Общие сведения о месторождении

Содержание

 

Введение

. Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

Орогидрография

Стратиграфия

Тектоника

Нефтегазоводоносность

Коллекторские свойства пласта

Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Подсчет запасов нефти и газа

Выводы

. Технологическая часть

Основные решения проектных документов

Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализ обводненности скважин в первой стадии

Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Анализ эффективности принятой системы заводнения

Анализ текущего состояния разработки месторождения

Характеристика фонда скважин

Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

Анализ обводнения залежи

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Выводы

Библиографический список

Введение

 

Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр или увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы стала одной из самых важных. Наиболее актуальными являются вопросы, касающиеся проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в разных геолого-физических условиях и для различных стадий разработки нефтяных месторождений.

Отечественная нефтяная промышленность достигла многого в направлении повышения продуктивности скважин, интенсификации добычи нефти, искусственного воздействия на пласт. Применяемые методы, системы и технологии в целом отвечают современному уровню развития науки и техники. В настоящее время накоплен немалый опыт эксплуатации нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Появления методик расчетов процессов обводнения и нефтеотдачи в настоящее время проводится с широким использованием ЭВМ. Возможность использования новых программ прогнозирования технологических показателей разработки, позволяет проводить постоянный текущий контроль за состоянием разработки месторождений, делать оперативные пересчеты текущей нефтеотдачи пластов, корректировать проектные показатели разработки.

В настоящее время современные методы моделирования гидродинамических моделей пластов с большой степенью адаптации позволяют получать распределение нефтенасыщенности по объектам, направления дренирования фильтрационных потоков, что в свою очередь, позволяет намечать геолого-технические мероприятия, направленные на повышение конечной нефтеотдачи пластов, и осуществлять прогноз разработки нефтяных месторождений на более длительные периоды.

 

Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

 

Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы.

В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара.

На юго-восточной границе площади проходит ж/д линия Куйбышев-Уфа.

Наиболее крупными населенными пунктами, расположенными в границах указанных районов являются поселок и села Подбельск, Кинель-Черкассы, Сарбай, Мочалеевка.

В юго-западной части площади проходит профилированная шоссейная дорога Кинель-Черкассы-Самара.

Климат района континентальный, относительная влажность воздуха составляет 80-85%, около 50% годового количества осадков выпадает в период с мая по сентябрь, изменения температур зафиксированы от +36^о летом до -33^оС зимой.

 

Орогидрография

 

Район месторождения расположен в пределах водоразделов рек Б. Кинель и Сарбай. Наиболее обширным является Кинельско-Сарбайский водораздел.

Максимальные абсолютные отметки рельефа водоразделов рек плюс 208-228 м. по северо-западному склону водораздела происходит равномерное понижение рельефа до абсолютных отметок плюс 94,4-123,6 м. самой крупной из рек является р. Б. Кинель, которая протекает с северо-востока на юго-запад. Река имеет хорошо разработанную долину с крутым правым склоном и более пологим левым. Русло реки достигает глубины 4 м и ширины 30-40 м. река Сарбай протекает в направлении с северо-востока на юго-запад, берет свое начало севернее села Сарбай. Самым крупным ее притоком является Шумарка.

Склоны водоразделов изрезаны сетью мелких и крупных оврагов открывающихся своими устьями в поймы рек.

Территория месторождения находится в лесостепной зоне с преобладанием лесов. Основные массивы леса приурочены к долинам рек. Район месторождения полностью технически обустроен с необходимыми промыслово-транспортными коммуникациями, пунктами сбора нефти и иными сооружениями.

 

Стратиграфия

 

В геологическом строении Сарбайско-Мочалеевского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Ниже представлена краткая характеристика разреза вскрытых продуктивных отложений по данным структурного и глубокого поискового бурения.

Архей

Кристаллический фундамент сложен гранитно-гнейсами, розовато-серыми, биотитовыми, кварцевыми, плотными, крепкими с большим содержанием полевых шпатов и тонкими прожилками кальцита.

