2).
     Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений Самарской области приведен в приложении А.
     Описание разреза приводится по данным каротажа и с учетом керна, отобранного при бурении поисковых, разведочных, а также эксплуатационных скважин. 
     Девонская система – D
     Девонская система представлена отложениями среднего и верхнего отделов.
     В среднем отделе выделяется живетский ярус D3?v, а в отложениях верхнего девона - франский D3f и фаменский D3fm ярусы.
     Средний отдел –D3
     Живетский ярус – D3?v
     На отложения кристаллического фундамента со стратиграфическим несогласием залегают породы старооскольского (st) надгоризонта живетского яруса. Надгоризонт включает воробьевский (vb), ардатовский (ar) и муллинский (ml) горизонты, которые представлены, в основном, песчаниками, алевролитами, глинами. Мощность отложений варьирует от 15 м до 45 м.
     Верхний отдел – D3
     Франский ярус – D3f
     Франский ярус в пределах месторождения представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
     В нижнем подъярусе выделяют надгоризонт коми (km), который включает в себя пашийский (р?) и тиманский (tm) горизонты.
     Пашийский горизонт сложен в основном кварцитовидными крепкими песчаниками, песчанистыми алевролитами, глины и глинистые алевролиты имеют резко подчиненное значение. В горизонте выделяется два пласта - ДI и ДII. Толщина отложений (11-16) м.
     Тиманский горизонт сложен глинами с прослоями песчаников и алевролитов, в основании наблюдаются пелитоморфные известняки. В горизонте выделяется до пяти локально распространенных пластов-коллекторов небольшой толщины: Д0’, Д0, Д03, Дк’, Дк. Толщина отложений (13-19) м.
     В среднем подъярусе выделяется российский надгоризонт (rs), включающий саргаевский (sr) и доманиковый (dm) горизонты. Оба горизонта сложены плотными, крепкими известняками, иногда глинистыми. Толщина отложений варьирует от 21 м до 27 м. С кровлей саргаевского или подошвой доманикового горизонтов сопоставим региональный репер «Д». 
     Верхнему подъярусу соответствует донской (ds) надгоризонт, включающий в себя мендымский (mn), воронежский (vr), ливенский (lv) и евлановский (ev) горизонты.
     Мендымский горизонт сложен известняками серыми и коричневато-серыми, пятнистыми и неяснослоистыми, органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми и сгустково-комковатыми, плотными, кавернозными, крепкими. На месторождении к этому горизонту приурочен нефтенасыщенный пласт Д3br. Мендымский горизонт имеет толщину отложений (23-40) м.
     В юго-восточной части области на юго-западном борту Бузулукской впадины (Дергуновка-Украинка-Куцебовка-Благодатовка) по фауне брахиопод отмечается нижневоронежский перерыв в осадконакоплении.
     Воронежский горизонт сложен известняками (возможно пористыми), с прослоями доломитов и мергелей. Толщина отложений (21-33) м.
     Евлановский и ливенский горизонты сложены известняками пелитоморфными и скрытокристаллическими, участками глинистыми. Толщина отложений горизонта (117128) м.
     Фаменский ярус – D3fm
     Фаменский ярус в пределах месторождения представлен тремя подъярусами: нижним, средним и верхним.
     Нижний и средний подъярусы представлены задонско-елецким (zd-el) и лебедянcко-данковским (lb-dn) горизонтами.
     Горизонты сложены плотными пелитоморфными и скрытокристаллическими известняками, иногда с глинистыми прослоями доломитов. Толщина отложений (329-334) м.
     Верхний подъярус представлен отложениями заволжского надгоризонта (zv). 
     В заволжском надгоризонте выделяют озерский (оz) и хованский (hv) горизонты. Толщина отложений надгоризонта варьирует от 57 м до 64 м. 
     В верхней части отложений надгоризонта выделяют нефтеносный пласт Дл, который литологически сложен микрокавернозными, нефтенасыщенными, перекристаллизованными известняками, с прослоями известковых, слоистых глин. 
     Покрышкой пласта служат глины с прослоями известняков турнейского яруса.
     
     
     Каменноугольная система – С
     Каменноугольные отложения в пределах месторождения представлены нижним, средним и верхним отделами.
