Каменноугольная система
Делится на: нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел представлен отложениями турнейского и визейского ярусов, к которым приурочены промышленные залежи нефти.
Турнейский ярус
В его разрезе выделяются: малевский, упинский, черепетский и кизеловский горизонты. К последнему приурочен продуктивный на Вахитовском месторождении пласт В1.
Кизеловский горизонт сложен известняками, среди которых преобладают светло-серые до белых с большим количеством перекристаллизованных органических остатков: фораминифер, криноидей, водорослей, реже брахиопод и колониальных кораллов. К кровельной части горизонта приурочен пласт В1. Сложен он нефтенасыщенными и водонасыщенными известняками, которые имеют неоднородную окраску – от серой до буровато- и коричневато-серой. Коллектор пласта переслаивается с плотными известняками и их разностями. В кровельной части пласта В1 известняки содержат незначительную примесь терригенного материала. Общая (вскрытая) толщина пласта достигает 26 м. Толщина турнейского яруса 80-85.
Визейский ярус
К средней части яруса приурочены отложения бобриковского и тульского горизонтов, которые, в свою очередь, содержат продуктивные пласты Б2, Б3 бобриковского и Б0 тульского горизонтов.
Бобриковский горизонт литологически подразделяется на три пачки: нижнюю алевролито-глинистую, в составе которой выделяется нефте- или водонасыщенный песчаный прослой (пласт Б3). Глины нижней пачки темно- серые до черных, переслаивающиеся с алевролитами.
Среднюю – песчаную и верхнюю – небольшую по толщине глинистую.
Глины аргиллито-подобные, углистые.
Средняя пачка сложена песчаниками (пласт Б2), светло-бурыми до темно- серых и от светло-коричневых до темно-коричневых в зависимости от нефтенасыщения. Светлоокрашенные песчаники – водонасыщенные, содержат прослои глины, а также углифицированной глины. В составе средней пачки принимают участие алевролиты и аргиллиты. В ряде скважин (№№7, 125, 133, 158, 171, 416) отмечается увеличение песчаников средней части и их слияние с прослоем песчаника пласта Б3 в единую мощную пачку нефтенасыщенного коллектора. Общая толщина пласта Б2+Б3 колеблется в пределах от 1,8 м до
41,8 м. Толщина бобриковского горизонта, увеличиваясь в юго-восточном направлении, изменяется от 20 м до 49 м и составляет в среднем 35 м.
В подошвенной части тульского горизонта залегают темные окремнелые известняки (репер «тульская плита»), которые вверх по разрезу сменяются мергелями черными известковистыми, переходящими выше в известковистую глину, плотную, слоистую, переслаивающуюся с алевролитами и песчаниками. К песчаникам тульского горизонта, в восточной части месторождения, приурочен продуктивный пласт Б0. Толщина пласта небольшая, 1,6-4,6 м. На части площади месторождения песчаники тульского горизонта либо замещаются алевролитами, либо выклиниваются. Толщина тульского горизонта12-23 м.
Окский надгоризонт представлен известняками органогенно- обломочными в подошвенной части, а выше по разрезу преобладающими породами являются доломиты. Толщина горизонта 220-230 м.
Заканчиваются отложения нижнего карбона серпуховским ярусом, который сложен доломитами и известняками мраморовидными, сахаровидными кристаллически зернистыми, плотными. Толщина яруса 120-125 м.
Средний карбон
Представлен башкирским и московским ярусами. Башкирский ярус сложен, в нижней половине разреза, известняками светло-серыми, серыми и белыми, пелитоморфными, органогенно-обломочными, плотными, крепкими. Верхняя половина разреза слагается известняками светло-серыми, серыми, буроватыми, пелитоморфными, мелко органогенно-обломочными, кристаллическими, плотными, крепкими, пористыми нефтенасыщенными и водонасыщенными. Продуктивный пласт А4 приурочен к верхней части башкирского яруса. Сложен пласт известняками криноидно-водорослево- фораминиферовыми с фауной брахиопод. Толщина башкирского яруса 55-60 м.