Вскрытая мощность до 5 м.

Девон

Отложения девонской системы представлены среднедевонскими и верхнедевонским и верхнедевонским отделами, причем на кристаллическом фундаменте залегают осадки живетского яруса. Эйфельский ярус на Мочалеевской площади отсутствует.

Верхний девон

Представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус

Подразделяется на два подъяруса - нижний и верхний. В состав нижнефранского подъяруса входят четыре горизонта: пашийский, кыновский, саргаевский, семилукский.

Пашийский горизонт

Представлен двумя пластами ДП и Д1, разделенных пачкой темносерых, оскольчатых глин. Нижняя граница горизонта отбивается по подошве пласта ДП, а верхняя по подошве нижнего кыновского известняка - репер «кинжал». Пласты ДП и Д1 сложены песчаниками и олевролитами. Песчаники светло-серые и серые, пористые, кровельные части пластов плотные, довольно крепкие. Алевролиты темно-серые, слюдистые, местами сильно глинистые, плотные.

Песчаники пласта Д1 в Скв. 39, 44, 42 нефтенасыщены. Глины темно-серые и зеленовато-серые, слоистые, алевретистые с обуглившимися растительными остатками. Мощность 47-60 м.

Кыновский горизонт

В подошве залегает 3-метровый прослой известняка серого, тонкокристаллического, плотного, крепкого, с отпечатками фауны, выше - глины, зеленовато-серые, листовато-оскольчатые, рыхлые. На глинах залегает алеврито-песчанистая пачка, именуемая пластом Дк. Пласт Дк сложен алевролитами серыми и зеленовато-серыми, неясно-слоистыми песчанистыми, с выпотами нефти, с прослоями песчаника коричневато-серого, тонкозернистого, алевритистого, иногда нефтенасыщенного (Скв 39). Над пластом Дк залегает глинистая пачка, представленная зеленовато-серыми и зелеными глинами. Мощность 30-34 м.

Карбон

Среднекаменноугольный отдел

Башкирский ярус

Сложен известняками светло серыми до белых и желтовато-серыми, тонкокристаллическими, органогенно-обломочными, участками глинистыми, трещиноватыми. В кровле яруса известняки нефтенасыщенны (пласт А4).

Мощность яруса до 120 м.

Московский ярус

Расчленяется на нижнемосковский и верхнемосковский подъярусы. В состав нижнемосковского подъяруса входят верейский и каширский горизонты. Мощность до 82 м.

Верейский горизонт

В большинстве скважин представлен нефтенасыщенными песчаниками - пласт А3, глинами и алевролитами. Песчаники, представляющие пласт А3, серые и коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые, слабослюдистые, хорошо сцементированные.

Глины - зеленовато серые и темно серые, слоистые слюдистые, плотные, средней крепости, с обуглившимися растительными остатками.

Алевролиты серые и зеленовато-серые, тонкозернистые, неясно слоистые, сильно слюдистые участками пиритизированные, плотные.

В отдельных участках пласт А3 подвергался эрозионным процессам с последующим заполнением монотонной пачкой глин - область палеовреза.

Мощность горизонта до 25 м.

Четвертичные отложения

Представляют собой современные аллювиальные отложения рек и оврагов и делювиальные образования. Слагаются они глинистыми мелкозернистыми песками и желто-бурыми суглинками. Толщина четвертичных отложений составляет 3-5 м.

Таким образом, стратиграфический разрез Сарбайско-Мочалеевского месторождения согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Особенностью месторождения является отсутствие на Мочалеевской площади эйфельского яруса в составе девонской системы.

Продуктивными на Сарбайско-Мочалеевском месторождении являются пласты А₃ (верейский горизонт), А₄ (башкирский ярус), Д₁ (пашийский горизонт) и пласт Д_к (кыновский горизонт).

 

Тектоника

 

Все пробуренные разведочные и эксплуатационные скважины на 01.01.88 год, в основном вскрыли осадочный чехол до намюрского яруса.