     Нижний отдел каменноугольной системы включает в себя турнейский (С1t), визейский (C1v) и серпуховский (C1s) ярусы. 
     Средний отдел – башкирский (С2b) и московский (C2m) ярусы.
     Верхний отдел – касимовский (C3k) и гжельский (C3g) ярусы.
     Нижний отдел – C1
     Турнейский ярус – C1t
     В состав турнейского яруса входят ханинский (С1h) и шуриновский (С1sh) надгоризонты. Толщина яруса (91-93) м.
     Резкие перепады в толщинах отдельных горизонтов и турнейского яруса в целом обусловлены неоднократными размывами и перерывами в осадконакоплении в фаменско - турнейское время и позже, во время формирования кизеловского горизонта. 
     Ханинский и шуриновский надгоризонты слагаются отложениями малевского (ml), упинского (up), черепетского (?r) и кизеловского горизонтов (kz). 
     Горизонты сложены серыми известняками, прослоями сгустково-комковатыми, кавернозными, с вертикальной и горизонтальной трещиноватостью, с бугорчатыми стилолитовыми швами. В кровельной части нефтенасыщенны.
     На месторождении к упинскому, черепетскому и кизеловскому горизонтам приурочены пласты B3, В2 и В1 соответственно. Пласт В1 является продуктивным.
     Кровля кизеловского горизонта сопоставима с региональным репером «Т». 
     Визейский ярус – C1v
     Визейский ярус подразделяется на кожимский (k?) и окский (ok) надгоризонты.
     В состав кожимского надгоризонта входят косьвинский (kz), радаевский (rd) и бобриковский (bb) горизонты.
     Образования косьвинского и радаевского горизонтов на территории месторождении частично или полностью размыты. В связи с этим терригенные остатки этих отложений залегают спорадически, отдельными линзами.
     В бобриковском горизонте на месторождении выделяется нефтеносный пласт Б2. В продуктивной части горизонт сложен светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми песчаниками. Плотные разности представлены алевролитами темно-серыми до черных, песчано-глинистыми, плотными, крепкими и глинами черными, углистыми, с раковистым изломом. Толщина отложений (31-41) м.
     Покрышкой залежи пласта Б2 служат плотные, крепкие, участками окремнелые известняки тульского горизонта (региональный репер «Тульская плита»).
     Окский надгоризонт слагается отложениями тульского (tl), алексинского (al), михайловского (mh) и веневского (vn) горизонтов.
     Отложения тульского горизонта представлены органогенными, часто глинистыми, известняками, с прослоями глин, в подошве - пачка окремнелых известняков.
     К средней части горизонта приурочен пласт Б0, который перекрывается и подстилается глинами. Толщины горизонта изменяются от 87 м до 93 м. 
     Вверх по разрезу залегает карбонатная толща, представленная алексинским (al), михайловским (mh) и веневским (vn) горизонтами. 
     Непродуктивная карбонатная часть разреза представлена кристаллическими и пелитоморфными известняками, иногда глинистыми, с прослоями доломитов и изредка мергелей. Общая толщина горизонтов (167-220) м.
     Серпуховский ярус – C1s
     Нижний и верхний подъярусы серпуховского яруса представлены отложениями заборьевского (zb) и старобешевского (sb) надгоризонтов, в которые входят тарусский (tr), стешевский (st) и протвинский (pr) горизонты. 
     Породы яруса представлены доломитами и известняками. Известняки пелитоморфные, изредка глинистые, участками окремнелые, с редкими прослоями мергелей и глин. Толщина нижнего подъяруса составляет (78-166) м, а верхнего (64-72) м. 
     В нижней части серпуховского яруса залегает пачка глин тарусского горизонта.
     Средний отдел – C2
     Башкирский ярус – C2b
     На территории месторождения разрез башкирского яруса характеризуется наибольшей стратиграфической полнотой и представлен отложениями краснополянского (krs), северокельтменского (sk), прикамского (pk), черемшанского (?m), а в ряде случаев и мелекесского (mlk) горизонтов. 
     Толщина башкирского яруса варьирует от 95 м до 124 м.
