Геологическое строение и нефтегазоносность Садового месторождения

Министерство образования и науки РФ Саратовский Государственный Университет им. Н. Г. Чернышевского Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ САДОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТЧЁТ О ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ Студента 4 курса геологического факультета

Шигаева Р.Ф.

Научный руководитель Кандитат г/м наук, доцент Колотухин А.Т.

Заведующий кафедрой доктор геол.-мин. Наук, профессор Коробов А.Д.

Саратов

2012 г.

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Садовое нефтяное месторождение расположено на территории Похвистневского района, в 110 км к северо-востоку от областного центра г. Самара, в 28 км к северо-западу от районного центра г. Похвистнево, в непосредственной близости от сел Сосновка, Дмитриевка, Александровка, Северный Ключ, Вязовка, Мочалеевка, в 16 км от железнодорожной станции Подбельск (железная дорога СамараУфа).

Садовое месторождение ограничивается географическими координатами:

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в пределах СургутБ. Кинельского водораздела. Водораздел представляет собой узкие валообразные плато, простирающиеся с севера на юг и довольно круто понижающиеся к долине р. Б.Кинель. Местность расчленена довольно густой сетью оврагов и балок; протекают небольшие ручьи, питающиеся за счет грунтовых вод, приуроченных к отложениям аманакской и малокинельской свит татарского яруса. Абсолютные отметки рельефа в пределах месторождения колеблются от +86 м до +160 м.

Климат района континентальный, с холодной зимой и жарким летом.

— среднегодовая температура +3,7 °С;

— продолжительность безморозного периода 131 день;

— среднегодовое количество осадков 426 мм.

В нефтегеологическом отношении Садовое месторождение расположено вблизи таких месторождений, как Саврухинское, Сосновское, Дерюжевское, Чеховское (рис. 1.1.), залежи нефти в которых приурочены к пластам московского, башкирского, визейского, турнейского, франского ярусов.

В экономическом отношении район, преимущественно, сельскохозяйственный. С открытием на территории нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность.

Первая разведочная скважина 1 была заложена в своде поднятия, закаргированного по отражающему горизонту «Д», и пробурена в 1967 году с отрицательными результатами, так как промышленных скоплений нефти в разрезе палеозоя не выявила. Садовое месторождение было открыто в 1968 году скважиной 2. Всего на месторождении на дату составления отчета пробурено 4 разведочные и 2 эксплуатационные скважины. Садовое месторождение введено в промышленную разработку в 1972;73 гг. разведочными скважинами 2 и 4 (соответственно, залежи нефти Дк7 тиманского и Д1 пашийского горизонтов верхнего девона). В 2002 г. скважиной 112 открыта залежь пласта Б2 бобриковского горизонта нижнего карбона. Эксплуатацию залежей осуществляет НГДУ «Сергиевскнефть», находящееся в пос. Суходол. Садовое месторождение обустроено и связано через Сосновско-Дерюжевское месторождение нефтепроводом с ЦПС, находящимся к западу от г. Похвистнево. Лицензия на разработку Садового месторождения СМР 134НЭ выдана Администрацией Самарской области сроком действия до 16.03.2015 г. Добыча нефти по состоянию на 1.01.2003г. составляет по месторождению 107,1 тыс. тонн

1. Геолого-физическая изученность месторождения Планомерные геологические исследования района были начаты в 30-е годы прошлого столетия. В комплекс работ по изучению района Садовой площади входили рекогносцировочные геологические исследования, площадные геологические и структурно-геологические съемки, электроразведка, магниторазведка, гравиметрические и сейсмические работы, структурное и глубокое разведочное бурение на нефть и газ.

В 1966 г. на Ключевской площади геолого-разведочной конторой треста «Куйбышевнефтегаз» проводилось детальное структурное бурение. Этими работами по кровле сосновской свиты верхней перми (репер «гамма») выявлено Садовое поднятие.

