Нефтегазоносность. 
Анализ эффективности Абдуловского и Усень-Ивановского месторождения

На Абдулловском месторождении нефтеносными являются пласты DIV, DIII, DII, DI терригенной толщи девона (ТТД), пачки фаменского яруса, пачки заволжского надгоризонта, пачка кизеловского горизонта турнейского яруса, пласт CVI терригенной толщи нижнего карбона и пачки кунгурского и артинского ярусов карбонатной толщи нижней перми (КТНП).

Промышленная продуктивность нижнепермских отложений установлена на двух локальных участках — залежь 1 на Усть-Кандызской структуре и на Ачикульской структуре — залежь 2. При корреляции этих отложений установлено, что нефтеносность приурочена к пачкам кунгурского и артинского ярусов карбонатной толщи нижней перми.

Пачка кунгурского яруса нефтеносна только на залежи 1; на залежи 2 нефтенасыщенный коллектор толщиной 0,8 м выделен только в скв. 19 ЧБЩ, но самостоятельная залежь в пачке кунгурского яруса здесь не выделялась. Залежь 1 пластово-сводового типа. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки меняется от 0,8 до 3,2 м при средней 2,1 м. Коэффициенты распространения, расчлененности и песчанистости соответственно равны 0,454; 1,8; 0,072.

Пачка артинского яруса промышленно-нефтеносна на обеих залежах. Залежи пластово-сводового типа. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки меняется от 0,8 до 7,2 м при средней 3,0 м. Коэффициенты распространения, расчлененности и песчанистости соответственно равны 0,909; 1,889; 0,246.

Залежи пласта CVI прослеживаются по всей площади месторождения. Более всего залежей на Южно-Троицком, Абдулловском и Тумбарлинском участках, в меньшей мере — на Березовском и Суллинском, и полностью отсутствуют залежи пласта CVI на Рятамакском участке. В терригенном разрезе нижнего карбона песчаный пласт с достаточно хорошими коллекторскими свойствами встречается в различных зональных интервалах разреза. Так, песчаные прослои прослеживаются в верхней части разреза сразу под тульским известняком через глинистый пропласток, либо без него (залежи 6, 9, 11), в средней части терригенного разреза (залежи 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 10, 12, 14, 15) и в нижней части разреза (залежь 13). Все залежи пластово-сводовые, в той или иной степени литологически ограниченные. Ввиду отсутствия детальных литолого-петрографических исследований разреза ТТНК изучаемого месторождения все песчаные пласты были отнесены к бобриковскому горизонту и проиндексированы в соответствии с обобщенной схемой расчленения геологического разреза Башкортостана как пласт CVI. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,8 до 7,5 м при средней 2,5 м. Коэффициент расчлененности равен 1,245. Коэффициент песчанистости — 0,18.

Пачка кизеловского горизонта — верхняя пачка мощного продуктивного карбонатного разреза месторождения. Ниже по разрезу выделены пачки заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса, среднефаменского подъяруса и нижнефаменского подъяруса.

Для залежей всех этих карбонатных пачек можно выделить некоторые общие характерные особенности. Развитие залежей по площади и в разрезе обусловлено суммарным влиянием литологического и структурного факторов. Благодаря первому сформировались зоны развития коллекторов, имеющие весьма сложные и причудливые очертания, внутри которых за счет влияния структурного фактора (облекание рифов и биогермов франско-раннефаменского возраста) образовались непосредственно залежи нефти. Внешние контуры залежей определяются, главным образом, водонефтяными контактами (ВНК) и в меньшей степени линиями замещения (выклинивания) коллекторов. Следует сразу же отметить, что имеющиеся материалы, точнее их интерпретация, позволяют считать, что все выделенные залежи имеют пластовый сводовый характер и только в той или иной степени экранированы литологически.

Пачка кизеловского горизонта вскрыта в 316 скважинах и представлен коллектором в 237 (коэффициент распространения равен 0,750). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 9,4 м при средней 5,0 м. Коэффициент расчлененности равен 1,224. При этом следует отметить, что нефтенасыщенная часть пачки кизеловского горизонта в большинстве скважин подстилается водонасыщенной, отделённой от верхней части непроницаемой перемычкой толщиной 0,6−3,6 м. Коэффициент песчанистости — 0,241. Всего по пачке выделено 12 залежей. Все залежи пластово-сводовые, в той или иной степени литологически ограниченные. Чисто литологических залежей промышленного значения не выделено.

Промышленные скопления нефти в отложениях заволжского надгоризонта преимущественно сосредоточены в относительно узкой полосе (зоне), протягивающейся с северо-запада (Тумбарлинский участок) на юго-восток через Абдулловский и Березовский участки до южной части Суллинского, и отсюда поворачивающейся круто на юг в пределы Рятамакского участка. Залежи небольшие, амплитудные, с крутыми склонами, все без исключения пластовые, сводовые, редко осложненные литологическим фактором.

По разрезу в отложениях заволжского надгоризонта по литологическим свойствам естественно, и положению ВНК вынуждено нами выделены три пачки: верхняя, средняя и нижняя. Нумерация залежей — сквозная.

Верхняя пачка наиболее промышленно продуктивная. Ее толщина 20−40 м. Представлена чередующимися прослоями пористых и плотных известняков. Толщина пористых прослоев-коллекторов достигает 4,0 м. В кровле пачки залегает мощный пласт плотных глинистых известняков, известный как заволжский репер, обеспечивающий надежную непроницаемую покрышку.

Средняя пачка включает в себя четыре хорошо выдержанных прослоя коллекторов, толщиной до 2,0 м. Толщина средней пачки 16−25 м.