Сарбайско-Мочалеевская структура приурочена к Сидоровскому выступу кристаллического фундамента. Проведенные исследования позволяют выделить в пределах Сидоровского выступа ряд структурных зон, трассирующихся параллельно Большекинельскому валу.

Сарбайско-Мочалеевская зона поднятий расположена к югу от Аделяковской, имеет юго-восточное простирание и только в северо-западной части наблюдается поворот оси в северном направлении.

В пределах зоны выделяются такие поднятия, как Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское.

Собственно можно проследить две параллельные складки, к которым приурочены Саврухинское и Сарбайско-Мочалеевское месторождения. Пробуренные разведочные скважины, которые вскрыли осадочный покров в восточном направлении от Саврухинского поднятия, установили лишь наличие двух небольших залежей нефти в отложениях башкирского яруса (пласты А4 и А5) в куполах юго-восточного простирания и полное отсутствие нефтенасыщенности в пласте А3 - верейского горизонта, тогда как на юго-восточном продолжении Сарбайской складки разведочными скважинами №6, 9, 20, 8, 17, 12, 14, 7, 21 открыта крупная залежь нефти пласта А3 в отложениях верейского горизонта. Пробуренные затем многочисленные эксплуатационные скважины установили единство залежи нефти в границах Сарбайского и Мочалеевского участков.

Выявленные структурным и глубоким бурением Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское, Аделяковское, Садовое и Сидоровское поднятия говорят о ступенчатости фундамента к западу и юго-западу от Большекинельского вала.

Практически по всем выявленным структурам, разбуренным большим количеством скважин, наблюдается хорошее совпадение сводов структур по основным маркирующим горизонтам.

Незначительное несовпадение пермского структурного плана со структурой глубоких горизонтов на некоторых площадях, которое выражается в смещении осей простирания, связано с поздними тектоническими подвижками фундамента, наложивших свой отпечаток на осадконакопление.

Наиболее полно нефтенасыщен разрез в границах Сарбайско-Мочалеевского месторождения - пласты А3, А4, Дк и ДI.

 

Нефтегазоводоносность

 

В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах:

А3 - верейский горизонт, средний карбон;

А4 - башкирский ярус, средний карбон;

Дк - кыновский горизонт, верхний девон;

Д1 - пашийский горизонт, верхний девон.

Основным объектом разработки является пласт А3 верейского горизонта.

Пласт А3

Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. пласт А3 вскрыт в 82-х скважинах и достаточно полно изучен. Характерной особенностью строения залежи является то обстоятельство, что в участках расположения скв. 50, 95, 7 и 21 коллектор пласта А3 эродирован в процессе осадконакопления - область палеовреза. Участки полного отсутствия коллектора пласта А3 заполнены монолитной пачкой глин верейского яруса.

На границе палеовреза нефтенасыщенный коллектор по всей вскрытой толщине контактирует с глинами, а не выклинивается до нуля.

Кроме того, коллектор пласта также был подвержен частичной эрозии на стыке Сарбайского и Мочалеевского участков (районы скв. 69, 100, 130). Не исключено, что область эрозии распространяется далее на север в направлении скв. 45 и 41, 20 и 14.

Начальное положение водонефтяного контакта по залежи пласта А3 определено по материалам ГИС и данным опробования скважин.

На Сарбайском участке самое низкое положение подошвы полностью нефтенасыщенного коллектора определено в скв. 63 и 66 на абсолютных отметках минус 1175 и 1175,1 м.

Начальное положение ВНК уверенно фиксируется по ГИС на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46, которая вскрыла водонефтяную зону пласта. Кровля полностью водонасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных отметках минус 1177,8 м и минус 1182,6 м (скв. 45 и 41).

Безводные притоки нефти получены из скв. 69 при нижнем отверстии перфорации на отметке минус 1172,2 м. Из скв. 66, где коллектор по ГИС нефтенасыщен до подошвы (абс. отм. минус 1175,1 м), при нижнем отверстии перфорации на этой же отметке, что и подошва пласта, получен приток нефти с дебитом 11 т/с при 15% воды. Этот результат говорит о близости водонефтяной зоны и подтверждает начальное положение ВНК на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46.

