Геолого-физическая характеристика месторождения

<7 8 91011 12 13 >

Осадочный чехол на Лозолюкско-Зуринском месторождении вскрыт до глубины 2433 м (скв. 392) и является типичным для северных районов Волго-Уральской провинции. Геологический разрез месторождения представлен образованиями протерозойской группы, девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями (рис. 1.2).

Рисунок 1.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

В тектоническом отношении месторождение находится в западной части Верхнекамской впадины в пределах Зуринского вала и приурочено к Лозолюкской, Зуринской и Новоглазовской структурам, которые в свою очередь осложнены множеством мелких локальных куполов. Структуры имеют тектоническое происхождение, вытянуты цепочкой в субмеридиональном направлении и характеризуются крутым западным крылом и более пологим восточным. Отмечается соответствие структурных пластов по пермским, каменноугольным и девонским отложениям (рис. 1.3).

Рисунок 1.3 - Тектоническая схема района работ

Нефтегазоносность месторождения контролируется двумя высокоамплитудными поднятиями (Лозолюкское, Зуринское) и малоамплитудным Новоглазовским поднятием. Каждое из выделенных поднятий локализует самостоятельные залежи: Лозолюкское - газонефтяные, Зуринское и Новоглазовское - нефтяные. Промышленные скопления нефти приурочены к башкирским и верейским карбонатным отложениям. Продуктивными являются пласты В-II, В-IIIа, А4‑1, А4‑2, А4‑3, А4‑4, А4‑5.

В ходе эксплуатационного разбуривания и разработки месторождения выявлена нефтеносность пласта В-IIIб верейского горизонта и А4-0 башкирского яруса. Однако оба пласта характеризуется резкой фациальной неоднородностью, не выдержаны по разрезу и площади, имеют большие зоны отсутствия коллекторов. Кроме того, пласт B-IIIб характеризуется хаотичностью насыщения по структуре, в большинстве скважин отмечается неоднозначность его количественных и качественных характеристик. В связи с вышеизложенным эти пласты не представляют промышленного интереса.

Сверху вниз по разрезу отмечается сокращение площади нефтегазоносности, залежи локализуются и разукрупняются. С севера на юг в разрезе сокращается количество продуктивных пластов, понижается уровень ВНК. Характеристика пластов и залежей приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристика продуктивных пластов и залежей

Пласт, р-н скв.	Характеристика пластов	Характеристика залежей
средневзвешенная газонефтенасыщенная толщина, м	коэффициент проницаемости по керну, мкм²	коэффициент пористости по ГИС, доли ед.	тип	длина, км	ширина, км	высота, м	ГВК, ГНК, ВНК, абс. отм., м
Лозолюкское поднятие
Залежи газа
В-II	2,4	0,062	0,14	пластово- сводовый	14,4	2,6		-1079
В-IIIа
	1,05	0,0012	0,13	—”—	0,8	0,4		-1076
1013-78	1,05	0,0012	0,13	—”—	12,2	2,1		-1076
Нефтяная оторочка
В-IIIа	0,82	0,232	0,16	пластово- сводовый	14,3	2,5		-1084
Залежи нефтяные
А_4‑1+2+3	5,22	0,212	0,14	пластово- сводовый	12,8	2,4		-1096
А_4-4	1,37	0,020	0,16	—”—	10,0	1,5		-1094
	1,21	-	0,11	—”—	0,9	0,8		-1096
	1,35	-	0,11	—”—	2,8	1,0		-1094
	0,76	-	0,11	—”—	1,5	0,8		-1091
	2,05	-	0,11	—”—	0,7	0,5		-1091
	1,33	-	0,11	—”—	0,9	0,6		-1093
Зуринское поднятие
Залежи нефтяные
В-II
	1,09	0,045	0,16	пластово-сводовый	1,5	1,0		-1086
	1,61	0,045	0,16	—”—	0,6	0,4		-1090
1073-1235	2,23	0,045	0,16	—”—	13,3	5,3		-1090
В-IIIа
	0,61	0,281	0,14	пластовый, литологически экранированный	0,7	0,5		-1090
	0,77	0,281	0,14	—”—	0,6	0,4		-1096
1095-1235	1,18	0,281	0,14	пластово-сводовый	10,6	5,0		-1089
А_4-1
	0,57	-	0,12	—”—	0,8	0,4		-1098
1147-1207	1,38	-	0,12	—”—	4,7	2,5		-1080
	1,36	-	0,12	—”—	0,7	0,7		-1083
	0,93	-	0,12	—”—	0,5	0,4		-1077
	0,76	-	0,12	—”—	1,1	0,6		-1093
	1,44	-	0,12	—”—	0,9	0,6		-1089
	1,33	-	0,12	—”—	1,1	0,8		-1093
А_4-2
1147-1207	1,89	-	0,12	—”—	4,5	2,1		-1080
	1,88	-	0,12	—”—	0,8	0,4		-1082
	1,64	-	0,12	—”—	0,8	0,5		-1085
	1,01	-	0,12	—”—	1,1	0,5		-1098
Новоглазовское поднятие
Залежи нефтяные
В-II	1,95	0,119	0,18	пластово-сводовый	8,2	3,0		-1088
А_4-1	0,6	-	0,15	—”—	6,7	1,4		-1102