Параллельно с бурением в 1966 г. трестом «Куйбышевнефтегеофизика» осуществлялись детальные сейсморазведочные работы методом отраженных волн по системе непрерывного профилирования при симметричной расстановке сейсмоприемников относительно пункта взрыва на Ст. Аманакской и Аманакской площадях, территориально совпадающих с большей частью Ключевской площади. Для решения геологической задачи было отработано 459,94 пог. км профилей, плотностью сети

1,75 км на 1 кв.км. По результатам сейсморазведочных работ было изучено геологическое строение района работ по горизонтам карбона и девона. На структурных картах по отражающим горизонтам «Кл», «В» и «У» четко прослежено Садовое поднятие. Оно смещено относительно структуры по реперу «гамма», сопоставляемому с кровлей сосновской свиты, в северо-восточном направлении, что объясняется незакономерным изменением толщи пород от кровли сосновской до кровли калиновской свит.

Впоследствии обнаружились определенные погрешности в сейсмических построениях, что было обусловлено сложностью сейсмогеологических условий района, наличием скоростных неоднородностей, редкой сетью профилей и т. п.

Глубокое разведочное бурение было начато в 1967 г. В результате бурения скважин 2 и 4, заложенных по данным структурного бурения и сейсморазведки, и освоения, соответственно, пластов Дк7 таманского и Д1 пашийского горизонта верхнего девона была установлена их промышленная нефтеносность.

В 1990 г. были проведены сейсморазведочные работы МОГТ на Смирновской площади. Плотность сети профилей составила 1,29 пог. км на 1 кв. км. В результате подтвержден восточный купол Садового месторождения.

В 2002 г. были пробурены две эксплуатационные скважины — 112 и 117. В результате эксплуатационного бурения подтверждена нефтеносность девонских пластов-коллекторов Дк7 — скважиной 117 на Садовом поднятии, Д1 — скважиной 112 на Восточно-Садовом поднятии; а также выявлена продуктивность пласта Б2 в нижнем карбоне на ВосточноСадовом поднятии.

В 2002 г. площадными работами МОГТ-2Д сейсмопартией № 4/2002г. существенно уточнено строение Садового месторождения по отражающим горизонтам перми, карбона, девона и кристаллического фундамента. Плотность сети сейсмических профилей на Садовом поднятии — 4,42 км/км, на Восточно-Садовом поднятии — 2,46 км/км. Новые сейсмоданные привели к значительному изменению контуров и границ залежей.

Всего, по состоянию на 1.01.2003 г., на месторождении пробурено четыре разведочные (№№ 1, 2, 3, 4) и две эксплуатационные (№№ 112, 117) скважины. Скважина 1 была ликвидирована по геологическим причинам, в связи с отсутствием положительных результатов по всем испытуемым объектам, лишь из пласта Дк7 был получен приток минеральной воды с пленкой нефти дебитом 32,2 м3/с в интервале подъема уровня 564−330 м. Скважина 3 была ликвидирована по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны на основании того, что при анализе разведочного материала пласт Дк' оказался в зоне замещения, а пласт Д1 — водонасыщенным.

2. Литолого-стратиграфическое описание разреза Геологический разрез Садового месторождения представлен отложениями среднего и верхнего девона, каменноугольной и пермской систем, которые перекрываются незначительными по толщине четвертичными образованиями. Общая вскрытая толщина осадочного чехла изменяется от 2605 м (скв.117) до 2700 м (скв.З). Породы кристаллического фундамента были вскрыты скважинами 1, 2, 3. Максимальная вскрытая часть пород кристаллического фундамента — 43 м (скв. 1).

Осадочный разрез начинается с терригенных отложений старооскольского надгоризонта живетского яруса среднего девона, образования которого с размывом ложатся на породы кристаллического фундамента. Старооскольский надгоризонт включает воробьевский, ардатовский, муллинский горизонты, представленные алевролитами, песчаниками и глинами с редкими маломощными прослоями известняков. Толщина отложений старооскольского надгоризонта — от 98 до 140 м.

Нижнефранский подъярус имеет в своем составе пашийский и таманский горизонты. Отложения пашийского горизонта представлены песчаниками, алевролитами, глинами, общей толщиной 51−62 м. К песчаникам, залегающим в верхней части горизонта, приурочен промышленно-нефтеносный пласт Д1.

Тиманский горизонт представлен толщей терригенных пород, главным образом глин, в средней части которых располагается продуктивный пласт Дк7, сложенный алевролитами темно-серыми, буровато-серыми, кварцевыми, плотными, мелкозернистыми и песчаниками светло-серыми. В подошве горизонта залегает 2−3 метровый известняк (репер «кинжал»). Общая толщина отложений изменяется от 38 до 50 м.

