Тектоническое строение

Азинское месторождение нефти расположено в южной части Киенгопско-Верещагинского нефтегазоносного района, в 10-12 км юго-восточнее Ижевского месторождения. В 1972г. сейсморазведочными работами методом общей глубинной точки (МОГТ) впервые проведены работы по изучению строения додевонских отложений, по результатам этих работ была выявлена Азино-Пальниковская структура. В 1977-1978гг. на площади проведена сейсморазведка МОГТ и методом отраженной волны (MOB). Структура подготовлена под глубокое бурение и в 1978г. на площади пробурено 94 структурных и 10 глубоких скважин.

В тектоническом отношении месторождение расположено в центральнойчасти Верхнекамской впадины, в зоне развития Камско-Кинельской системы прогибов. В протерозойских отложениях по данным сейсморазведочных работ выявлен Пальниковский выступ, осложненный несколькими поднятиями. Тюрюшевские отложения в районе выступа нарушены сбросом амплитудой 80 м, западный блок приподнят. В пределах восточного блока выделяется Азинско-Пальниковская структура, которая по калтасинским отложениям представляет собой поднятие длиной 15 км, шириной 5км и амплитудой 336 м. В палеозойских отложениях, структура осложняется тремя поднятиями тектоно-седиментационного типа с относительным совпадением структурных планов по опорным отражающим горизонтам (ОГ-Ш, ОГ-П, ОГ-И^В).

Структура имеет субширотное простирание с некоторым расширением контура нефтеносности в северо-восточном и южном направлениях и сокращением - в северном. Структура оконтуривается изогипсой -1825 м и осложнена четырьмя локальными поднятиями, ограниченными изогипсой -1815 м в районах скважин 98, 1333, 101 и 1331 (рис. 2.6.).

Рисунок 2.6 Структурная карта кровли эффективной части пласта Д₀. Масштаб 1:25000

Таким образом, залежь контролируется поднятиями субширотного простирания. Размеры поднятий небольшие и составляют по замкнутой изогипсе -1825м; 4,8 х 2,5км.

Нефтегазоносность

Единственная залежь нефти на месторождении, приуроченная к малоамплитудному Азинскому поднятию, выявлена в пласте Д₀ тиманского (кыновского) горизонта. Нефтенасыщенный пласт Д₀ залегает на 10-11 м ниже кровли горизонта (в средней части) и представлен песчаниками, алевролитами. Залежь пластово-сводового типа с литолого-тектоническим экраном. Размеры залежи следующие: длина – 3 км, ширина – 1,8 км, этаж нефтеносности – 14,9 м (табл. 2.2).

Залежь осложнена тектоническим нарушением (сбросом) на северо-восточной периклинали структуры. Амплитуда сброса около 10 м, линия нарушения имеет северо-западное простирание (рис. 2.7).

На месторождении пробурено 12 скважин и все они вскрыли чисто нефтяную зону пласта. По данным ГИС водонефтяной контакт не отмечен ни в одной из пробуренных скважин. Водоносыщенная часть пласта вскрыта за пределами Азинской структуры в скв. 100 на абсолютной отметке –1821,7 м. ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 1820,3 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 1339 (-1820,3 м).

Залежь нефти северо-восточной части структуры в районе скв. 147 в результате тектонического нарушения оказалась опущенной: по кровле тиманского горизонта на 15м, по кровле пласта Д₀ – на 12 м. ВНК этой части месторождения принят на отметке – 1831,5 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 147.

Общая толщина пласта Д₀ изменяется от 5,0 м до 6,4 м (в среднем – 5,9 м); нефтенасыщеннная - от 1,6 м до 4,0 м (средняя – 2,9 м). Характеристика толщин пласта приведена в табл. 2.3.

Коэффициент песчанистости равен 0,86. Пласт Д₀ состоит из 1-2 пропластков (коэффициент расчлененности - 1,4). Статистические показатели неоднородности продуктивного пласта приведены в табл. 2.4.

Пласт Д_I пашийского горизонта, продуктивный на Архангельском месторождениях, на данном месторождении водоносен. Водообильность этого пласта предопределяет глубину забоев эксплуатационных скважин (пласт Д_I не вскрывают). Толщина плотных непроницаемых пород между подошвой нефтенасыщенного пласта Д₀ и кровлей водоносного пласта Д_I изменяется от 7,2 м до 11,4 м и в среднем составляет 9,2 м.

Глубины залегания и абсолютные отметки кровли и подошвы пласта Д₀ приведены в таблице 2.1.

Рисунок 2.7 - Структурная карта подошвы эффективной части Д₀ тиманского горизонта. Масштаб 1:25000