Московский ярус представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонт характеризуется переслаиванием глин, известняков песчанистых и песчаников известковистых, а также мергелей и алевролитов.
Глины темно-серые, серые, зеленовато-серые, красно-бурые, плотные, слюдистые, известковистые, алевритистые до перехода в алевролит.
Песчаники светло-серые, серые, зеленовато-серые, темно-серые до черных, светло-коричневые, кварцевые, глинистые, известковистые, мелкозернистые, нефтенасыщенные.
Известняки слабо доломитизированные, глинистые, слюдистые, кристаллические и мелко-органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями пористые, в различной степени нефтенасыщенные. Встречаются многочисленные фораминиферы и брахиоподы.
К прослоям песчаников и известняков приурочены продуктивные пласты А3 и А2. Пласты-коллекторы небольшой толщины от 1,9 м до 7,4 м. По площади месторождения имеют неповсеместное распространение.
Толщина верейского горизонта 64-77 м.
Каширский горизонт представлен доломитами и доломитизированными известняками, переслаивающимися между собой и содержащими прослои мергелей и глин алевролитистых, переходящих в алевролит. Толщина 90-95 м.
Подольский горизонт сложен известняками органогенно-обломочными, прослоями доломитизированными и доломитами. Толщина 120 м.
Мячковский горизонт слагается органогенно-обломочными и пелитоморфными известняками, доломитами и доломитизированными известняками. Толщина 55 м.
Тектоника
В региональном тектоническом плане Вахитовское месторождение находится в пределах Сокской седловины в пределах Жигулевско-Самарской системы валов, крупной структуры II порядка. Морфологически это
асимметричная антиклинальная складка, ось которой испытываетнеоднократные ундуляции. Северное крыло крутое, южное – пологое. К осевой зоне складки приурочены многочисленные брахиантиклинальные поднятия, вытянутые своей длинной осью вдоль простирания Жигулевско-Самаркинской дислокации, которые также характеризуются крутыми северными и пологими южными крыльями. Южное крыло представляет собой склон, характеризующийся общим погружением отложений на юг от дислокации. Погружение неравномерное.
Вахитовское поднятие морфологически относится к типу сквозных поднятий, отраженных в поверхности фундамента и вышележащих структурных этажах осадочного чехла. Этот тип поднятий формируется тектоническими процессами. Они характеризуются четкими структурными формами по всем горизонтам осадочного чехла.
Строение Вахитовского поднятия по горизонтам девона, нижнего и среднего карбона изучено по данным глубокого бурения. К настоящему времени на месторождении пробурено 245 скважин, в том числе пашийский горизонт вскрыт 114 скважинами, архей – 14 скважинами. С учетом имеющегося материала глубокого бурения были составлены структурные карты, представляющие строение рассматриваемого месторождения по кровле пашийского и тиманского (кыновского) горизонтов, турнейского яруса, бобриковского горизонта, башкирского яруса и верейского горизонта.
Построение структурных поверхностей маркирующих горизонтов девона основаны на материалах, полученных по скважинам, пробуренным в пределах центральной, восточной и южной частях площади месторождения .
Отложения девона западной части месторождения вскрыты малымчислом (четыре) скважин, что не позволяет охарактеризовать строение западной части структуры (Белозерская площадь).
По кровле пашийского горизонта структура представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания, асимметричного
строения. Углы падения северного крутого крыла достигают 4º 14', южного пологого - 0º 44'.
Свод складки широкий и пологий, оконтуривается изогипсой минус 2460 м. Его вершина вскрыта скважиной 209 на абсолютной отметке минус 2449,4 м.
Южный склон складки по данным скважин, пробуренных в период 1986- 2004 годы, представлен в виде структурного носа, вытянутого на юг и осложненного ступенями.
Размеры складки в пределах замкнутой изогипсы минус 2500 м составляют 10,0×4,9 км, амплитуда 51 м.
По кровле тиманского горизонта очертания и ориентировка структуры полностью сохраняются. Складка по-прежнему имеет асимметричное строение, простирание с запада на восток, а южное пологое крыло представлено структурным носом. Оконтуривается складка условно замкнутой изогипсой минус 2320 м., а ее размеры составляют 9,5×6,3 км, амплитуда до указанной выше изогипсы – 52 м.