Нижняя пачка имеет небольшую толщину 10 м, в ней выделяются преимущественно два пористых прослоя (в кровельной и подошвенной частях), представленных по описаниям керна и грунтов СКО порово-кавернозными известняками и доломитами.

В целом пачка заволжского надгоризонта имеет локальное распространение Коэффициент распространения равен 0,976. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,6 до 11,7 м при средней 3,3 м. Коэффициент расчлененности равен 6,225. Коэффициент песчанистости — 0,185.

По пачке фаменского яруса геометризация залежей выполнена по трем раздельным пачкам. В связи с тем, что во многих скважинах эксплуатация этих пачек ведется единым фильтром, с целью удобства учета выработки запасов использована сквозная (по разрезу) нумерация залежей. Всего выделено 22 залежи. Большинство из этих залежей (4, 5, 6, 8, 10, 11, 12, 14, 20, 21) выделены во всех трех пачках. Только в одной пачке выделены залежи 7, 13, 16, 18 и 22. Остальные залежи прослежены в двух пачках. В целом пачка фаменского яруса вскрыта в 168 скважинах и представлена коллектором в 137 (коэффициент распространения равен 0,816). Коэффициент расчлененности равен 3,3. Коэффициент песчанистости — 0,081.

Верхняя пачка пласта DI раздельно выделен в 117 скважинах, в 83 из которых представлена коллектором (коэффициент распространения — 0,415 доли ед.). По верхней пачке пласта выделено 16 залежей. При этом следует, отметить о том, что на большей части площади верхняя пачка сливается со средней или со средней и нижней пачками пласта DI.

Средняя пачка пласта DI выделена как самостоятельный только на части территории месторождения, включающей в себя южные части Южно-Троицкого и Суллинского участков, восточную часть Березовского и Рятамакский участок. Коэффициент распространения пачки равен 0,950. Толщина нефтенасыщенного коллектора достигает 11,6 м (скв. 218 РТМ). Коэффициент расчлененности равен 1,275. Всего выделено 5 небольших залежей, которые располагаются цепочкой вдоль линии предполагаемого разлома и выявлены на Южно-Троицком (скв. 218 и 205 РТМ) и Березовском (скв. 74 КГБ, 73 КГБ, 210 РТМ, 3 ЕРМ) участках и в центральной части Рятамакского участка (скв. 2283, 2278, 180 РТМ).

Пласт DII представлен коллектором в 168 скважинах из 198, вскрывших пласт, т. е. коэффициент распространения равен 0,848. Нефтенасыщенные части выделены лишь в 11 скважинах и заключены в диапазоне 1,6−3,4 м. Пласт характеризуется наибольшим коэффициентом расчлененности равным 1,595.

Пласт DIII, вскрытый в 193' скважинах, представлен коллектором лишь в 45 (коэффициент распространения равен 0,233). Нефтенасыщенные толщины заключены в диапазоне 0,8−2,8 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 1,0, т. е. во всех скважинах пласт представлен одним пропластком. Здесь выделено пять залежей, общей чертой которых является то, что они практически не оконтурены и могут быть выделены лишь условной.

Ардатовский горизонт пласта DIV вскрыта в 193 скважинах, но представлена коллектором только в 95 (коэффициент распространения равен 0,492). В целом нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 10,0 м при средней 3,5 м. Коэффициент расчлененности равен 1,284. По ардатовскому горизонту пласта DIV выделено семь залежей.

Воробьевский горизонт пласта DIV имеет весьма широкое распространение, однако в западной части площади месторождения, а также к западу (северо-западу) от Серафимовско-Чекмагушевского грабенообразного прогиба повсеместно представлена только в водонасыщенной части. Промышленно нефтеносен в восточной части (к юго-востоку от борта указанного прогиба). Однако в этой части характерным является наличие обширных зон, где коллекторы пласта замещаются непроницаемыми породами или даже отсутствует совершенно, то есть пласт не может быть выделен даже на уровне аналога. Именно развитие песчаных тел коллекторов и определяет, главным образом, форму и контур залежей нефти. Воробьевский горизонт пласта DIV вскрыт в 178 скважинах и представлен коллектором в 130 (коэффициент распространения равен 0,730). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 7,6 м (скв. 2183) при средней 2,9 м. Коэффициент расчлененности равен 1,138. Коэффициент песчанистости по пластам терригенной толщи девона меняются от 0,09 (скв. 10 ЕРМ) до 0,55 (скв. 181 РТМ). Всего выделено шесть залежей, основными из которых являются залежи 1 и 2.

Нефтеносными на Усень-Ивановском месторождении являются терригенные отложения нижнего карбона — пласт CVI и терригенные отложения нижнего девона — пласт тиманского горизонта.

Согласно данным геофизических исследований скважин, пласт CVI как коллектор представлен в скв. 113ИСМ в виде одного нефтенасыщенного прослоя. Опробованием подтверждена залежь в районе скв. 113ИСМ. Коэффициент распространения пласта составил 0,07, коэффициенты расчлененности и песчанистости 1,0 и 1,0 соответственно. Нефтенасыщенные толщина составляет 7,0 м. По пласту CVI установлена одна залежь нефти.

Тиманский горизонт выделяется по подошве саргаевского известняка и начинается с пласта аргиллитов мощностью 0,6−3 м. Толщина тиманского горизонта изменяется от 23,9 (скв. 3УИВ) до 31 м (скв. 7УИВ). Коллектором пласт представлен в 21 скважине из 26, в основном одним прослоем и только в 6 скважинах пласт представлен двумя прослоями. Коэффициент распространения пласта составляет 0,81, расчлененности и песчанистости соответственно 1,29 и 0,90. Общая толщина пласта изменяется от 2,0 до 9,0 м, нефтенасыщенная толщина от 1,2 до 7,6 м. По пласту установлено две залежи нефти.