Геология и геохимия горючих ископаемых

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
“Пермский государственный национальный исследовательский университет”



                       Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ ДАННЫХ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
 НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ                  НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Выпускная квалификационная работа бакалавра
Геология и геохимия горючих ископаемых


Исполнитель: – Симурзин Д.В.
студент 5 курса группы ГЛГ-10-2014
Научный руководитель: – Наборщикова О.В.
Зав. Кафедрой:  - профессор, 
д.г.-м.н. Карасева Т.В.



Пермь 2017
Реферат

    Дипломная работа студента 5 курса заочного отделения геологического факультета (специальность – Геология и геохимия горючих ископаемых) Пермского Государственного национального исследовательского университета Симурзина Дениса Владимировича .
    Тема:Технология геофизических исследований скважин и методика обработки данных в процессе бурения наклонно – направленных и горизонтальных скважин на примере Ново-Елховского месторождения.
    Объем 57 страниц, рисунков в тексте – 5, таблиц – 4.
    Ключевые слова: нефтегазоносность, пласт, горизонтальная скважина, коллектор, интерпретация данных ГИС и ГТИ.
    Цель: изучение геологического разреза скважины, отработка методики обработки данных, выявление и оценка продуктивных пластов.
    Задачи: сбор геологической информации ГИС, изучение керна по Ново-Елховскому месторождению; интерпретация материалов ГИС и ГТИ; выделение нефтегазоносных пластов; выдача рекомендаций. В основу написания диплома положены опубликованные и фондовые материалы, предоставленные Научно-Техническим Управлением ОАО «ТНГ-групп».
    Оборудование, приборы и программное обеспечение: в процессе сбора и накопления информации, его предварительного обобщения и анализа использовался персональный компьютер.
Основные результаты: в ходе работы было изучено геологическое строение (тектоника и стратиграфический разрез) Ново-Елховского месторождения, систематизированы сведения по его нефтеносности. Осуществлено знакомство с технологией проведения геофизических исследований в горизонтальных и наклонных скважинах, а также отработана методика обработки данных. На основе полученной информации проинтерпретированы материалы геолого-технологических и геохимических исследований горизонтальных скважин, выделены продуктивные пласты и покрышки.
    Благодарности: исполнитель благодарит сотрудников кафедры региональной и нефтегазовой геологии за ценные замечания и рекомендации по улучшению качества работы, а также руководителя диплома. за предоставленный материал и консультации.






Список сокращений
БК-боковой каротаж
БКЗ-боковое каротажное зондирование
ВНК-водонефтяной контакт
ГК-гамма каротаж
ГИС-геофизические исследования скважин
ГС- горизонтальные скважины
ГТИ – геолого-технологические исследования
ДМК-детально механический каротаж
ДОЛ-датчик оборотов вала буровой лебедки
КС-кажущееся сопротивление
ЛБА-люминесцентно-битуминологический анализ
МБ-масляныйбитумоид
МСБ-маслянисто-смолистый битум
НДМ-наддолотный модуль
Кн-коэффициент нефтенасыщенности
Кп-коэффициент пористости
Пс-потенциал сопротивления
РК-радиоактивный каротаж
САБ-смолисто-асфальтеновый битумоид
СБ-смолистый битумоид
Скв.-скважина
УВ-углеводород
ИБР-известково-битумный раствор
ПЖ-промывочная жидкость


СОДЕРЖАНИЕ

Реферат                                                                                                                     2                                                                            
Список сокращений                                                                                                3
Список рисунков                                                                                                     5
Список графических приложений                                                                         6
Введение	                                                                                                            7
I.Физико-географический очерк                                                                            8
II. Геологический очерк                                                                                        11
2.1 Геолого – геофизическая изученность                                                          11
2.2 Стратиграфия                                                                                                   12
2.3 Тектоника                                                                                                         17
2.4 Нефтеносность                                                                                                 21
III. Аппаратура и методика полевых работ                                                         25
3.1 Аппаратура и оборудование для исследования горизонтальных 
скважин                                                                                                                   25
3.2 Методика проведения исследований геофизических исследований      скважин и геолого - технологических исследований                                        26
3.3 Забойно – телеметрическая система (ЗТС)                                                   41
IV. Методика обработки и интерпретации данных геолого-технологических
и геохимических исследований горизонтальных скважин                               42
V. Результаты работ                                                                                              46
Заключение                                                                                                             54
Список литературы                                                                                                56
      