Свод складки с вершиной, вскрытой скважинами №№ 5, 601, 257 оконтуривается изогипсой минус 2270 м и смещен, по сравнению с нижележащим структурным планом, на запад, что обусловлено, видимо, перераспределением толщин в процессе осадконакопления.
По результатам бурения скважин вкрест простирания структуры выявлена своеобразная особенность в залегании нефти в отложениях тиманского горизонта. Скопления нефти здесь контролируются границами распространения песчаников, полоса развития которых протягивается в меридиональном направлении. Отмечается, что «в начале тиманского времени структуру, в ее центральной части , почти в меридиональном направлении пересекал какой-то придонный поток, в русле которого могли накапливаться только песчаные осадки. Ширина этого потока местами сокращалась до 0,5 км, местами превышала несколько километров. За пределами этого потока, если и имело место движение воды, то скорость его была крайне невелика, что
позволяло накапливаться глинисто-алевритистым осадкам. В русле потока накапливались песчаные осадки создавшие, впоследствии, условия для формирования полосообразной залежи нефти в основании тиманских толщ и вытянутой вдоль придонного потока».
Появление донных течений – компенсационных течений вызвано углублением морского бассейна, вследствие волнобразного колебания его дна.
Следовательно, в отложениях тиманского горизонта деятельностью донных течений сформировалась ловушка литологического типа, к которой приурочена залежь нефти пласта Дк.
Структурный план по кровле турнейского яруса, по сравнению с нижележащими, имеет ряд отличий, которые, главным образом, обусловлены тем, что степень разбуриваемости отложений каменноугольной системы на Вахитовском месторождении больше, чем девонской, т. е. карбон вскрыт скважинами и в пределах западной части структуры (Белозерская площадь) и, значительно большим числом скважин (по сравнению с девоном) в пределах восточной части, что позволяет охарактеризовать строение указанных участков структуры.
По текущему состоянию на нижний карбон вскрыт 241 скважиной. Структурная поверхность по кровле турнейского яруса представляет собой брахиантиклинальную складку, осложненную куполовидными поднятиями в западной, центральной и восточной частях структуры. Они объединяются в общую складку изогипсой минус 1580 м. Складка приобретает более вытянутую в широтном направлении форму, однако, общая конфигурация структуры сохраняется. Сохраняется и асимметрия ее крыльев. Углы падения северного крыла (с запада на восток) от 3º 6' до 4º 30', южного от 1º до 2º 28'. Южный склон складки также представлен в виде структурного носа.
Осложняющий западную часть складки купол имеет две вершины, которые оконтуриваются одноименной изогипсой минус 1540 м и разделяются широкой седловиной. Гипсометрически наиболее высокая отметка свода
вскрыта скважинами №№ 415, и 434, соответственно, на абсолютной отметке минус 1529,1 м и минус 1529,3 м. Размеры купола в пределах замкнутой изогипсы минус 1560 м составляют 4,6×3,22 км, амплитуды 31 м.
Осложняющий центральную часть складки купол отделяется от западного небольшим прогибом, имеет вытянутую по длинной оси складки форму с вершиной, которая вскрыта скважиной 504 на абсолютной отметке минус 1520,6 м и приподнятыми участками в районах скважин №№ 406 и 270. Размеры купола в пределах изогипсы минус 1560 м составляют 7,18×2,2 км, амплитуда 40 м.
Кроме того, южное крыло складки осложнено структурными носами в юго- западной, центральной и юго-восточной частях структуры. В свою очередь, юго- западный структурный нос осложнен небольшим поднятием, амплитудой 3 м, вскрытым скважинами №№ 203, 407 и 410 и оконтуривается условно замкнутой изогипсой минус 1560 м. Центральный – имеет ступенчатое строение.
Гипсометрически более опущенная восточная часть Белозерско- Чубовской складки осложнена куполом, который оконтуривается изогипсой минус 1570 м и отделяется от центрального небольшой ложбиной.