Среднефранский подъярус включает саргаевский и доманиковый горизонты и представлен известняками темно-серыми, пелитоморфными и мергелями темно-серыми, пелитоморфными, плотными, с отдельными прослоями черной известковистой глины. В кровле залегают доломиты, переходящие в известняки. Толщина отложений среднефранского подъяруса составляет 50−60 м.

Отложения верхнефранского подъяруса и фаменского яруса верхнего девона детально не расчленяются из-за однородности литологического состава, представлены, в основном, известняками и доломитами. Общая толщина карбонатных отложений верхнего девона — 541−604 м.

Выше по разрезу залегают карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона, представленные известняками с прослоями доломитизированного известняка и доломита. Толщина отложений турнейского яруса — 59−73 м.

Карбонатные отложения турнейского яруса сменяются терригенными породами бобриковского горизонта. Бобриковский горизонт сложен песчаниками коричневатосерыми, кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, алевролитами часто песчанистыми, переходящими в мелкозернистые, глинистые песчаники, глинами, углистыми сланцами. Толщина отложений — 25−30 м. К пласту Б2 бобриковского горизонта приурочена промышленная залежь нефти.

Вышележащий тульский горизонт визейского яруса представлен известняками темносерыми, мелкокристаллическими, глинистыми; встречаются прослои аргиллита темносерого, плотного, слоистого. Толщина тульских отложений колеблется от 34 до 53 м.

Залегающие выше породы окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса нижнего карбона представлены доломитами и известняками серыми и темносерыми, участками глинистыми и окремнелыми с включением обломков фауны. На них ложатся карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона, сложенные известняками серыми и коричневато-бурыми с прослоями оолитовых и доломитизированных известняков и прослоями серых плотных глин. Общая толщина карбонатных отложений изменяется от 350 до 402 м.

Терригенные породы верейского горизонта московского яруса представлены глинами серыми, местами зеленовато-серыми, алевритистыми, слюдистыми, известковистыми с тонкими прослоями известняков, алевролитами серыми слюдистыми, глинистыми, прослоями песчанистыми, песчаниками темно-серыми, зеленовато-серыми, разнозернистыми. Толщина-47−77 м.

Выше залегают карбонатные отложения каширского, подольского, мячковского горизонтов среднего карбона, а также верхнего карбона, представленные чередованием известняков светло-серых и серых, плотных, крепких, органогенно-обломочных и доломитов белых и светло-серых, плотных, пелитоморфных, кавернозных, с включением голубовато-серого ангидрита. Общая толщина горизонтов изменяется от 453 до 637 м.

Отложения нижнепермского отдела, включающие отложения ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов, сложены доломитами серыми и желтоватосерыми, микрокристаллическими и пелитоморфными; ангидритами голубовато-серыми, плотными с прослоями серого известняка; встречаются мергели темно-серые и зеленоватосерые, плотные. Толщина нижнепермских отложений — 156−319 м.

Верхний отдел пермской системы представлен уфимским, казанским и татарским ярусами. Отложения представлены переслаиванием пород карбонатной, сульфатнокарбонатной, терригенной фаций: мергелями, доломитами, глинами, алевролитами, ангидритами, г ипсами. Общая толщина верхнепермских отложений 430−490 м.

Завершают разрез осадочного чехла четвертичные отложения, представленные суглинками и песчаными глинами, суммарной толщиной до 20 м.

3. Тектоническое строение

геологический месторождение залежь доразведка

В региональном тектоническом плане Садовое месторождение расположено на северном борту Бузулукской впадины, по отложениям нижнего карбона — на северовосточном борту Муханово-Ероховского прогиба (рис. 2.1.). Для участка характерно региональное погружение отражающих горизонтов в юго-западном направлении с увеличением градиента с глубиной.

На фоне этого погружения выделяется ряд выступов фундамента, условно объединенных в непротяженные гряды и антиклинальные складки юго-восточного простирания, разделенные между собой прогибами. На северо-востоке наблюдается примыкание одной из таких гряд к Болынекинельскому валу.