     
     
     
Список рисунков
1.1 Обзорная карта района работ
2.1 Технологическая схема района работ
3.1 Пример механического каротажа по давлению
4.1 Станция «Геотест-5»
4.2 Результаты интерпретации данных по ГИС и ГС
5.1 Результаты совместной интерпретации данных ГИС
и ГТИ по скважине №4312




















Список графических приложений
3.1 Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике
Капиллярных вытяжек
3.2 Количественная оценка интенсивности свечения пятна
5.1 Геологическое описание шлама
5.2 Заключение по комплексу геолого-технологических и геохимических
исследований
















ВВЕДЕНИЕ
     В настоящее время активно осуществляется бурение горизонтальных скважин, целью которого является повышение темпов сбора нефти, увеличение конечной нефтеотдачи пластов, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, «реставрация» старого фонда  скважин и др. 
     Пространственная ориентация ствола скважины, осуществляется в процессе бурения забойными телеметрическими системами путем контроля азимутального  и зенитного углов. 
    Цель: изучение геологического разреза скважины, выявление и оценка продуктивных пластов.
     Задачи: сбор геологической информации ГИС, керн; интерпретация материалов ГИС и ГТИ; выделение нефтегазоносных пластов; выдача рекомендаций.
     На примере Ново-Елховского месторождения была отработана технология исследования горизонтальных скважин и методика обработки данных ГТИ и ГИС.
     При бурении горизонтальных скважин  имеем дело с одним объектом (пластом) эксплуатации, простирающимся в горизонтальной плоскости на определенное расстояние. Поэтому с учетом решения стандартных геологических, технологических и геофизических задач  при исследованиях горизонтальных скважин  комплексирование информационной базы геолого-технологических и геофизических исследований  должно быть направлено на:
-  выделение основных литологических разностей горных пород;
-  выделение пластов-коллекторов;
- определение и изучение петрофизических параметров по протяженности горизонтальной части ствола скважины (коэффициенты пористости, глинистости, проницаемости, нефтенасыщенности);
- определение удельного сопротивления и характера насыщения коллекторов;
-  оптимизацию и рациональный подход при скважинных исследованиях;
-  формирование единого комплексного заключения.
     





Глава I. Физико-географический очерк
     Ново-Елховское месторождение в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско - Белебеевской возвышенности, в Закамской юго-восточной части Татарстана, непосредственно к западу (2 -3 км) от Ромашкинского нефтяного месторождения, в административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов[12].
Наиболее крупными населёнными пунктами являются Акташ, Бута,Кичуй,Ново-Елхово, Урмышла, Федотовка, Старый Кувак. (рис.1). Населённые пункты  и нефтепромысловые объекты месторождения связаны между собой широкой сетью асфальтированных дорог и с другими посёлками, городами и нефтепромысловыми объектами республики, по которым круглогодично возможно движение автотранспорта. Основными путями сообщения служат две дороги, связывающие Альметьевск с Чистополем и Заинском, которые пересекают: одна – Елховскую площадь, другая – Акташскую площадь; и шоссейная дорога, соединяющая деревни СтарыйКувак, Сарабикулово, Кергелач, Урмышлы, Шугурово. Близлежащая железнодорожная станция Шентала Уфимской железной дороги находится в 50 км от месторождения. Вблизи северо-восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия, связывающая г. Бугульма и г. Набережные Челны. Город Альметьевск расположен в 20 км к востоку, г. Бугульма - в 75 км к юго-востоку от месторождения, имеет аэропорт республиканского значения. Ближайшие водные пристани находятся на реке Кама в Набережных  Челнах (45 км) и г.Чистополь (80 км).
     Добычу нефти Ново - Елховского месторождения ведут НГДУ «Елховнефть» (Елховская и Федотовская площади) и «Заинскнефть» (Акташская площадь). Нефть в качестве технологического сырья поступает по нефтепроводам на заводы в различные города нашей страны (Уфа, Пермь, Самара, Ярославль, Нижний Новгород и др.), а также на экспорт (нефтепровод«Дружба»). Основную добычу нефти дают нижние девонские горизонты.
Выше отмечалось, что описываемое месторождение в орогидрографическом отношении расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах пологого cеверо - Западного склона  Бугульминско - Белебеевской возвышенности и занимает часть водораздела рек Шешма,Кичуй, Степной Зай, входящих в бассейн  реки Кама – одной из основных (водной и энергетической) артерий республики. Названные малые реки имеют малочисленные притоки и текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлении. Реки не судоходны и транспортного значения не имеют. 
     Рельеф местности сильно расчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Основной прирост которых приходится на весенний период.В рельефе чётко выражено преобладание ассиметрии