Купол имеет вытянутую форму, а его свод ограничивается изогипсой минус 1550 м и располагается гипсометрически на 10 м ниже относительно западного и на 20 м ниже относительно центрального.
В пределах замкнутой изогипсы минус 1570 м размеры восточного купола составляют 3,04×1,10 км, амплитуда 28 м.
Структурный план, составленный по кровле бобриковского горизонта, в значительной степени идентичен нижележащему турнейскому, так как в пространственном отношении они занимают близкое положение с разницей в абсолютных отметках, не превышающих в среднем 30-35 м.
Осевая часть брахиантиклинальной складки по кровле бобриковского горизонта также осложнена куполами в пределах западного, центрального и восточного участков структуры. Они объединяются в общую складку с размерами 15,7×2,6 км и амплитудой 34 м изогипсой минус 1530 м. Наблюдаемое по нижележащим отложениям асимметричное строение сохраняется и у структуры по кровле бобриковского горизонта. Крутизна северного крыла (с запада на восток) достигает 3º 11'-3º 49', а по пологому южному - 0º 53'-2º 23'.
Местоположение вершин также сохраняется неизменным, в районах скважин № 415 на западном, № 504 на центральном и № 416 на восточном куполах структуры.
Небольшое поднятие в районе скважины 203, которое на структурном плане по кровле турнейского яруса осложняло структурный нос, обособляется в купол и оконтуривается одной изогипсой минус 1530 м, а его амплитуда увеличивается до 8 м.
Структурный план по залегающему выше башкирскому ярусу в общих чертах идентичен нижележащим .
Очертания и ориентировка структуры полностью сохраняются. По оси складки также прослеживаются западный, центральный и восточный купола. Сохраняется и асимметрия крыльев, но происходит некоторое выполаживание структуры и асимметрия выражена слабее. Крутое северное крыло имеет угол падения 1º 36', южное – не более 0º 30'.
Западный купол имеет два свода, оконтуривается изогипсой минус 1050 м и отделяется от центрального узким прогибом. В его пределах выделяется вершина с абсолютной отметкой минус 1015,5 м, в районе скважины 415. Размеры купола составляют 5,58×3,54 км, амплитуда 34 м.
Купол, осложняющий центральную часть, так же как и понижележащему структурному плану, сохраняет свою неправильную форму,
вытянут по оси складки с запада на восток представлен двумя сводами и ограничивается одноименной изогипсой (-1050 м) как и западный.
Восточная часть складки гипсометрически более погружена, отделяется от центральной части узкой ложбиной и осложнена куполом амплитудой 16 м и с размерами 2,88×1,7 км по изогипсе минус 1050 м.
Купол в районе скважины 203 по кровле башкирского яруса выражен более четко, оконтуривается двумя изогипсами, а его амплитуда возрастает до
17 м. Кроме того, в юго-восточной части структуры, условно замкнутой изогипсой минус 1060 м, оконтуривается еще один очень небольшой куполок в районе скважины 273, который по нижележащим структурным планам представлен структурным носом.
Менее четко по южному склону отображается и структурный нос, который по сравнению со структурной поверхностью по кровле бобриковского горизонта, выполаживается.
Структурный план по кровле верейского горизонта характеризуется еще более пологими очертаниями и представлен брахиантиклинальной складкой широтного простирания, как и по ниже залегающим маркирующим горизонтам. В ее пределах выделяются шесть вершин, которые оконтуриваются изогипсами минус 960 м в пределах западной и центральной частях структуры и минус 970 м на восточном участке.
Асимметрия крыльев структуры сохраняется, но значительно менее выражена.
Углы падения крутого северного крыла сокращаются до 0º54' на западном и 1º54' на восточном участках, южного до 0º36' на западном и центральном участках и до 1º41' – на восточном.
В пределах условно замкнутой изогипсы минус 980 м размеры складки составляют 16,7×2,7 км., а амплитуда равна 24-30 м. Анализируя представленные структурные построения можно сделать вывод о хорошем
совпадении структурных планов по отложениям девона, нижнего и среднего карбона при некотором общем сокращении амплитуды основных поднятий вверх по разрезу.