     Нефтеносность башкирских отложений приурочена к черемшанскому горизонту, который был подвергнут выщелачиванию и процессам карстования, что положительно сказалось на формировании высокопроницаемых пород-коллекторов. Пласт А4 залегает в верхней части отложений башкирского яруса и литологически представлен известняками. Продуктивная часть пласта А4 сложена серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными известняками, тонко кристаллическими, пелитоморфными, в кровельной части нефтенасыщенные, реже обломочные, иногда глинистые плотные, местами кавернозные. Доломиты и известняки прослоями глинистые. Встречаются прослои глин и мергелей.
     Покрышкой залежи являются плотные глины верейского горизонта. 
     Московский ярус – C2m
     Московский ярус представлен двумя подъярусами: нижним и верхним. 
     Нижний подъярус включает в себя верейский (vr) и каширский (k?) горизонты, а верхний - подольский (pd) и мячковский (m?) горизонты.
     Верейский горизонт сложен переслаиванием известняков, песчаников и глин. Глины алевритистые, слюдистые, плотные, содержат прослои алевролитов, реже песчаников. В известняках выделены непродуктивные пласты А1, А2 и А3. 
     Толщина верейского горизонта составляет (109-118) м.
     С кровлей верейского горизонта сопоставляется  региональный репер «В».
     Каширский горизонт сложен кристаллическими и пелитоморфными известняками, иногда кавернозными и глинистыми. Имеются прослои мергеля. Отмечена фауна.
     В подошве каширского горизонта залегает пласт А0. 
     Толщина горизонта составляет (92 – 99) м.
     Подольский горизонт сложен органогенными, пелитоморфными,  иногда доломитизированными известняками, иногда окремнелыми, доломиты микрокристаллические. Редкие прослои мергеля. Встречается фауна.
     Толщина горизонта изменяется от 216 м до 230 м.
     Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами пелитоморфными, тонкокристаллическими с редкими прослоями мергелей.
     Толщина горизонта составляет (118 – 120) м.
     Верхний отдел – С3
     Верхний отдел карбона включает в себя касимовский (С3k) и гжельский (С3g) ярусы.
     Отложения представлены известняками и доломитами скрытокристаллическими, пелитоморфными, иногда загипсованными. Отмечены органические остатки фораминифер и обломки брахиопод, редко прослои мергелей и глин. В средней части выделена пачка ангидрита.
     Толщина отложений отдела (368-378) м.
     Пермская система – P
     Пермская система представлена нижним и верхним отделами. 
     В нижнем отделе пермской системы выделяются ассельский (Р1а), артинский (Р1ar), сакмарский (Р1s) и кунгурский (Р1k) ярусы.
     В верхнем отделе выделены уфимский (Р2u), казанский (Р2kz) и татарский (Р2t) ярусы.
     Отложения представлены доломитами и известняками, ангидритами, реже гипсами и глинами, также отмечены прослои каменной соли. В татарском ярусе отмечено развитие терригенных осадков.
     Толщина этих отложений в пределах месторождения изменяется от 492 м до 630 м.
     С размывом на отложениях татарского яруса залегают песчано-глинистые осадки неогена (N). Толщина их 10-214 м. 
     Завершается разрез широко распространенными по площади четвертичными (Q) осадками, представленными глинами, суглинками и супесями, толщиной до 30 м.
     Таким образом, стратиграфический разрез месторождения в целом согласуется с региональными закономерностями [10, 19]. 
     Для вскрытого разреза характерно преобладание карбонатных отложений. В разрезе встречаются также терригенные осадки. Они развиты в пашийском, тиманском, бобриковском (продуктивный пласт Б2) и частично тульском (пласт Б0) и тарусском горизонтах раннего карбона, а также верейском горизонте.
     
     1.3 Тектоническое строение и степень геолого-геофизической изученности
     В региональном тектоническом плане месторождение расположено в зоне сочленения западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Жигулевско-Пугачевского свода (рисунок 1.1).
     Особый интерес представляют структуры облекания и уплотнения, зафиксированные в терригенных отложениях девона над выступами кристаллического фундамента, причем вверх по разрезу, как правило, отмечается выполаживание структурных элементов и их некоторое смещение в плане. Непосредственно сама поверхность кристаллического фундамента, а также большая часть горизонтов палеозойского осадочного чехла в пределах изучаемой площади испытывают ступенчатое погружение с севера, северо-запада на юг, юго-восток. Градиент погружения последовательно уменьшается снизу вверх.