      Примечание: выкопировка сделана с административной карты Симурзиным Д.В.      	
     Рис. 1.1. Обзорная карта района работ
денудационного типа: крутыми склонами долин являются северные и восточныевозвышенности. На крутых склонах местами выделяются структурно-денудационные террасы. Абсолютные отметки на водоразделах достигают на юго-востоке более 300 м, постепенно понижаясь к северу, северо-западу до 200 м. Минимальные отметки порядка 100 м приурочены к пониженным участкам местности, к речным долинам.
Климат района умеренно-континентальный: холодная зима с сильными ветрами и буранами и тёплое лето. Преобладающими направлениями ветров являются южное, юго-восточное, западное и юго-западное, реже бывают восточные и северо-восточные ветры.
Почвообразующими породами являются элювий пермских пород (красных глин, мергелей, песчаников, известняков) и наносы четвертичного возраста, имеются участки с выходами коренных  пород. Особенности рельефа и различные условия образования почв приводили к неодинаковому проявлению дернового процесса. Так, светло-серые, серые и тёмно-серые слабоподзолистые почвы развивались на четвертичных наносах делювиальных глин, элювиальных пермских глинах. Коричневато-серые и дерново-карбонатные почвы располагаются по высоким склонам и на плато доминирующих высот с резкоочерченными формами рельефа.
По характеристике флоры район относится к лесостепной зоне. Степные ковыльные участки встречаются на водоразделах, где из-за малой мощности почвенного покрова (около 20 см) затруднена распашка земли, и на крутых склонах южных экспозиций.
     Леса расположены, главным образом, по водоразделам. Больше всего их на Заинско - Шешминском водоразделе. В основном, это широколиственные с преобладанием липы, дуба, клёна, много березняков и осинников. В последние годы стали выращивать сосну, лиственницу, ведётся интенсивная посадка лесополос.
     Быстрое развитие нефтедобывающей промышленности и сульского хозяйства потребовало значительных расходов воды. Для обеспечения нефтедобывающей промышленности (законтурное и внутриконтурное заводнение), а также промышленных и бытовых нужд городов и посёлков используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы и Степного Зая.
Энергоснабжение района осуществляется посредством линий электропередач с Самарской и Нижнекамской ГЭС, Урусинской и Заинской ГРЭС.
Из полезных ископаемых, кроме основного богатства – нефти, в пределах Ново - Елховского месторождения и прилегающей к нему территории, выявлен ряд месторождений минерального и строительного сырья: известняков (Маметьевское, Чупаевское, Аппаковское, Кичуйское), гравия (Сарабикуловское, Старо-Кувакское, Аппаковское, Урмышлинское), песков и песчаников (Савалеевское), глин (Ямашинское, Сарабикуловское, Урмышлинское).Рядместорождений в настоящее время разрабатываются[12].