По своему генезису залежи нефти продуктивных пластов Вахитовского месторождения, в основном, приурочены к ловушкам структурного типа и занимают присводовые части структуры. Исключение составляют пласты А2, А3, Б0 и Дк, залежи нефти которых связаны с ловушками литологического типа, приуроченных к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (пласты А2 и А3), к песчаным образованиям русел палеорек (пласт Дк) и к участкам как замещения, так и выклинивания коллекторов (пласт Б0).
Нефтегазоводоносность
В разрезе палеозойских отложений, вскрытом в пределах Вахитовского месторождения 245-ю скважинами, промышленная нефтеносность установлена в следующих пластах:
средний карбон - А2-1 и А2-2 – верейский горизонт
- А3 – верейский горизонт
- А4 – башкирский ярус нижний карбон - Б0 – тульский горизонт
- Б2+Б3 – бобриковский горизонт
- В1 – турнейский ярус верхний девон - Дк – тиманский горизонт
- Д-I – пашийский горизонт
Залежи нефти на месторождении приурочены к породам различного литологического состава: терригенным (пласты Б0, Б2+Б3, Дк, Д-I), карбонатным (пласты А3, А4, В1) и к породам терригенно-карбонатным – пласт А2.
Доля запасов нефти терригенных коллекторов составляет 80% от суммарных геологических запасов по месторождению. Доля карбонатных - 19
%.
Все вышеперечисленные пласты (кроме А2-1) находятся в промышленной разработке.
Ниже дается характеристика залежей нефти всех продуктивных пластов в порядке сверху вниз.
Пласт А 2
Залегает в средней части верейского горизонта. Коллектор пласта литологически представлен двумя разновидностями отложений: песчаниками известковистыми и известняками песчанистыми и алевритистыми. Песчаники известковистые зеленовато-серые и серовато-бурые, кварцевые, мелкозернистые, участками пористые, слабо нефтенасыщенные. Известняки песчанистые серые с буроватым оттенком, мелкообломочные, органогенные, пористые, нефтенасыщенные. Переход одной литологической фации в другую постепенный.
Общая толщина пласта по площади месторождения выдержана. По большинству скважин ее изменения отмечаются в пределах от 8 м до 12 м, редко достигая величины 13-15 м.
Пласт А2 вскрыт 245 скважинами.
Кроме того, пласт А2 представлен двумя самостоятельнымипропластками А2-1 и А2-2 в связи с тем, что выделенные пропластки хорошо отслеживаются по комплексу ГИС, выдержаны по площади месторождения, а также имеют надежно прослеживающийся в разрезе верейских отложений прослой глин, толщиной от 2 м до 5 м.
Пласт А 3
Выделяется в нижней части отложений верейского горизонта и литологически представлен известняками коричневато-серыми, алевритистыми,
кристаллическими, песчаниковидными. От вышезалегающего пласта А2, пласт А3 отделяется 10-19 метровой толщей пород, в переслаивающемся составе которой преобладают глины. Общая толщина пласта по площади месторождения выдержана и составляет 3-5 м, редко 6 м. Коллектор пласта распространен по площади месторождения неповсеместно. Зона его максимального развития приурочена к западному участку и западной периклинальной части центрального участка (район скв. 123).
На остальной площади Вахитовского месторождения пласт- коллектор представлен линзами и полулинзами проницаемых, слабопористых, нефтенасыщенных известняков, развитых среди обширной зоны его замещения и приурочен к районам расположения скважин №№ 130, 203, 264, 220, 251, 275, 218 центрального участка, а на восточном участке к районам скважин
№ 158 и 53.
Подошва пласта А-3 на северном крыле проводится на отметке -1027- 1037 м. На южном крыле подошва залежи проводится на отметке -1041-1044 м. Пласт А4
Залегает в кровельной части башкирского яруса. Представлен карбонатными породами-известняками органогенно- обломочными,массивными, крепкими, плотными, кристаллически- зернистыми, участками афанитовыми. Коллектором пласта являются прослои пористых, нефтенасыщенных или водонасыщенных известняков, разделенные плотными известняками.