     Рассматриваемый участок территории в течение геологической истории характеризовался высокой тектонической активностью. На фоне тектонических движений были широко развиты процессы размыва, рифообразования, выщелачивания, литолого-фациальных взаимопереходов, сопровождавшихся переотложением осадков [8].
     В пределах структурных террас выделяются локальные поднятия, которые группируются в непротяженные структурные зоны или образуют группы поднятий без определенной ориентации. 
     Большинство поднятий являются структурами облекания положительных форм эрозионной поверхности кристаллического фундамента, о чем свидетельствует их более четкая амплитудная выразительность с глубиной. В своде наиболее высокоамплитудных выступов полностью отсутствуют терригенные отложения девонского возраста. 
     Начиная с 1975 по 2003 годы, территория неоднократно перекрывалась сейсморазведкой МОГТ-2D. По мере совершенствования методики полевых наблюдений, качество сейсмического материала повышалось. 
     Сейсморазведочными работами до 2004 года изучалось и уточнялось строение  поднятия по различным отражающим горизонтам.
     В 2004 году в Пестравском и Большеглушицком районах Самарской области в северном секторе лицензионного участка были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D. В 2008 году на территории лицензионного участка проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D.
     По результатам поисково-детальных сейсморазведочных работ в районе исследования выделяются три непротяженные структурные зоны северо-западного простирания: Курганско-Крюковская, Мало-Глушицко-Благодатовская и Константиновско-Овсянская, которые ограничиваются прогибами той же ориентации. 
     Наиболее протяженной является Курганско-Крюковская структурная зона, которая в центральной части участка представлена поднятием, в своде которого выражен выступ фундамента.
     Изучаемая площадь входит в состав Пестравско-Украинской структурной зоны, которая представляет собой крупную горстовидную гряду кристаллического фундамента (8?20?90 км) северо-западного простирания. В ее состав входят Пестравско - Дергуновский, Большеглушицкий и Иргизский выступы, являющиеся высокоамплитудными эрозионными останцами додевонского пенеплена.
     Непосредственно участок месторождения приурочен к Дергуновскому выступу фундамента, в пределах которого сейсморазведочными работами был закартирован ряд более мелких вершин, амплитуда которых достигает 180 м.
     С севера и юга площадь ограничена линейными прогибами: Вознесенским и Черемушско-Давлетовским. Заложение в позднетиманское время подобных прогибов, которые генетически связаны с Волго-Сокской палеовпадиной, явилось следствием возобновления тектонической активности территории. Тектонические движения происходили по древним шовным зонам и сопровождались серией разрывных нарушений как северо-восточной, так и северо-западной ориентации, наложенных на различные формы уже сформированного (ко времени их заложения) рельефа.
     Необходимо отметить, что тектоника кристаллического фундамента является базовым элементом палеозойского осадочного чехла и определяет большинство его структурно-литологических особенностей, в том числе и формирование зон нефтегазонакопления.
     Структурный план терригенного девона, при общем выполаживании, повторяет основные как положительные, так и отрицательные структурные элементы поверхности кристаллического фундамента. В своде наиболее высокоамплитудных выступов полностью отсутствуют терригенные отложения девонского возраста, а в отдельных случаях даже осадки доманикового и мендымского возрастов.
     Что касается поверхности турнейских отложений, то она наряду с унаследованностью рельефа приобретает черты новообразований и захоронений, связанных с особенностями осадконакопления в карбонатном франско-турнейском комплексе, в том числе и за счет развития биогермных сооружений, формирование которых проходило в пределах позднефранской карбонатной платформы, склон которой обращен на северо-запад. 
     Поверхность нижнекаменноугольного терригенного комплекса, в основном, повторяет турнейскую, хотя имеются некоторые локальные несоответствия, связанные с особенностями накопления терригенных осадков, а также с эрозионными процессами, затронувшими поверхность турнейских отложений.
     Особенностью строения окских отложений является наличие в пределах восточной части участка окского «ангидритового палеоплато», образование которого было связано с развитием седиментационных процессов накопления ангидритов в водоемах мелководного морского бассейна в условиях сухого аридного климата. Образовавшиеся в результате вышеупомянутых процессов линзы ангидритовых пород проявляются как локальные структуры значительной амплитуды. Наиболее крупные из них могут унаследовано проявляться даже в башкирских и верейских отложениях, а возможно, и выше (подольских, мячковских), образуя самостоятельный структурный и продуктивный этаж в толще палеозоя на юге Самарской области [8].