Глава II. Геологический очерк
2.1.Геолого – геофизическая изученность
	
     В настоящее время в пределах исследуемой площади проведены: структурно-геологическая съемка, аэромагнитные, гравиметрические, аэрокосмогеологические и сейсморазведочные МОГТ (юг) работы, глубокое и структурное бурение[13], также изучался керн.В 1933, 1935, 1938-1939гг.  была проведена структурно-геологическая съемка трестом «Востокнефть». В результате была изучена стратиграфия верхнепермских, неогеновых, четвертичных отложений. Выявлен и уточнен контур Шугуровской антиклинальной складки. В пределах Ново-Елховской площади самостоятельной структуры по пермским горизонтам не прослежено.
     В период с 1943 по 2003 год проводились работы по глубокому бурению трестом «Татнефтегазразведка», АО «Татнефть» на Елховской, Зай-Каратайской, Куакбашской, Федотовской площадях пробурено 1635 глубоких скважин, из них 15 скважин вскрыли породы кристаллического фундамента. Большая часть скважин расположена в пределах Куакбашской площади, в южной, западной и северо-западной части Ново - Елховской площади. По результатам проведенных в глубоких скважинах промыслово-геофизических исследований, изучения керна и грунтов, опробования пластоиспытателями, проведена стратификация разреза, изучена литология, физические свойства пород осадочного чехла, их водо-, нефте-, газонасыщение. В 1943году был получен промышленный приток нефти из серпуховских отложений Ромашкинского месторождения (на Шугуровской структуре). В 1945 году там же был получен фонтан дебитом до 75 тыс.т из песчаников бобриковского горизонта и известняков турнейского яруса. В конце 1948 года скважиной № 3 доказана промышленная нефтеносность терригенных отложений девона, продуктивных пластов пашийского возраста. На Ново-Елховском месторождении впервые промышленная нефтеносность девонских отложений установлена в 1950г. разведочной скв. 3/81.
     В 1985г. сейсморазведочными работами изучена крайняя южная (Куакбашская площадь) и юго - западная (Ново - Елховская площадь) части исследуемой площади.
     Построены структурные карты по отражающим горизонтам У (кровля терригенных отложений нижнего карбона), Д (кровля семилукского горизонта верхнего девона) и А (поверхность кристаллического фундамента). Была получена достаточная обширная информация о структурном плане осадочного чехла, выданы рекомендации на проведение детализационных, сейсморазведочных работ.
     В 2003 - 2004г.г. трестом АО «Татнефтегеофизика» проводились сейсмокаротажные исследования с целью изучения скоростной характеристикиразрезаиполучения данных, необходимых для стратиграфической привязки, были проведены в скважинах  №№  3554, 15377, 26406.
Геологическая интерпретация полученных материалов, их анализ и обобщение осуществлены различными подразделениями ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Татнефть» и других организаций.
     
     2.2.  Стратиграфия
     
     Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.
     Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.
     Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы[13].
     Верхнепротерозойские отложения на данной территории отсутствуют в результате размыва.
     Палеозойская эратема (PZ)
     ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
     
     В пределах площади отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями среднего отдела, терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.
     
     Средний девон (D2)
     Живетский ярус (D2 zv)
     Старооскольский горизонт 
     
     Представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками разнозернистыми с прослоями известняка.Известково-аргилитовыми и песчано-алевритовыми породами. Средняя мощность 35м.
     
     Пашийский горизонт 
     
     Представлен мелкозернистыми песчаниками,алевролитами и аргиллитами. Средняя мощность 20м. 
     
     Верхний девон (D3)
     
     В верхнем девоне выделены франский и фаменский ярусы.
     
     Франский ярус (D3 fr)
     Тиманский горизонт 
     
     Сложен зеленовато - серыми аргиллитами, шоколадно-коричневыми алевролитами с прослоями доломитов и известняков. Средняя мощность горизонта 35м.
     Нижнефранскийподьярус
     Саргаевский горизонт
     
     Переслаивание известняков микрозернистых, буровато-серых мергелей
     И аргиллитов. Средняя мощность составляет 30 м.
     
     Среднефранскийподъярус
     Семилукский горизонт 
     
     Представлен переслаиванием битуминозных, глинистых, темно-серых известняков и мергелей с прослоями горючих сланцев и аргиллитов. Средняя мощность 50м.
     