Залежи нефти пласта А4 приурочены к куполовидным поднятиям, осложняющим западную, центральную и восточную части брахиантиклинальной складки, а также к небольшим куполам в районе расположения скважин №№ 203, 273. Покрышкой для залежей нефти служит, залегающая в подошвенной части верейского горизонта, пачка отложений, представленная терригенными породами, преимущественно глинами.
Пласт А4 дополнительно вскрыт в 100 скважинах. Опробование пласта в колонне проводилось в 14 новых скважинах и в 10 скважинах возвратным фондом с нижележащих пластов.
На северном крыле, в районе Белозёрской площади, подошва залежи находится на абс.отм. – (-1037-1055м), в районе Чубовской площади на абс.отм.
-1060м, на восточной периклинали на абс.отм. -1059м, на южном крыле, врайоне Чубовской площади на абс.отм. -1058м, в районе Белозёрской площади на абс.отм. -1050м, в скв.51 на абс.отм.-1062м, на западной периклинали на абс.отм.
-1036-1037 м.
Пласт Б0
Залегает в средней части тульского горизонта на глубине 1686,8 м.
Представлен нефтенасыщенными песчаниками.
Залежь нефти открыта в 1980 г. когда при опробовании возвратом с пласта Б2 в скважине 109 из интервала перфорации 1710,5-1715 м (абс.отм. – 1511- 1515,5 м) был получен фонтанный приток безводной нефти. Залежь приурочена к восточному участку структуры, а ее промышленная значимость подтверждена результатами опробования пласта Б0 в колонне, в скважинах №№153 и 433.
Пласт Б0, заключающий в себе залежь нефти, представлен 1 или 3 прослоями нефтенасыщенных песчаников, толщиной от 0,6 м до 4,6 м. Имеет ограниченное распространение по площади месторождения.
Граница залежи пласта, также остается условной, но ее предлагается принять на абсолютной отметке минус 1543 м, которая соответствует среднему положению начального ВНК по залежи восточного участка пласта Б2 + Б3.
Залежь пласта Б0 разрабатывается с 1980 г. В фонде добывающих находятся скважины №№ 109, 153 и 433. Накопленная добыча нефти составляет 163 тыс.т. Разработка залежи ведется без поддержания пластового
давления на упруго-водонапорном режиме и поэтому имеет законтурную зону питания, как с юго-запада, так и с северо-востока.
Пласт Б2+Б3
В подошвенной части бобриковского горизонта выделяются 1-2 пропластка нефтенасыщенного или водонасыщенного песчаника, часто линзовидного типа, которые в предыдущем подсчете запасов индексировались как пласт Б3. Его распространение, как продуктивного, приурочено к своду центрального участка месторождения. Нефтенасыщенная толщина прослоев не превышает 2,2 м. Четких границ залегания пласт не имеет. В ряде скважин (№№ 3, 4, 5, 6, 7, 15, 306 и др.) наблюдается его отсутствие. За границу залежи принималась подошва нефтенасыщенного коллектора в скважинах №№ 265,258, соответственно, на абсолютных отметках минус 1533,7 м и минус 1534,1 м, которые по величине близки к принятому значению начального ВНК пласта Б2. Кроме того, данными бурения новых скважин и проведенной детальной корреляции пластов Б2 и Б3, в скважинах №№ 7, 125, 158, 171, 416, 133 выявлены зоны их слияния. Следовательно, указанные пласты имеют единую гидродинамическую систему поэтому эти пласты рассматриваются как единый подсчетный объект – пласт Б2+Б3 .
Пласт Б2+Б3 занимает основной объем бобриковских отложений. Сложен средне- или мелкозернистыми песчаниками, алевролитами, глинами, иногда с прослоями углифицированных глин. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 11,4 м (скв. 305) до 41,8 м (скв. 25, 515). Скважиной
305 вскрыта локальная зона замещения коллектора пласта непроницаемыми породами.
