Тектоника. 
Возможности и особенности применения геоинформационной системы ArcGIS для построения 3D моделей

В тектоническом отношении Софроницкое месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, на северо-восточном окончании Башкирского свода. Оно приурочено к Южно-Чайкинской структуре, подготовленной структурным бурением в 1982 году.

В 2002 году сейсмической партией 15 ОАО «Пермнефтегеофизика» на Южно-Чайкинской структуре проведены детальные сейсморазведочные работы методикой 3D.

Тип Южно-Чайкинского поднятия — тектоно-седиментационный, в формировании его принимали участие как тектонические, так и седиментационные процессы. Амплитуда его уменьшается снизу вверх.

В позднедевонскую эпоху на основной части Южно-Чайкинской площади осадконакопление происходило в условиях глубоководного шельфа. К востоку и югу от зоны глубоководных осадков шло развитие рифогенных построек, осложнивших Южно-Чайкинскую структуру.

Настоящими работами подтвержден тектоно-седиментационный генезис поднятия.

Нефтегазоносность

Месторождение приурочено к Южно-Чайкинской структуре, подготовленной структурным бурением в 1982 году; в 1984 году — передано в фонд подготовленных.

В течение 1999;2001 гг. на структуре пробурено 4 скважины до отложений турнейского яруса:

поисковые — 229;

разведочные — 230, 238, 252.

Максимально вскрытая глубина 1790 м (скв.252). Все скважины — в консервации. При структурных построениях учтены ранее пробуренные скважины Чайкинской площади — скв. 27 (1967 г.) и скв.85 (1978 г.). Надо отметить, что скв. 238 не подтвердила наличие южной вершины на Южно-Чайкинской структуре практически по всем горизонтам, она оказалась на южной ее периклинали.

В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность в карбонатных отложениях среднего (пласт Бш) и нижнего карбона (пласты Т1 и Т2); а также в терригенных отложениях яснополянского (пласты Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2, Бб1 и Бб2) и малиновского (пласт Мл) надгоризонтов.

Верхне-визейско-башкирский карбонатный комплекс.

Пласт Бш

Продуктивный пласт Бш прослеживается в 8,0−9,8 м от кровли башкирского яруса.

В колонне опробована скв. 252 давшая безводную нефть (1,2 т/сут при Рзаб. — 1,3 МПа); остальные скважины опробованы в процессе бурения (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1015 м по опробованию через колонну скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. В скв. 238 пласт является по данным ГИС водоносным с кровли пласта -1016 м, что подтверждено испытателем пластов.

Массивная залежь имеет размеры 4,75×1,6 м, высота залежи — 10,0 м.

Залежь разделена условной линией, проведенной на середине расстояния между скв. 229 и 252; южная половина залежи отнесена к категории С₁, а северная — к категории С₂.

Площадь нефтеносности составила 5564 тыс. м² (кат. С₁+С₂) (табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено 2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.252) — 2,8 м (скв.230); средневзвешенная по категории С₁ эта величина составила 0,9 м, по категории С₂ — 1,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту — 0,13, расчлененности — 2 (табл. 5).

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

По данным ГИС в пределах надгоризонта выделены пласты: Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2 (окский надгоризонт), Бб1 и Бб2 (кожимский надгоризонт). Все пласты являются продуктивными.

Пласт Тл2-а

Тульский пласт Тл2-а является проницаемым только в 4-х скважинах — 229, 230, 238, 252.

Залежь приурочена к центральной части структуры (район скв. 229 и 230). Зона отсутствия коллекторов приурочена к восточной части. В скв. 238, 252 пласт Тл2-а по ГИС является водоносным.

Нефть через колонну получена в скв. 230 с абс. отметок -1353,1−1355,1 м дебитом 28 т/сут через 6 мм штуцер. В скв. 229 пласт опробован испытателем пластов (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта Тл2-а в скв. 230 на абс. отметке -1355 м.

Залежь пластовая литологически экранированная имеет размеры 1,5×0,9 км, высоту — 4,0 м.

В пределах проницаемой части пласта в скважинах выделено по 1−2 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,6 м (скв.238) — 1,2 м (скв.230); средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,8 м.

Пласт Тл2-б1

Тульский пласт Тл2-б условно подразделили на пласты: Тл2-б1 и Тл2-б2, которые разделены перемычкой глинистых алевролитов толщиной 4 — 5 м. Оба пласта являются нефтеносными.

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

При испытании в процессе бурения интервала 1559,0−1585,0 (-1340,1−1366,1) скважины № 230 за 22 мин получено 2 м³ газированной нефти. ВНК — 1365 м принят по результатам ГИС, залежь высотой 4 м с небольшими размерами 2,1×0,8 км.