     Верхнефранскийподъярус
     Речицкий  горизонт 
     
     Представлены глинисто-битуминозными известняками, с прослоями битуминозных мергелей, аргилитов и сланцев. Средняя мощность 55м.
     
     Воронежский, евлановский,  ливенский горизонты
     
     Известняки серые, темно-серые, мелкозернистые, неравномерно-глинистые. Доломиты известковистые, битуминозные. Средняя мощность подъяруса 160м.
     
     Фаменский ярус (D3fm)
     Нижнефаменскийподъярус
     Задонско – елецкий  горизонты
     
     Отложения представлены светло - серыми, белыми известняками, прослоями глинистые, битуминозные с прослоями мергелей. Средняя мощность 300м.
     
     Верхнефаменскийподъярус
     
     Представлен глинистыми, серыми, тонкозернистыми известняками с прослоями конгломератов. Мощность 30 м.
     
     КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
     
     Каменноугольная система представлена нижним, средним и верхним отделами.
     Нижний отдел (C1)
     В нижнем карбоне выделены турнейский и визейский ярусы.
     
     Турнейский ярус (C1t)
     
     Отложения турнейского яруса являются нефтеносными. Прослои без признаков нефти отмечаются более высоким содержанием углистого материала. В нефтенасыщенных прослоях отмечаются крупные органические остатки, во внутриформенных породах которых наблюдается окисленная нефть.
     
     Нижнетурнейскийподъярус
     Малевско – упинский  горизонты
     
     Малевский и упинский горизонты нижнетурнейского яруса сложены серыми и светло-серыми известняками, тонкозернистыми, органогенно-обломочными. Общая мощность горизонтов достигает 40м.
     
     Верхнетурнейскийподъярус
     Черепетский, кизеловский  горизонты
     
     Отложения черепетского и кизеловского горизонтов верхнетурнейскогоподъяруса, общая мощность которых достигает 50 м,  также представлены светло – серыми, бурыми, неравномерно - углистыми известняками с включениями гипса и ангидрита. Прослоями известняки доломитизированы.
     
     Визейский ярус (C1v)
     
     Визейский ярус объединяет отложения от радаевского до веневского. Косьвинский горизонт в настоящее время вошел в состав турнейского яруса.
     
     Радаевский - косьвинский горизонты
     
     Косьвинско - радаевские отложения характеризуются переслаиванием песчаников светло - серых мелкозернистых с углисто-глинистыми сланцами и алевролитов темно-серых, сильно заглинизированных до перехода в аргиллит. Общая мощность горизонтов достигает 26м.
     
     Бобриковский горизонт 
     
     Бобриковский горизонт сложен переслаивающимися песчаниками белыми, бурыми, коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, плитчатыми, слабо сцементированными и алевролитами темно-серыми до черных, неяснослоистыми, неравномерно глинистыми, с углисто - глинистыми прослоями. Встречаются прослои аргиллитов алевритистых, углистых, пиритизированных, плитчатых. Общая мощность бобриковского может достигать 20м.
     
     Тульский горизонт 
     
     Тульский горизонт представлен как терригенными, так и карбонатными отложениями. Терригенная часть сложена пористыми песчаниками и алевролитами темно - серыми, глинистыми, участками кварцевыми, известковистыми, а также аргиллитами черными, плотными, тонкослоистыми. В верхней части горизонта развиты карбонатные породы, которые представлены известняками темно–серыми, перекристаллизованными, плотными, крепкими (тульский репер). Мощность горизонта – около 30м.
     Окский надгоризонт
     
     К окскому надгоризонту приурочены отложения алексинского, михайловского  и веневского горизонтов, общая толщина которых составляет 140 - 170м. Сложены эти горизонты органогенно - обломочными серыми известняками и доломитами перекристаллизованными серовато - коричневого цвета с прослоями аргиллитов.
     
     Серпуховский ярус (C1s)

     Серпуховский ярус сложен серыми и желтовато – серыми, прослоями коричневато - серыми,  крепкими, кавернозными и трещиноватыми известняками. Мощность 25м.
     
     Средний отдел (C2)
     В среднем карбоне выделены башкирский и московский ярусы.
     