Пласт Б2+Б3 является одним из основных объектов разработки. Разрабатывается с 1958-1959 годов. Пласт вскрыт 241 скважиной, в том числе 102 скважин пробурены после утверждения запасов нефти ГКЗ. Залежи нефти приурочены к западному, центральному, восточному участкам месторождения
и к куполовидным поднятиям в районах расположения скважин №№ 34, 44-210; 4-105; 203 .
Покрышкой для залежей нефти служат глины, залегающие в кровле бобриковского горизонта и плотные известняки тульского горизонта (репер
«тульская плита»).
Нефтенасыщенность пласта Б-2 прослеживается до глубины 1711м (абс.отм.
-1545 м), ниже пласт водоносен.
Длина залежи пласта Б-2 центрального поднятия Вахитовского месторождения -1800 м, ширина до 1050 м, длина залежи южного поднятия 3450 м, ширина -1000-1400 м, длина залежи восточного поднятия (скв.3) – 1600 м, ширина до 700 м.
Пласт В1
Выделяется в кровельной части турнейского яруса. Представлен карбонатными породами: известняками преимущественно полидетритовыми, водорослево-фораминиферовыми, перекристаллизованными; плотные разности участками слабо доломитизированные.
Характерной особенностью пласта является литологическая неоднородность его продуктивной части, как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Коллектор пласта слагают пористые и проницаемые известняки, часто чередующиеся с плотными их разностями.
Покрышкой для залежей нефти служит пачка глин и алевролитов, залегающая в подошвенной части бобриковского горизонта.
Залежи нефти пласта В1 приурочены к западному, центральному и восточному участкам месторождения.
Слагающий пласт В1 коллектор состоит из 1-12 (скв. 504) проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 м до 3,5 м. Толщина разделяющих прослоев известняков меняется, в пределах залежи, от 0,2-0,6 м до 4,2 м. Общая толщина пласта, в принятых границах нефтеносности, составляет 3,8-26,3 м.
Эффективные и нефтенасыщенные толщины пласта меняются по площади залежи от 0,8 м до 10,9 м. Увеличенные толщины пласта приуроченык своду залежи. Коэффициенты песчанистости и расчлененности соответственно, равны 0,46 и 4,83.
Пласт Дк
Песчаники распространены в меридиональном направлении, вкрест простирания складки, в виде полосообразной литологически-ограниченной с запада и востока залежи нефти, приуроченной к центральной части Вахитовского месторождения. Общая толщина пласта Дк меняется от 9,2м до 18,7 м и достигают максимального значения 20 м в скважине 709.
Промышленная нефтеносность установлена в 1960 г. при опробовании пласта в скважине 19. При испытании получен фонтан безводной нефти с дебитом 57 т/с.
На пласт дополнительно пробурено 48 добывающих скважин. Пласт опробован в колонне в 38 скважинах. В результате получены притоки нефти, в том числе и фонтанные, с дебитами от 0,003 т/с до 54,1 т/с.
По геолого-промысловому материалу, полученному по скважинам, бурение которых проводилось после утверждения запасов нефти ГКЗ и по результатам опробования пласта в новых скважинах установлено, что залежь нефти пласта Дк распространяется в южном направлении, далее от ранее условно принятой границы нефтеносности. В итоге, размеры залежи по оси простирания увеличились почти вдвое.
На основании интерпретации материалов ГИС новых скважин №№ 601, 617, 702, 704 уточнена граница распространения нефтенасыщенных песчаников пласта Дк, которая приобрела более извилистые очертания. Так, в районе скважины 601 граница залежи несколько расширилась на запад, а в районах скважин №№ 617, 702 и 704 сузилась. Из нового фонда добывающих скважин зона замещения коллектора пласта вскрыта скважинами №№ 609, 610, 611, 612.
Остальными скважинами, из пробуренных после 1986 г., вскрыт полностью нефтенасыщенный от кровли до подошвы пласт Дк.
По геофизическим материалам всех скважин, пробуренных на залежь, коллектор пласта Дк сложен 1-6 (скв. 739) пропластками песчаника, толщиной от 0,2 м до 17 м (скв. 239), причем пласт более расчленен в северной части залежи. Толщина разделяющих непроницаемых прослоев составляет 0,2-8,6 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности, соответственно, равны 0,69 и 1,97.