     Следующий структурный этаж на исследуемой территории связан с серпуховско-башкирскими биогермами. В пределах площади фиксируются участки максимально накопленных мощностей, которые непосредственно связаны с органогенными постройками. В результате их облекания сформировалась та часть положительных структур, в пределах которых были открыты месторождения нефти в отложениях башкирского яруса [15].
     Несмотря на то, что тектоническое строение площади по горизонтам перми, в целом, характеризуется общим моноклинальным погружением слоев с запада на восток и юго-восток, структурный план данных отложений был существенно трансформирован.
     Выявленные по нижележащим отложениям поднятия не всегда находят свое отображение в структуре пермских отложений, что говорит об особенностях формирования пермского структурного плана. К таким особенностям можно отнести возникновение и развитие обширного кунгурского солеродного бассейна, как одного из заливов Прикаспийской синеклизы; присутствие различных по мощности пластов каменной соли в отложениях гидрохимической свиты, а так же процессы размыва и денудации, которые были широко распространены на изучаемой площади в течение всего данного периода геологического времени.
     
     1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения
     В гидрогеологическом отношении разрез отложений, так же, как и на всей территории Самарской области, подразделяется на 3 гидрогеохимические зоны: верхнюю - зону активного водообмена, среднюю - зону затрудненного водообмена и нижнюю - зону застойного режима. Граница между зонами активного и затрудненного водообмена является верхней границей нефтегазоносности разреза. Зона активного водообмена четвертичных, неогеновых и верхнепермских отложений представлена пресными и слабоминерализованными до 5-10 г/л водами. Зона затрудненного водообмена (воды пластов А0, А4, О2, Б2, В1 и Дл) представлена рассолами с минерализацией, превышающей 200 г/л. К зоне застойного режима относятся воды пластов Д3br, Дк и ДI с минерализацией более 260 г/л. Граница между зонами затрудненного водообмена и застойного режима проходит по кровле евлано-ливенских отложений верхнего девона. По химическому составу все они, согласно классификации В.А. Сулина, принадлежат к хлоридно-кальциевому типу.
     Специальных гидрогеологических исследований на месторождении не проводилось. Опробование водоносных горизонтов осуществлялось при бурении глубоких разведочных и структурных скважин.
     Подземные воды приурочены к отложениям четвертичной, верхнеенеогеновой и верхнепермской систем и залегают до глубины (400-450) м.
     Притоки пластовой воды в отложениях башкирского яруса (пласт А4) на месторождении получены при опробовании ИПТ в разведочных скважинах №1, 2 и 3. Пробы пластовой воды из этих скважин оказались в значительной степени опреснены фильтратом бурового раствора. 
     Химический состав пластовых вод башкирского яруса приводится с использованием данных проб воды соседних месторождений.
     Бобриковский горизонт (пласт Б2) на месторождении является продуктивным. После увеличения процента обводненности добываемой продукции в скважине №1 были изучены попутные воды. Химический состав пластовых вод бобриковского горизонта приводится по результатам исследования проб из восьми скважин (№1, 22, 23, 29, 30, 31, 43, 50) месторождения и с учетом проб соседних месторождений.
     Турнейский ярус (пласт В1) на месторождении является продуктивным. При опробовании ИПТ в скважинах №2 и 4бис получены притоки пластовой воды. Интенсивность притока в скважине №4бис (интервал опробования 2293,0-2300,0 м) составила 43 м3/сут. Химический состав приводится по данным исследования проб из скважин № 4, 40, 43 с учетом данных проб одновозрастных вод соседних месторождений.
     Водонасыщение карбонатных отложений верхнего девона (пласт Дл) отмечено только по данным ГИС. Водо- и нефтенасыщенные известняки залегают линзовидно. Проба пластовой воды из скважины №1 оказалась в значительной степени опреснена фильтратом бурового раствора
     Химический состав вод пласта Дл изучен по пробе, отобранной в скв. №50 на соседнем месторождении.
     Мендымский горизонт (пласт Д3br) на месторождении является продуктивным. 