На севере Садового участка по данным бурения намечена юго-восточная часть Дерюжевского выступа фундамента. В этом месте крыло Большекинельского вала осложнено небольшими структурными террасами. В пределах одной из террас закартирован выступ фундамента, в плане соответствующий куполу Садового поднятия.

На структурной карте по отражающему горизонту «А» (рис. 2.2) Садовый выступ вытянут с северо-запада на юго-восток (от скв. 2 к скв. 1) и далее на юго-восток. По длинной оси размеры его 4,5 км, по короткой — 0,8 км, амплитуда 30 м. Вершина выступа смещена на северо-запад. Восточно-Садовый выступ фундамента картируется через прогиб от Садового, имеет юго-восточную ориентацию. Северо-западное замыкание находится в районе скв. 4. В контуре изогипсы минус 2510 м выступ имеет размеры 2,25×1,1 км, амплитуду 30 м.

По отражающему горизонту «Д» (рис. 2.2) Садовая структура представлена поднятием в районе скв. 2 и небольшим куполом вблизи скв. 1. Размеры Садового поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 2310 м — 1,7×1,0 км, амплитуда 20 м. Длинная ось поднятия ориентирована меридионально. На внутренней изогипсе минус 2300 м расположена скв. 2. Восточно-Садовая структура выполаживается до малоамплитудного поднятия (10м) юго-восточного простирания с размерами 2,4×0,6 км. На оконтуривающей изогипсе минус 2310 м расположена скв. 4.

На структурной карте по отражающему горизонту «У» (рис. 2.2) наблюдается выполаживание структурных форм. Отмечается сложное строение Садового поднятия. В районе скв. 1, 2 выделяется структурный нос юго-восточного простирания, осложненный небольшим куполом. К востоку от него через узкий прогиб закартирован восточный купол поднятия. Восточно-Садовая структура осложняет узкий структурный нос

4. Нефтегазоносность

При проведении разведочного бурения на Садовой площади признаки нефтенасыщения пород в виде запахов, выпотов, наличия окислившейся нефти и явного нефтенасыщения были отмечены в отложениях мячковского горизонта, башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса, верхнефранского подъяруса, тиманского и пашийского горизонтов. Однако, в результате обработки кернового, промыслово-геофизического материалов и данных испытателей пластов и перфораций, было установлено, что на Садовом поднятии промышленные скопления нефти приурочены к терригенным отложениям визейского яруса нижнего карбона (пласт Б2) и франского яруса верхнего девона (пласты Дк7 и Д1). В процессе бурения скв. 112 была установлена промышленная нефтеносность в пласте Б2 бобриковского горизонта в пределах ВосточноСадового поднятия. Залежь нефти пласта Дк7 тиманского горизонта открыта разведочной скважиной 2 на собственно Садовом поднятии. В скважине 4, заложенной по результатам структурного бурения и сейсморазведки, при освоения пласта Д1 пашийского горизонта на Восточно-Садовом поднятии была установлена его промышленная нефтеносность.

Ниже приводится характеристика выявленных залежей нефти.

Залежь нефти пласта Б? приурочена к терригенным отложениям бобриковского горизонта нижнего карбона Восточно-Садового поднятия.

Продуктивный пласт залегает на средней глубине 1743 м и представлен песчаниками темно-серыми, кварцевыми, среднезернистыми, заглинизированными, пористыми, нефтенасыщенными. Покрышкой для залежи нефти служат глинистые породы, толщиной около 4 м.

В скважине 112 в процессе бурения пласт Б2, залегающий на глубине 1769,7−1778 м (абс. отм. -1601,3 -1609,5 м), был опробован ИПТ в интервале глубин 1758−1773 м (абс. отм. -1589,6−1604,6 м), за 13 мин. притока получено 1,9 м³ нефти. Эксплуатационная колонна перфорирована против пород пласта Б2 в интервале глубин 1770−1772 м (абс. отм. -1601,6−1603,6 м), получен приток жидкости 36 м³, в т. ч. 3 м³ нефти и 33 м³ воды. Присутствие воды в притоке вызвано прорывом воды из подошвенной части пласта. По данным ГИС водо-нефтяной контакт отбивается на абс. отм минус 1607,1 м.