     Башкирский ярус (C2b)
     
     Представлен известняками светло-серыми, брекчевидные, кавернозные.
Мощность 29 м.
     Московский ярус (C2m)
     
     Переслаивание известняков, доломитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Известняки органогенно - обломочные, светло - серые с прослоями серых, кристаллически зернистых доломитов. В верхней части яруса известняки и доломиты неравномернозернистые, с включениями гнезд гипса и ангидрита, с прослойками аргиллита. Мощность 20 м.
     
     Верхний отдел (C3)
     
     В верхнем карбоне выделены гжельский и оренбургский ярусы. Представлены светло-серыми, коричневато-серыми  трещиноватыми известняками, участками пористые, доломитизированные, с включениями гипса, ангидрита.Мощность 25 м.
     
     ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)
     Нижний отдел (P1)
     Ассельский ярус (P1a)
     
     Переслаивание доломитов и известняков. Средняя мощность 70м.
     
     Сакмарский ярус (P1s)
     
     Сложен доломитами, известняками с прослоями ангидрита и гипса.
Мощность  яруса варьирует в пределах 40 – 170 м.
     
     Уфимский ярус (P1u)
     
     Глины пепельно-серые и красновато - коричневые, песчаники, мергели, алевролиты. Средняя мощность 150м.
     
     Биармийский отдел (P2)
     Казанский ярус (Р2kz)
     
     Переслаивание глин пестроокрашенных с песчаниками. В нижней части – известняки и глины. Мощность яруса варьирует в пределах 40 – 225 м.
     Татарский отдел (P3)
     
     В татарском отделе выделяют северодвинский и вятский ярусы. Сложены переслаиванием глин, алевролитов, песчаников, мергелей. В основании – галечник. Средняя мощность 80м.

 Кайнозойская эратема (КZ)
НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА (N)

     Глины известковистые, с прослоями песков. В основании залегает пачка гравия. Средняя мощность 300м.
     
     ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)
     
     Представлены на всей территории аллювиальными осадками речных долин в виде галечников и суглинков, а также желтыми и желтовато-серыми суглинками и глинами делювия водораздела и склонов. Мощность отложений составляет 5-10 метров.
     Таким образом, в целом разрез представлен терригенными и карбонатными отложениями[13].
Большая часть разреза представлена карбонатными породами
- известняками, доломитами. Нижняя и верхняя часть разреза представлены
терригенными породами- песчаниками, глинами и алевролитами.