На основании изложенного, ВНК по залежи нефти пласта А3 в границах Сарбайского участка принят на абсолютной отметке минус 1175 м. Размеры залежи в принятых границах - 2,5x1,9 км. Водонефтяной контакт по залежи пласта А3 в пределах Мочалеевского участка также определен по ГИС и данными опробования пласта. На северном крыле по материалам ГИС ВНК определен в скв. 79 на отметке минус 1173,4 м. подошва полностью нефтенасыщенного коллектора вскрыта до абсолютных отметок минус 1174,1 м (скв. 86) и минус 1174,9 м (скв. 135). Кроме того, в скв. 135 при нижнем отверстии перфорации на абс. Отметке минус 1174,9 м получен безводный приток нефти с дебитом 29 т/с. На основании изложенного ВНК на северном крыле залежи нефти пласта А3 принимается в интервале отметок минус 1173,4-1175 м. На южном крыле залежи среднее положение ВНК определяется отметкой минус 1173,3 м по данным ГИС скв. 81, 8, 116, 123, 122, 117, 76. Высотная отметка начального положения ВНК установлена на абсолютной отметке минус 1172,8 по скв. 121. Учитывая изложенное, контур нефтеносности южного крыла залежи нефти пласта А3 Мочалеевского участка проведен по изогипсе минус 1173 м до участка расположения скв. 12, 84 и 85.

Среднее начальное положение ВНК в районе скв. 85, 12 и 84 определяется данными ГИС и опробованием на абсолютной отметке минус 1178,5 м. В целом по материалам ГИС и опробования скважин начальное положение ВНК на Мочалеевском участке залежи нефти пласта А3 установлено в интервале абсолютных отметок минус 1173-1178,5 м. Колебание высотных положений ВНК на отдельных участках залежи связано с литолого-фациальными условиями формирования ловушки, что в свою очередь, обусловило различную активность контурных вод и тем самым высотные положения водонефтяных контактов. Размеры залежи нефти в принятых границах Мочалеевского участка составляют 5,2x3 км.

Структурный план по кровле коллектора пласта А3 представлен брахиантиклиналью субширотного простирания. Размеры залежи нефти в границах палеовреза и внешнего контура нефтеносности в целом составляют 2,5x7.8 км. Высота залежи в районе скв. 126 достигает 22,4 м. Ширина водонефтяной зоны по линии скв. 117, 122 составляет 1,1 км.

 

Выводы

 

Таким образом, можно сделать следующие заключения:

· Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы. В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара. Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. Приурочен к верейскому горизонту.

·         В геологической части в полном объеме описаны стратиграфия, тектоника, нефтеносность пластов Сарбайско-Мочалеевское месторождения, изучены их коллекторские свойства и физико-химические характеристики нефти, газа и воды. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа∙с.

· Пласт А3 залегает на средней глубине 1180. В границах внутреннего контура нефтеносности величины нефтенасыщенных толщин изменяются незначительно, в большинстве случаев составляя 10-12 м и достигают максимума 16,4 м и 16,6 м. на участках расположения скв. 94 и 80. В межконтурной зоне нефтенасыщенные толщины изменяются в более широких пределах от 3 м (скв. 78) до 18,4 м (скв. 117). максимальная эффективная толщина пласта А3 зафиксирована в скв. 117 и 121 и составляет 23,6 и 21 м соответственно. Основной объект разработки - пласт А3 представлен слаборасчлененными песчаниками, состоящими из 1-2, реже 3-х пропластков, толщиной от 1 до 10 м. Коэффициент песчанистости - 0,74, расчленённости -1,5. Пористость - 19,9. Проницаемость 1,66.

·         Произведен подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом, которые составляют соответственно 20113 тыс.т. и 12331 тыс.т.