Пласт Б2 в скв. 4 залегает в интервале глубин 1742,6−1763,2 м (абс. отм. -1592,0 -1612,6 м) и состоит из 3-х эффективных пропластков. По данным ГИС нефтенасыщенными являются верхние два пропластка суммарной толщиной 7,4 м. Третий пропласток представляет собой изолированную от продуктивной части пласта водонасыщенную полулинзу, развитую в северном направлении структуры. Толщина глинистой перемычки 2,8 м. В связи с вышеизложенным, в структурных построениях за нижнюю границу пласта принята подошва нефтенасыщенного интервала на глубине

1754.2 м (абс. отм.-1603,6м).

Граница залежи принята на абсолютной отметке минус 1607,1 м (лист 8).

Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи в пределах принятой границы составляют 4,4×1,0 км, высота залежи около 24 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 5,8 м (скв. 112) до 7,4 м (скв. 4). Коэффициент песчанистости составляет 0,79, коэффициент расчлененности — 1,5.

По данным ГИС в скв. 2 на Садовом поднятии пласт Б2 залегает в интервале глубин 1748−1770,4 м (абс. отм. -1609,7 -1632,1 м), в верхней части которого отмечается нефтенасыщение. В связи с тем, что опробование пласта в скв. 2 не проводилось и ввиду неоднозначности интерпретации сейсмических данных в районе скв. 2 и 117, на Садовом поднятии по пласту Б2 запасы нефти не оценены.

Залежь нефти пласта Дк7 на Садовом месторождении приурочена к терригенным отложениям таманского горизонта верхнего девона Садового поднятия.

Продуктивный пласт залегает на средней глубине 2473 м и литологически сложен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, в нефтенасыщенной части коричневатосерыми. Покрышкой залежи служат глинистые породы таманского горизонта толщиной до 20 м. По данным ГИС коллектор пласта Дк7 выделяется в скважинах 1 и 2, 117, а в скважинах 3, 4, 112 он замещен плотными породами (алевролитами).

В скважине 1 пласт Дк7 залегает в интервале глубин 2454,8−2457,8 м (абс. отм. — 2343,9−2346,9 м). При опробовании пласта из интервала перфорации 2454−2457 м (абс. отм. -2343,1−2346,1 м) был получен приток воды с пленкой нефти 32,2 м3/сут в интервале подъеме уровня 564−330 м.

В скважине 2 пласт Дк7, залегающий в интервале глубин 2472,8−2477 м (абс. отм. — -2338,4 м), полностью нефтенасыщен. Опробование пласта в колонне проведено в интервале 2472−2477 м (абс. отм. -2333,4 -2338,4 м), в результате получен фонтанный приток безводной нефти дебитом 62,3 м3/с на 8 мм шт.

В результате опробования в скв. 117 пласта Дк, залегающего в интервале глубин 2524,8−2528,8 м (абс. отм. -2333−2337 м), был получен приток нефти из интервала 2524- 2528 м (абс. отм. -2332,2−2336,2 м).

Ввиду того, что скв. 2 продолжительное время работала безводной нефтью граница залежи принята на абсолютной отметке минус 2341,0 м на середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного пласта в скв. 2 и кровлей водонасыщенного пласта в скв. 1 (лист 9).

Исходя из вышеизложенного, залежь нефти пласта Дк7 — пластовая, сводовая. Размеры залежи в пределах принятого контура 1,5×0,75 км, ее высота 13 м Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 4,2 м (скв. 2), 4 м (скв. 117). Коэффициент песчанистости — 1,0. Коэффициент расчлененности — 1.

Залежь нефти пласта Д1 на Садовом месторождении приурочена к терригенным отложениям пашийского горизонта верхнего девона Восточно-Садового поднятия.

Пласт залегает на средней глубине 2521 м и представлен песчаниками серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, переслаивающимися с алевролитами темно-серыми и буровато-серыми, кварцевыми, глинистыми (толщина перемычек от 0,2 до 5,4 м). Количество эффективных прослоев в скважинах изменяется от 1 до 4.