     Характеристика химического состава пластовых вод мендымского горизонта приводится с учетом результатов исследования проб одновозрастных вод соседних месторождений.
     В таблице 1.1 приведены средние значения химического состава и физических свойств пластовых вод продуктивных горизонтов месторождения.
     
     2 Нефтегазоносность
     
     2.1 Краткие сведения о нефтеносности месторождения
     
     Месторождение приурочено к Бузулукской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рисунок 2.1).
     Основные перспективы нефтеносности месторождения и прилегающих территорий связаны с карбонатными отложениями верхнего девона (пласты Д3br и Д3vr, Дл), нижнего (пласт В1) и среднего (пласт А4) карбона, а также с песчано-алевролитовыми коллекторами терригенного девона (пласты ДI, Дк) и бобриковского (пласт Б2) горизонта.
     Основная роль в формировании большинства ловушек нефти в пределах участка работ принадлежит структурному фактору. Практически все закартированные поднятия являются структурами облекания выступов кристаллического фундамента.
     Немаловажное значение в формировании ловушек УВ принадлежит тектоническому, седиментационному и литологическому факторам, которые сыграли не последнюю роль в распределении нефтесодержащих пород в разрезе изучаемой площади.
     Промышленная нефтеносность месторождения установлена по данным ГИС и подтверждается данными эксплуатации скважин в пластах Б2 бобриковского горизонта, В1 турнейского яруса, Д3br мендымского горизонта.
     Нефтеносность пласта А4 башкирского яруса выявлена по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и испытаниям пласта в открытом стволе скважин.
     Проведение и интерпретация сейсморазведочных работ и бурение новых скважин позволили уточнить представления о геологическом строении продуктивных пластов и геометрии залежей.
     Геолого-физические характеристики продуктивных пластов приводятся в таблице 2.1.
     
     
     3 Физико-литологическая характеристика пород продуктивных пластов
     Определение открытой пористости осуществлялось методом насыщения неполярным керосином (метод Преображенского).
     В общей сложности по керну, отобранному в границах продуктивных пластов А4, Б2, В1, Дл, Д3br, было выполнено 895 определений пористости, в том числе 510 определений по образцам из эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов, учтенных при расчете средних значений пористости.
     Проницаемость определялась методом нестационарной фильтрации газа. Измерения производились на образцах керна в направлении параллельном и перпендикулярном напластованию. Всего было выполнено 679 определений, из которых 381 учитывалось при расчете средних значений проницаемости пород нефтенасыщенной части пластов.
     Водоудерживающая способность пород оценивалась методом центрифугирования.
     Ниже приводится физико-литологическая характеристика каждого продуктивного пласта.
     
     3.1 Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивных  пластов
     3.1.1 Пласт А4.
     Пласт А4 залегает в верхней части башкирского яруса и литологически представлен известняками глинистыми, пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми, с редкими прослоями известняков и доломитов известковых, плотных, крепких.
     Покрышкой залежи являются плотные глины верейского горизонта.
     Продуктивная часть пласта А4 сложена известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми, со стилолитовыми швами.
     По данным микроскопических исследований известняки представляются состоящими из раковин и обломков раковин фораминифер, обрывков водорослей, иглокожих, створок брахиопод. Органогенные остатки различной сохранности: цельнораковинные и полностью утратившие первоначальную структуру. Раковины фораминифер иногда перекристаллизованы до сгустков тонкозернистого кальцита. Обрывки водорослей часто гранулированы. Обломки иглокожих нередко перекристаллизованы до образования монокристаллов кальцита. Обломки стенок брахиопод выполнены волокнистым кальцитом. Величина фрагментов изменяется от (0,03-0,4) мм до (1,45-2,0) мм.
     Текстура беспорядочная. Цемент неоднородный. Тип цемента в основном контактовый, контактово-поровый, крустификационный и регенерационный. Участками присутствует пойкилитовый тип цементации, представленный ангидритом и кальцитом. Контактовый, контактово-поровый и крустификационный типы цемента сложены тонко- и мелкокристаллическим кальцитом. Регенерационный цемент характеризуется мелко- и крупнокристаллическим кальцитом.