· В итоге, необходимо отметить, что наличие водонефтяных зон в дальнейшем будет влиять на разработку месторождения, имеется возможность обводнения продукции с начала разработки.

 

Технологическая часть

Анализ обводнения залежи

На рис. представлено распределение скважин по обводненности продукции. Как видно из рисунка преобладающая доля скважин эксплуатируется с обводненностью продукции более 75%.

Обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. Приведенный график "Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи" позволяет наглядно видеть изменение этих показателей по залежи.

Как видно из графика, по мере разработки месторождения увеличивается число добывающих скважин, увеличивается обводненность продукции. Средний дебит по нефти в процессе разработки уменьшается.

 

Выводы

 

· В технологической части проведен анализ состояния разработки и выработки запасов нефти пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения, произведено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Пласт разрабатывается с 1972 года.

·         Проведенные ГТМ принесли ощутимые результаты.

·         Достигнутая степень выработки составляет 60,1%, текущая обводненность 86,6%. Это свидетельствует о том, что, месторождение разрабатывается не эффективно.

·         На данный момент залежь находится на 3 стадии разработки.

В рамках рекомендуемых технологических решений регулирование процесса разработки возможно за счет осуществления следующих мероприятий:

перевод ряда скважин на форсированный отбор жидкости;

перевод скважин, обводнившихся при эксплуатации нижележащих горизонтов, на вышележащие;

зарезка боковых стволов;

воздействие на призабойную зону соляной кислотой.

 

Библиографический список

 

1. Спутник нефтяника. / В.М. Муравьев, Н.Г. Середа - М.: Недра, 1971 г.

2. Разработка и управление месторождениями при заводнении. / Д. Уолкотт - М.: ЮКОС, 2001 г.

.   Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999 г.

Содержание

 

Введение

. Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

Орогидрография

Стратиграфия

Тектоника

Нефтегазоводоносность

Коллекторские свойства пласта

Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Подсчет запасов нефти и газа

Выводы

. Технологическая часть

Основные решения проектных документов

Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

Анализ обводненности скважин в первой стадии

Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Анализ эффективности принятой системы заводнения

Анализ текущего состояния разработки месторождения

Характеристика фонда скважин

Анализ отборов нефти и жидкости, дебиты скважин

Анализ обводнения залежи

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Анализ степени выработки и подсчета КИН с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин

Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Выводы

Библиографический список

Введение

 

Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр или увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы стала одной из самых важных. Наиболее актуальными являются вопросы, касающиеся проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в разных геолого-физических условиях и для различных стадий разработки нефтяных месторождений.

Отечественная нефтяная промышленность достигла многого в направлении повышения продуктивности скважин, интенсификации добычи нефти, искусственного воздействия на пласт. Применяемые методы, системы и технологии в целом отвечают современному уровню развития науки и техники. В настоящее время накоплен немалый опыт эксплуатации нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Появления методик расчетов процессов обводнения и нефтеотдачи в настоящее время проводится с широким использованием ЭВМ. Возможность использования новых программ прогнозирования технологических показателей разработки, позволяет проводить постоянный текущий контроль за состоянием разработки месторождений, делать оперативные пересчеты текущей нефтеотдачи пластов, корректировать проектные показатели разработки.

В настоящее время современные методы моделирования гидродинамических моделей пластов с большой степенью адаптации позволяют получать распределение нефтенасыщенности по объектам, направления дренирования фильтрационных потоков, что в свою очередь, позволяет намечать геолого-технические мероприятия, направленные на повышение конечной нефтеотдачи пластов, и осуществлять прогноз разработки нефтяных месторождений на более длительные периоды.

 

Геологическая часть

Общие сведения о месторождении

 

Сарбайско-Мочалеевское месторождение расположено в восточной части Самарской области к северу от с. Кинель-Черкассы.

В административном отношении район находиться в пределах Кинель-Черкасского и Похвистневского района в 100-120 км на северо-восток от областного центра г. Самара.

На юго-восточной границе площади проходит ж/д линия Куйбышев-Уфа.