Пласт подстилается и перекрывается глинистыми породами. Толщина покрышки около 10 м. Пласт Д1 по всей площади Садового месторождения состоит из двух пачек. Верхняя пачка является нефтенасыщенной в районе скважин 4, 112, нижняя, водонасыщенная, пачка имеет тенденцию к уменьшению толщины и полностью замещается глинистыми породами в скважине 112 (лист 9).

Продуктивный пласт по данным ГИС в скважине 4 залегает в интервале глубин 2520,6−2522,6 м (абс. отм. -2369,4 -2371,4 м). Опробование пласта в колонне проведено в интервале 2519,5−2522,5 м (абс. отм. -2368,3−2371,3 м), в результате получен фонтанный приток нефти дебитом 33 м3/с с 4% воды на 6 мм штуцере. Изоляционные работы положительных результатов не дали.

По данным ГИС в скв. 112 продуктивный пласт залегает в интервале глубин 2549,2- 2552 м (абс. отм. -2377,2−2380 м). Опробование пласта не проводилось.

Граница залежи принята на абсолютной отметке минус 2380,0 по подошве пласта в скважине 112 (лист 9).

Залежь нефти пластовая, сводовая. Размеры залежи в пределах принятого контура 2,5×1,75 км. Высота залежи 23,0 м. Коэффициент песчанистости — 0,83. Коэффициент расчлененности — 2.

В скважине 1 пласт Д1 по данным ГИС залегает в интервале 2481,4−2486,8 м (абс. отм. -2370,5 -2375,9 м), в кровле пласта выделяется 1 м нефтенасыщенной толщины. В скважине 2 пласт Д1 залегает в интервале глубин 2500,8−2508,6 м (абс. отм. -2362,2 — 2370 м), по данным ГИС в кровельной части пласта выделяется 4,8 м нефтенасыщенной толщины. При опробовании верхней части пласта Д1 в скважине 2 был получен приток минерализованной воды с пленкой нефти. В скважине 117 пласт залегает в интервале 2549- 2558 м (абс. отм. -2357,2−2366,2 м), в верхней части по данным ГИС отмечается нефтенасыщение, однако пласт не был опробован. Запасы нефти пласта Д1 на Садовом поднятии не оценивались.

Сведения о пластах-коллекторах приведены в таблице П. 2.1. Характеристики толщин и показатели неоднородности продуктивных пластов приведены в таблицах П. 2.2., П. 2.3.

5. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОСТАНОВКИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

Степень изученности залежей очень низка. Объем подсчитанных по категории С2 геологических запасов составляет 39,5% от общего количества запасов (29,6% по пласту Б2 и 9,9% по пласту Д1). Таким образом, пласт Б2 Садового месторождения нуждается в проведении мероприятий по её доразведки.

С целью доразведки залежи с категорией запасов С2 (пласта Б2), для уточнения границ залежи и перевода запасов категории С2 в промышленные категории, в сводовой части северного купола, в зоне развития наибольших нефтенасыщенных толщин, рекомендуется пробурить одну дополнительную разведочную скважину № 7. Скважине предстоит вскрыть терригенные отложения бобриковского горизонта ниже визейского подъяруса нижнего карбона, проектный горизонт — бобриковский. Проектная глубина скважины, которую рассчитали — 2604 м, альтитуда поверхности земли, в точке заложения скважины, составляет ^994м./ От результатов бурения этой скважины будет зависить необходимость бурения целого ряда добывающих скважин для выработки этой залежи.

Садовое месторождение в целом характеризуется недостаточной освещенностью разрезов продуктивных пластов керновым материалом и, как следствие, недостаточным количеством определений коллекторских свойств пород по керну, иногда — их отсутствием. Недостаточно охарактеризованы анализами нефть и растворенный газ, по пласту Б2 анализ нефти отсутствует. По этим причинам снижена достоверность определения подсчетных параметров и запасов нефти. Таким образом, месторождение нуждается в доразведке и с точки зрения корректировки подсчетных параметров и запасов нефти и газа — с целью обеспечения наиболее рациональной системы разработки.