     Поры и каверны меж- и внутриформенные. Основная пористость карбонатов обусловлена процессами выщелачивания. Поры и каверны округлой, удлиненной, неправильной и заливообразной формы. Размеры пор от нескольких сотых долей мм до (0,4-0,8) мм, каверн (1,0-1,5) мм. Межформенные поры сообщаются между собой тонкими канальцами и трещинками диаметром (0,01-0,02) мм, а также пережимами порового пространства.
     Присутствуют включения доломита мелкокристаллической размерности. Кристаллы доломита имеют ромбоэдрическую форму, часто замутнены тонкозернистым кальцитом. Пирит присутствует в виде псевдоморфоз и кубиков по органическим остаткам, распределен в породе неравномерно.
     Наблюдаются мелкие вертикальные макротрещины раскрытостью до 1,0 мм. Часто трещины закрытые и выполнены глинисто-органическим веществом.
     Плотная часть пласта характеризуется известняками и доломитами светло-серыми, органогенно-детритовыми и кристаллическими, участками окремненными, со стилолитовыми швами, плотными, крепкими. Макростилолиты горизонтальные, бугорчатые заполнены глинисто-органическим веществом.
     По данным химического анализа, породы, слагающие пласт А4, преимущественно известняки: содержание CaCO3 составляет от 47,8% до 85,7%, содержание CaMg(СО3)2 – от 11,9% до 49,4 %. Два образца представлены известковистыми доломитами с содержанием доломита (60,3-80,3)%, один из этих образцов содержит MgСО3 в количестве 14,76%. Содержание нерастворимого остатка в породах пласта изменяется от 0,22% до 2,68%. Сульфатизация отсутствует. 
     Данные химического анализа пород пласта А4 представлены в таблице 3.1.
     По нефтенасыщенной части пласта коэффициент пористости изменяется от 12,6% до 22,2%, в среднем составляя 18,8% (15 опр.); коэффициент проницаемости изменяется от 0,0094 мкм2 до 3,1706 мкм2, составляет в среднем 0,9983 мкм2 (14 опр.), коэффициент остаточной водонасыщенности варьирует от 8,6% до 50,8%, в среднем составляя 21,3% (14 опр.).
     Водонасыщенная часть пласта керном не охарактеризована.
     На рисунках 3.1 – 3.4 представлены полигоны распределения коэффициента пористости, коэффициента проницаемости и остаточной водонасыщенности по эффективной части пласта и дифференциальное распределение эффективных нефтенасыщенных толщин в отложениях А4 башкирского яруса.
     3.1.2 Пласт Б2.
     Пласт Б2 приурочен к верхней части бобриковского горизонта и сложен песчаниками светло-серыми, серыми, желтовато-коричневыми, темно-коричневыми до черных, с прослоями алевролитов, глин и углистых сланцев. Покрышкой залежи служат плотные известняки нижней части отложений тульского и глинистые породы верхней части бобриковского горизонтов.
     Песчаники кварцевые мелкозернистые, иногда разнозернистые (мелко- и среднезернистые), алевритистые, глинистые, углистые, неяснослоистые, неравномерно пористые, с вертикальной и горизонтальной трещиноватостью.
     По данным микроскопических исследований песчаники продуктивной части пласта сложены зернами кварца с включением слюдистых минералов и окатанных углистых частиц, единичными зернами циркона, турмалина. Зерна кварца окатанные, полуокатанные, реже угловатые, сферичной и удлиненной формы, часто трещиноватые, иногда корродированные. Степень сортировки зерен хорошая. Контакты зерен в основном линейные, редко точечные и выпукло-вогнутые. Диаметр зерен от 0,02 мм до 0,4 мм. Цемент глинистый, неравномерно обогащенный углистым веществом, контактово-порового и пленочного типов. Реже участками и пятнами выделяется сульфатный цемент пойкилитового типа и очень редко карбонатный цемент контактового типа.
     Поры межзернового типа. Форма пор угловатая и неправильная. Поры образованы гранями 3-4-5 зерен. Поры мелкие диаметром от (0,01-0,04) мм до (0,2-0,6) мм, распределены по породе неравномерно и соединяются между собой тонкими короткими канальцами диаметром до 0,01 мм. По стенкам пор часто наблюдаются пленки окисленной нефти.
     Наблюдаются включения обугленных растительных остатков.
     Плотные разности пласта Б2 представлены алевролитами серыми, темно-серыми до черных, песчано-глинистыми.......................