Наиболее крупными населенными пунктами, расположенными в границах указанных районов являются поселок и села Подбельск, Кинель-Черкассы, Сарбай, Мочалеевка.

В юго-западной части площади проходит профилированная шоссейная дорога Кинель-Черкассы-Самара.

Климат района континентальный, относительная влажность воздуха составляет 80-85%, около 50% годового количества осадков выпадает в период с мая по сентябрь, изменения температур зафиксированы от +36^о летом до -33^оС зимой.

 

Орогидрография

 

Район месторождения расположен в пределах водоразделов рек Б. Кинель и Сарбай. Наиболее обширным является Кинельско-Сарбайский водораздел.

Максимальные абсолютные отметки рельефа водоразделов рек плюс 208-228 м. по северо-западному склону водораздела происходит равномерное понижение рельефа до абсолютных отметок плюс 94,4-123,6 м. самой крупной из рек является р. Б. Кинель, которая протекает с северо-востока на юго-запад. Река имеет хорошо разработанную долину с крутым правым склоном и более пологим левым. Русло реки достигает глубины 4 м и ширины 30-40 м. река Сарбай протекает в направлении с северо-востока на юго-запад, берет свое начало севернее села Сарбай. Самым крупным ее притоком является Шумарка.

Склоны водоразделов изрезаны сетью мелких и крупных оврагов открывающихся своими устьями в поймы рек.

Территория месторождения находится в лесостепной зоне с преобладанием лесов. Основные массивы леса приурочены к долинам рек. Район месторождения полностью технически обустроен с необходимыми промыслово-транспортными коммуникациями, пунктами сбора нефти и иными сооружениями.

 

Стратиграфия

 

В геологическом строении Сарбайско-Мочалеевского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Ниже представлена краткая характеристика разреза вскрытых продуктивных отложений по данным структурного и глубокого поискового бурения.

Архей

Кристаллический фундамент сложен гранитно-гнейсами, розовато-серыми, биотитовыми, кварцевыми, плотными, крепкими с большим содержанием полевых шпатов и тонкими прожилками кальцита.

Вскрытая мощность до 5 м.

Девон

Отложения девонской системы представлены среднедевонскими и верхнедевонским и верхнедевонским отделами, причем на кристаллическом фундаменте залегают осадки живетского яруса. Эйфельский ярус на Мочалеевской площади отсутствует.

Верхний девон

Представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярус

Подразделяется на два подъяруса - нижний и верхний. В состав нижнефранского подъяруса входят четыре горизонта: пашийский, кыновский, саргаевский, семилукский.

Пашийский горизонт

Представлен двумя пластами ДП и Д1, разделенных пачкой темносерых, оскольчатых глин. Нижняя граница горизонта отбивается по подошве пласта ДП, а верхняя по подошве нижнего кыновского известняка - репер «кинжал». Пласты ДП и Д1 сложены песчаниками и олевролитами. Песчаники светло-серые и серые, пористые, кровельные части пластов плотные, довольно крепкие. Алевролиты темно-серые, слюдистые, местами сильно глинистые, плотные.

Песчаники пласта Д1 в Скв. 39, 44, 42 нефтенасыщены. Глины темно-серые и зеленовато-серые, слоистые, алевретистые с обуглившимися растительными остатками. Мощность 47-60 м.

Кыновский горизонт

В подошве залегает 3-метровый прослой известняка серого, тонкокристаллического, плотного, крепкого, с отпечатками фауны, выше - глины, зеленовато-серые, листовато-оскольчатые, рыхлые. На глинах залегает алеврито-песчанистая пачка, именуемая пластом Дк. Пласт Дк сложен алевролитами серыми и зеленовато-серыми, неясно-слоистыми песчанистыми, с выпотами нефти, с прослоями песчаника коричневато-серого, тонкозернистого, алевритистого, иногда нефтенасыщенного (Скв 39). Над пластом Дк залегает глинистая пачка, представленная зеленовато-серыми и зелеными глинами. Мощность 30-34 м.