В связи с этим, помимо обязательных для всех разведочных скважин видов исследований — комплекс промыслово-геофизических исследований (каротажа), включающий в себя:

* Стандартный электрокаротаж двумя зондами с замерами кажущихся сопротивлений и естественных потенциалов методом ПС (поляризация скважины) +

ДС (изучение изменения диаметра скважины вдоль ствола);

* Профилиметрию, Инклинометрию;

*РК (ГК+НГК) (радиоактивные методы естественного и вызванного гамма-излучения пород), ГГК (плотностей гамма-гамма каротаж — также изучающий вызванное гамма-излучение пород);

*ИННК (импульсный нейтрон — нейтронный каротаж) — в интервале перспективных горизонтов после спуска эксплуатационной колоны.

Для детального изучения разреза и расчленения нефтегазоносных толщ в интервалах продуктивных свит проводятся следующие исследования в масштабе 1:200:

*БКЗ (боковое каротажное зондирование), БК (боковой каротаж);

*ИК (Индукционный каротаж);

*МЗ (микроэлектрокаротаж), МБК (микробоковой каротаж);

*МДС (микрокавернометрия);

*АК (акустический каротаж).

Для контроля за качеством цемента проводится:

* АКЦ (акустический контроль цементирования) — после спуска каждой из колонн.

Предусматривается также сопровождение процесса бурения скважины исследованиями с помощью газокаротажной станции.

Рекомендуется сплошной отбор керна из нефтенасыщенной части разреза.

С целью изучения и уточнения геолого-промысловой характеристики залежи предусматривается проведение на различных гипсометрических отметках испытаний методом ИПТ.

В случае получения промышленных притоков из перспективных пластовколлекторов, в целях боле обоснованной подготовки запасов промышленной категории Сь предусматривается:

— Провести пробную эксплуатацию с целью изучения емкостно-фильтрационные свойства нород-коллекторов, физико-химические свойства состава пластовых флюидов и газов, величин пластовых и забойных давлений; дебитов нефти, газа и воды, изменчивости их во времени. Стандартный комплекс гидродинамических исследований должен включать: замеры пластовых давлений и температуры; отработку скважины на 3-х режимах с замерами дебитов; забойных, затрубных и буферных давлений; снятие КВД в статике и при работе.

— Провести исследование пластовых флюидов в лабораторных условиях с целью подготовки исходных данных для подсчета запасов и последующего составления проекта разработки залежей.

С учетом дополнительной информации, полученной в результате доразведки месторождения, должны быть уточнены геологические модели залежи, скорректирована петрофизическая основа для интерпретации материалов ГИС, определены наиболее точные значения параметров, характеризующих емкостно-фильтрационные свойства породколлекторов, а так же физико-химические свойства пластовых флюидов.

Заключение

Проведенные геологические исследования позволили обосновать необходимость доразведки северной части залежи бобриковского горизонта (пласт Б2) Садового месторождения.

С целью доразведки залежи с категорией запасов С2 (пласта Б2), для уточнения границ залежи и перевода запасов категории С2 в промышленные категории, была запроектирована дополнительная разведочная скважина — в сводовой части северного купола, в зоне развития наибольших нефтенасыщенных тол тин. По результатам бурения будет уточнена геологическая модель нефтяной залежи пласта Б2, скорректирована петрофизическая основа для интерпретации материалов ГИС, определены наиболее точные значения параметров, характеризующих емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов, а так же физико-химические свойства пластовых флюидов. Размеры поднятий примерно одинаковы и составляют в контуре изогипсы минус 1590 м: северное поднятие — 1,75×0,75 км, южное — 1,8×0,75 км, амплитуда 20 м.

По отражающему горизонту «Б» происходит выполаживание структурного плана, а также его перестройка. Структурный нос в районе Садового поднятия разрастается в обширную террасу субширотного простирания. Исчезает купол в районе скв. 4.

По верхнепермским отложениям параллельно оси Большекинельского вала трассируется приподнятая зона, в пределах которой располагается ряд поднятий, в том числе двухкупольное Садовое.

Перспективы нефтеносности Садового поднятия были обусловлены его местоположением в окружении целого ряда известных месторождений нефти, таких как Саврухинское (пласты А3, А4, А5, Б2, В,), Сосновское (Pd3, Pd5, А3, А4, Б27, Б2, В, Д1), Дерюжевское (Pdb Pd2, Pd3, Pd4, Pd5, A2+A3, Б2, Вь Дк, Д1+ДП), Чеховское (Дк7, Д1).