Площадь нефтеносности категории С₂ составила 1378 тыс. м² (табл.3).

В продуктивной части пласта по ГИС выделено по 1 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,8 (скв.238) — 1,8 (скв.252) м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 1,6 м (табл. 4), средневзвешенная по площади равна 1,0.

Коэффициент песчанистости 0,57, расчлененности 1,0 (табл. 5).

Пласт Тл-2б2

Проницаемый пласт приурочен к центральной части структуры, а на восточном крыле он замещен плотными породами.

Залежь пластовая сводовая, размерами 1,8×0,7 км, высотой 2 м. ВНК принят на абс. отметке -1369 м по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.229.

Площадь нефтеносности категории С₂ составила 1116 тыс. м² (табл. 3).

В продуктивной части пласта выделено 1−3 проницаемых прослоев эффективной толщиной 1,2 (скв.230) — 2,6 (скв.252), средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 1,2 м.

Пласт Бб1

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

Нефть через колонну получена в 3-х скважинах — 229, 230, 252, в скв. 238 — получена пластовая вода (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скв. 252 на абс. отметке -1384 м с учетом опробования в колонне.

Залежь пластово-сводового типа имеет размеры 3,2×1,2 км, высоту — 10,0 м. Площадь нефтеносности — 3125 тыс.т.

В пределах пласта по ГИС выделяется 1−2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,8 м (скв.85) — 3,4 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составил 0,39, расчлененности — 1,4 (табл. 5). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины получилось равным 1,9 м.

Пласт Бб2

Прослеживается в центральной части структуры; на северной периклинали (район скв. 27 — 230) пласт замещен плотными породами.

Промышленная нефть получена в единственной скважине 229, где с абс. отметок -1385,1−1387,1 м получен дебит 30 т/сут через 5 мм штуцер (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта в скв.229 с учетом испытания на абс. отметке -1387 м.

Залежь пластовая с литологическим экраном в северо-восточной части. Размеры её — 1,8×0,6 км, высота — 2,0 м.

В пределах пласта Бб2 по данным ГИС выделяется 1−2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.229) — 4,2 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,43, расчлененности — 1,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,9 м (табл. 3).

Пласт Мл

Пласт в значительной степени является неоднородным. Проницаемая часть приурочена к центральной и юго-восточной части структуры. Промышленный приток получен только в одной скважине 229 (табл. 2), где с абс. отметок -1399,1−1409,1 м получен приток нефти дебитом 23 т/сут через 5 мм штуцер.

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта скв. 229 на абс. отметке -1409 м с учетом испытания в колонне.

Пластовая залежь экранируется плотными породами с юго-запада и северо-востока и имеет размеры 1,0×0,7 км, высоту — 10,0 м.

В проницаемой части пласта в скважинах по ГИС выделено 1−3 проницаемых прослоя эффективной толщиной 5,5 м (табл. 4). Максимальная толщина приурочена к южной периклинали поднятия. Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,60, расчлененности — 2,5 (табл. 5). В скв. 229 эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделена равной 5,0 м; средневзвешенное её значение составило 1,9 м.

Верхне-девонско-турнейский карбонатный комплекс

По промыслово-геофизическим данным в отложениях турнейского яруса на месторождении прослеживается 2 проницаемых пласта Т1 и Т2.

Пласт Т1

Приурочен непосредственно к кровле турнейского яруса. В колонне опробованы 5 скважин — 27, 229, 230, 238, 252 (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1432,0 м по опробованию и данным ГИС скважины 230.

Залежь массивного типа имеет размеры 3,4×1,3 км, высоту — 18,0 м. Площадь нефтеносности составила 4238 тыс. м² (табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта по ГИС выделяется 8−10 проницаемых прослоев эффективной толщиной 7,0 м (скв.230) — 9,4 м (скв.229); средневзвешенная по залежи величина составила 4,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту — 0,47, расчлененности — 9,3 (табл. 5).

Пласт Т2

Продуктивный пласт Т2 располагается в 20−28 м от кровли турнейского яруса. От вышележащего пласта Т1 данный пласт отделяется пачкой глинистых известняков толщиной 4−6 м.

В колонне опробована скважина 252, где с абс. отметок -1442,4−1453,4 м получена нефть дебитом 1 т/сут при Ндин — 80 м (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно на абс. отметке -1454 м по опробованию в колонне скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. Площадь нефтеносности составила 1717 тыс. м². В контуре нефтеносности располагаются еще две скважины 229 и 230, где пласт Т2 является нефтеносным по данным ГИС.

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено по два проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,4 м (скв.229) — 2,0 м (скв.230), средневзвешенное значение которой получилось равным 1,1 м. Коэффициент песчанистости по пласту — 0,32; расчлененности — 1,75 (табл. 5).