Карбон

Среднекаменноугольный отдел

Башкирский ярус

Сложен известняками светло серыми до белых и желтовато-серыми, тонкокристаллическими, органогенно-обломочными, участками глинистыми, трещиноватыми. В кровле яруса известняки нефтенасыщенны (пласт А4).

Мощность яруса до 120 м.

Московский ярус

Расчленяется на нижнемосковский и верхнемосковский подъярусы. В состав нижнемосковского подъяруса входят верейский и каширский горизонты. Мощность до 82 м.

Верейский горизонт

В большинстве скважин представлен нефтенасыщенными песчаниками - пласт А3, глинами и алевролитами. Песчаники, представляющие пласт А3, серые и коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые, слабослюдистые, хорошо сцементированные.

Глины - зеленовато серые и темно серые, слоистые слюдистые, плотные, средней крепости, с обуглившимися растительными остатками.

Алевролиты серые и зеленовато-серые, тонкозернистые, неясно слоистые, сильно слюдистые участками пиритизированные, плотные.

В отдельных участках пласт А3 подвергался эрозионным процессам с последующим заполнением монотонной пачкой глин - область палеовреза.

Мощность горизонта до 25 м.

Четвертичные отложения

Представляют собой современные аллювиальные отложения рек и оврагов и делювиальные образования. Слагаются они глинистыми мелкозернистыми песками и желто-бурыми суглинками. Толщина четвертичных отложений составляет 3-5 м.

Таким образом, стратиграфический разрез Сарбайско-Мочалеевского месторождения согласуется с региональными закономерностями, установленными для данного района. Особенностью месторождения является отсутствие на Мочалеевской площади эйфельского яруса в составе девонской системы.

Продуктивными на Сарбайско-Мочалеевском месторождении являются пласты А₃ (верейский горизонт), А₄ (башкирский ярус), Д₁ (пашийский горизонт) и пласт Д_к (кыновский горизонт).

 

Тектоника

 

Все пробуренные разведочные и эксплуатационные скважины на 01.01.88 год, в основном вскрыли осадочный чехол до намюрского яруса.

Сарбайско-Мочалеевская структура приурочена к Сидоровскому выступу кристаллического фундамента. Проведенные исследования позволяют выделить в пределах Сидоровского выступа ряд структурных зон, трассирующихся параллельно Большекинельскому валу.

Сарбайско-Мочалеевская зона поднятий расположена к югу от Аделяковской, имеет юго-восточное простирание и только в северо-западной части наблюдается поворот оси в северном направлении.

В пределах зоны выделяются такие поднятия, как Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское.

Собственно можно проследить две параллельные складки, к которым приурочены Саврухинское и Сарбайско-Мочалеевское месторождения. Пробуренные разведочные скважины, которые вскрыли осадочный покров в восточном направлении от Саврухинского поднятия, установили лишь наличие двух небольших залежей нефти в отложениях башкирского яруса (пласты А4 и А5) в куполах юго-восточного простирания и полное отсутствие нефтенасыщенности в пласте А3 - верейского горизонта, тогда как на юго-восточном продолжении Сарбайской складки разведочными скважинами №6, 9, 20, 8, 17, 12, 14, 7, 21 открыта крупная залежь нефти пласта А3 в отложениях верейского горизонта. Пробуренные затем многочисленные эксплуатационные скважины установили единство залежи нефти в границах Сарбайского и Мочалеевского участков.

Выявленные структурным и глубоким бурением Сургутское, Сарбайско-Мочалеевское, Саврухинское, Аделяковское, Садовое и Сидоровское поднятия говорят о ступенчатости фундамента к западу и юго-западу от Большекинельского вала.

Практически по всем выявленным структурам, разбуренным большим количеством скважин, наблюдается хорошее совпадение сводов структур по основным маркирующим горизонтам.

Незначительное несовпадение пермского структурного плана со структурой глубоких горизонтов на некоторых площадях, которое выражается в смещении осей простирания, связано с поздними тектоническими подвижками фундамента, наложивших свой отпечаток на осадконакопление.