     2.3. Тектоника
     Ново-Елховское месторождение контролируется одноимённой структурой II порядка (вал), осложняющей западный склон Южного купола Татарского свода. Акташско-Новоелховский вал от центральной части Южного купола отделяется узким (1,5-3,0 км) и сравнительно глубоким (до 50-60 км) Алтунино-Шунакским прогибом[11].
     По поверхности фундамента с запада на восток в пределах исследуемой площади можно выделить три крупных блока: Акташско – Ново-Елховский, Миннибаевско-Алькеевский и Чишминско-Южноромашкинский (рис.2). Блоки имеют форму линейных гряд субмеридионального простирания и отделяются друг от друга узкими грабенообразнымиАлтунино-Шунакским и Елгинско-Миннибаевским прогибами. Последний по работам П.А.Шалина и В.Г.Базаревской не прослеживается.
      На месте резко выраженных по фундаменту гряд в структуре терригенного девона выделяется Ромашкинское поднятие и Акташско – Ново-Елховский вал. Исследуемая площадь приурочена к южному окончанию Акташско-Ново-Елховского вала (Ново-Елховский участок)  и крайней юго-западной части Ромашкинской структуры (Ромашкинский участок).
     Поверхность кристаллического фундамента в пределах площади,  по данным глубокого бурения и геофизических исследований, представляет собой моноклинальный склон, ступенчато погружающийся в юго-западном направлении от абсолютной отметки -1609 м до -1681 м, осложненный в центральной (район скв. 8729) и в юго-западной (район скв. 3187) частях поднятиями с амплитудой 10 м. Работами П.А.Шалина и В.Г.Базаревской, в пределах Куакбашской площади, по поверхности фундамента выделена серия разломов северо-восточного простирания.
     Структурные планы палеозойского осадочного чехла, в зависимости от комплекса осадков, условий и времени формирования, носят различную степень унаследованности от рельефа фундамента.
     Структурный план по отложениям терригенного девона унаследован от кристаллического фундамента и генетически с ней связан. 
     Ромашкинский купол занимает высокое гипсометрическое положение с отметками от  -1419 м до -1454 м относительно отметок -1455 м -1477 м Акташско-Ново-Елховского вала. Поверхность сохраняет региональный наклон в юго-западном направлении в относительно сглаженной форме и осложнена малоамплитудными локальными поднятиями.
     Ромашкинский купол отделяется от Акташско – Ново-Елховского вала Алтунино-Шунакскимграбеноообразным прогибом, имеющим субмеридиональное простирание. Алтунино-Шунакский прогиб по отложениям терригенного девона картируется на абсолютных отметках от - 1497 до - 1505 м (скв. 95, 229, 15061, 15057). Его глубина составляет 50 м, ширина изменяется от 2.5 до 5 км. Восточный борт крутой и изменяется от 20 до 35 м. Западный борт более пологий 10-15 м. Западнее Алтунино-Шунакского прогиба закартирован по данным глубокого бурения небольшой фрагмент Акташско – Ново-Елховского вала, имеющего субмеридиональное простирание и представляющего собой чередование приподнятых участков, отделяющихся друг от друга узкими протяженными прогибами (0.3 – 1.0 км). Прогибы и приподнятые зоны имеют северо-западное и субмеридиональное простирание.
     Структурный план по кровле саргаевского горизонта сохраняет основные формы рельефа терригенного девона.  Перепады абсолютных отметок на Ромашкинском поднятии изменяются от - 1382 до - 1401 м, на Акташско – Ново-Елховском вале от -1404 до -1429 м, в пределах Алтунино-Шунакского прогиба от – 1419 до – 1431 м.
     Алтутино-Шунакский прогиб, формирование которого началось  в позднекыновское время, выражен менее контрастно, что связано с частичной компенсацией его терригенными и карбонатными отложениями верхнего девона.
     Структурный план по кровле тульского горизонта резко усложняется и характеризуется значительной дифференцированностью. На месте монолитных блоков фундамента и изометричных девонских форм появляются многочисленные купола рифогенной природы, которые группируются в несколько валообразных структурных зон.
     В восточной и центральной частях исследуемой площади, приуроченной к юго-западной части Ромашкинской структуры, картируетсяКуакбашский вал, вытянутый в субмеридиональном направлении. Куакбашский вал имеет ассиметричное строение с более крутым юго-западным крылом. С юга на север валообразная зона состоит из цепочки крупных структур III порядка, закартированных в пределах площади. Поднятия в свою очередь осложняются небольшими вершинами различной конфигурации, амплитуды, но преимущественно субмеридионального направления и отделяются друг от друга небольшими седловинами и узкими непротяженными прогибами.  В западной части исследуемой площади, приуроченной к южному окончанию Акташско – Ново-Елховского вала картируется северная часть  Федотовской и краевая юго-восточная часть Южно-Елховской структурных зон. Федотовская структурная зона в пределах участка работ состоит из двух вытянутых в субмеридиональном направлении валообразных поднятий, имеющих неправильную форму, отделяющихся друг от друга прогибом глубиной от первых единиц до 10 м. Федотовская структурная зона с севера ограничена от краевой юго-восточной части Южно-Елховской структурной зоны обширной прогибовой зоной, осложненной поднятиями с амплитудой до 30 м. Особенностью строения западной части площади является развитие посттурнейских врезов,  вскрытых большим количеством скважин.
     Сохраняется закономерность выполаживания общего плана поверхности и отдельных куполовидных структур.
     Структурные планы по кровельным частям верхнего карбона и нижней перми сохраняют террасовидное строение в пределах сводовой части и его склонов. Размеры и амплитуда Куакбашской, Федотовской и Южно-Елховской структурных зон постепенно уменьшается.
     Представленный материал позволяет нам сделать выводы о довольно сложном тектоническом строении рассматриваемой территории. Наличие дизъюнктивных нарушений различного ранга, серия разломов, малоамплитудные локальные поднятия, врезы, чередование приподнятых участков и узких протяженных прогибов осложняют осуществление сейсмических работ на данной территори

     
      Выкопировал: Симурзин Д.В.
     