Наиболее полно нефтенасыщен разрез в границах Сарбайско-Мочалеевского месторождения - пласты А3, А4, Дк и ДI.

 

Нефтегазоводоносность

 

В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, третичные и четвертичные отложения.

Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах:

А3 - верейский горизонт, средний карбон;

А4 - башкирский ярус, средний карбон;

Дк - кыновский горизонт, верхний девон;

Д1 - пашийский горизонт, верхний девон.

Основным объектом разработки является пласт А3 верейского горизонта.

Пласт А3

Пласт представлен нефтенасыщенными, слаборасчлененными песчаниками, залегает на глубине 1300-1305 м. пласт А3 вскрыт в 82-х скважинах и достаточно полно изучен. Характерной особенностью строения залежи является то обстоятельство, что в участках расположения скв. 50, 95, 7 и 21 коллектор пласта А3 эродирован в процессе осадконакопления - область палеовреза. Участки полного отсутствия коллектора пласта А3 заполнены монолитной пачкой глин верейского яруса.

На границе палеовреза нефтенасыщенный коллектор по всей вскрытой толщине контактирует с глинами, а не выклинивается до нуля.

Кроме того, коллектор пласта также был подвержен частичной эрозии на стыке Сарбайского и Мочалеевского участков (районы скв. 69, 100, 130). Не исключено, что область эрозии распространяется далее на север в направлении скв. 45 и 41, 20 и 14.

Начальное положение водонефтяного контакта по залежи пласта А3 определено по материалам ГИС и данным опробования скважин.

На Сарбайском участке самое низкое положение подошвы полностью нефтенасыщенного коллектора определено в скв. 63 и 66 на абсолютных отметках минус 1175 и 1175,1 м.

Начальное положение ВНК уверенно фиксируется по ГИС на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46, которая вскрыла водонефтяную зону пласта. Кровля полностью водонасыщенного коллектора вскрыта на абсолютных отметках минус 1177,8 м и минус 1182,6 м (скв. 45 и 41).

Безводные притоки нефти получены из скв. 69 при нижнем отверстии перфорации на отметке минус 1172,2 м. Из скв. 66, где коллектор по ГИС нефтенасыщен до подошвы (абс. отм. минус 1175,1 м), при нижнем отверстии перфорации на этой же отметке, что и подошва пласта, получен приток нефти с дебитом 11 т/с при 15% воды. Этот результат говорит о близости водонефтяной зоны и подтверждает начальное положение ВНК на абсолютной отметке минус 1175,2 м в скв. 46.

На основании изложенного, ВНК по залежи нефти пласта А3 в границах Сарбайского участка принят на абсолютной отметке минус 1175 м. Размеры залежи в принятых границах - 2,5x1,9 км. Водонефтяной контакт по залежи пласта А3 в пределах Мочалеевского участка также определен по ГИС и данными опробования пласта. На северном крыле по материалам ГИС ВНК определен в скв. 79 на отметке минус 1173,4 м. подошва полностью нефтенасыщенного коллектора вскрыта до абсолютных отметок минус 1174,1 м (скв. 86) и минус 1174,9 м (скв. 135). Кроме того, в скв. 135 при нижнем отверстии перфорации на абс. Отметке минус 1174,9 м получен безводный приток нефти с дебитом 29 т/с. На основании изложенного ВНК на северном крыле залежи нефти пласта А3 принимается в интервале отметок минус 1173,4-1175 м. На южном крыле залежи среднее положение ВНК определяется отметкой минус 1173,3 м по данным ГИС скв. 81, 8, 116, 123, 122, 117, 76. Высотная отметка начального положения ВНК установлена на абсолютной отметке минус 1172,8 по скв. 121. Учитывая изложенное, контур нефтеносности южного крыла залежи нефти пласта А3 Мочалеевского участка проведен по изогипсе минус 1173 м до участка расположения скв. 12, 84 и 85.