     Рис.2.1Тектоническая схема района работ[11]
     2.4. Нефтеносность
     
     	Ново - Елховское месторождение расположено западнее от Ромашкинского месторождения. Основными продуктивными горизонтами в пределах участка работ являются терригенные отложения девона (Д1 и Д0), карбонатные породы турнейского и верейско-башкирского возраста  и терригенная толща нижнего карбона[11].
     
     Эмсско-тиманский терригенный НГК
     
     Терригенные отложения девона Ромашкинского и Ново - Елховского месторождений достаточно близки между собой: одинаковые условия образования осадков, близкий литологический состав пород, одинаковая расчлененность разреза на пласты, одинаковый характер распространения коллекторов.  В пределах Ново-Елховского  участка   залежи   нефти  связаны с пластами-коллекторами Д0, Д1а, Д1б, Д1-б2+3, Д1в, Д1г и Д1д, принятыми по подсчету запасов. Залежи контролируются приподнятыми структурными зонами, осложненными малоамплитудными поднятиями.
     Пласт Д0 в пределах площади встречается в виде отдельных линз, представлен одним пластом, реже делится на 2 пропластка. Общие нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 2.6 м. Пласт Д1а залегает  в виде линз, имеющих разнообразную конфигурацию и размеры. Коллектор состоит в основном из одного, реже 2-х пропластков. Общие нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 до 4.4 м. В пределах исследуемого участка в некоторых скважинах пласт Д1а сливается с пластом Д1б1, их нефтенасыщенные толщины составляют от 4.4 до 12.2 м. Пласт Д1б1 имеет более широкое распространение, залегает в виде полос меридионального и субмеридионального простирания, иногда в виде небольших линз. Пласт имеет слияние как с верхним пластом Д1а, так с нижележащим Д1-б2+3. Пласт Д1-б2+3 имеет наиболее широкое распространение и характеризуется сложным, мозаичным строением. Пласт часто разделяется на два, реже на три пропластка. Часто сливается с пластом Д1б1, с пластом Д1в слияний в пределах площади не отмечается, что объясняется выдержанностью глинистого раздела. Нефтенасыщенные коллектора пласта Д1в залегают почти повсеместно. Пласт состоит, в основном, из одного пропласта, реже двух. Общие нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.4 м. Пласт Д1г распространен повсеместно. В пределах площади коллекторы образуют 4 сводные водоплавающие залежи. Пласт Д1д в пределах площади представлен водонасыщенными коллекторами. Нефтеносность залежей Д0 и Д1 доказана материалами керна, опробованием. Дебиты нефти составляют 0.9 - 100 т/сут.  Средние уровни ВНК изменяются от -1515 до -1517 м. Типы залежей пластовые, сводовые с литологическим экранированием, структурно-литологические.
     
     Верхнедевонско-турнейский НГК
     
     Основные скопления нефти в турнейском ярусе приурочены к верхнетурнейскомуподъярусу, подразделяющемуся на отложения кизеловского и черепетского горизонтов. Отложения черепетского горизонта менее продуктивны, но также как и кизеловские содержат скопления нефти.
     В пределах площади на Ново - Елховском участке выявлено три залежи. Две залежи расположены в южной части и контролируются структурами, осложняющими Федотовскую структурную зону. Нефтеносность залежей доказана исследованиями керна и результатами опробования. Дебиты, полученные из пласта-коллектора, составляют 1.1 – 3.4 т/сут. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 до 19.4 м (скв. 7407). В южной и западной частях залежи развиты посттурнейские врезы. В некоторых скважинах размыты лишь кровельные части турнейского яруса (6-8 м), в других размыв доходит до черепетского горизонта (20-22 м), в единичных - до упинско-малевских отложений (более 40 м,.......................