Несмотря на значительный дополнительный геолого-промысловый и геофизический материал, полученный в результате бурения новых добывающих скважин, границы распространения нефтенасыщенного коллектора пласта Дк не установлены. ВНК скважинами не пересечен. Граница залежи уточнена, но, как и ранее, принимается условно на абсолютной отметке минус 2492 м, которая соответствует гипсометрически самой низкой отметке подошвы нефтенасыщенного пласта Дк, вскрытой скважинами №№ 735, 736.
Результатами опробования скважины № 736 на приток подтверждена нефтеносность пласта до абсолютной отметки минус 2491,9 м (подошва пласта в скв. 736). Из интервалов перфорации 2613-2615 м (абс.отм.–2483,9-2485,9 м) и 2618-2620 м (абс.отм.–2488,9-2490,9 м) получен приток безводной нефти в скважине 736.
Нефтенасыщенная толщина пласта Дк по площади залежи меняется по величине от 1,2 м (скв. 316) до 20,0 м (скв. 709).
Размеры залежи в принятых границах составляют 6,62×2,0 км, высота залежи 60 м. Тип залежи пластовый, литологически ограниченный.
Пласт Дк введен в разработку в 1960 г. Накопленная добыча нефти по пласту составляет 5268 тыс.т.
По комплексу ГИС в скважинах №№ 12 и 75 раннее выделялись прослои нефтенасыщенного песчаника пласта Дк, не подтвержденные опробованием.
Из интервала перфорации 2616-2626 м (абс.отм.–2475,5-2485,4 м) в скважине 12 получен приток пластовой воды, а в затрубье отмечалась нефть. Данный результат опробования неоднозначен. Скважина ликвидирована. Следовательно, в объекты подсчета запасов нефти, указанные участки пласта как ранее не выделяются.
Пласт Д-I
Является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло- серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м – в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 м до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту вцелом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи – 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1-7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д-I установлена в 1958 году при его опробовании в скважине № 3, в которой из интервала перфорации 2611- 2620 м (абс.отм. –2457,6-266,6 м) был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958-2003 годы.
Пласт Д-I дополнительно вскрыли 42 скважины, из которых 10 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности.
Начальное положение ВНК по залежи, рекомендуется принять (с учетом округления) в интервале абсолютных отметок минус 2470-2474 м так как пределы колебания ВНК по скважинам составляют от минус 2470,4 м до минус 2473,7 м.
Начальная нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи меняется от 2,2 м до 17 м. Увеличенные толщины приурочены к сводам поднятия.
Размеры залежи составляют 6,5×2,5 км, высота 19,6-23,6 м. Залежь нефти неполно-пластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1-2 м прослой известняка (репер
«кинжал»).
Пласт Д-I введен в разработку в 1959 году. Накопленная добыча нефти составляет 4153 тыс.т. Обводненность пласта – 80 %. В фонде добывающих находятся 18 скважин. Скважины №№ 601 и 708 разрабатывают залежь пласта Д-I совместно с пластом Дк.
Водоносность
По данным структурного бурения и геологической съёмки водоносные горизонты отмечены в отложениях четвертичного возраста, татарского и казанского ярусов, нижней перми и верхнего карбона.
В нижележащей толще разреза водоносные горизонты имеютрегиональное распространение, поэтому водоносность разреза более правильно рассматривалась в общем плане.
Первый водоносный горизонт приурочен к аллювиальным отложениям вюрмской террасы и имеет широкое развитие. Местами в указанных отложениях наблюдаются источники с незначительным дебитом. Указанный горизонт не постоянен и зависит от условий инфильтрации атмосферных осадков. Залегание горизонта связано с линзовидными прослоями песка,
супеси, иногда галечника. В таких породах вода держится довольно долго и используется населением. Вода пресная, без запаха, приятная на вкус.
В отложениях северодвинской (малокинельской) свиты водоносные горизонты встречаются на различных стратиграфических уровнях без какой- либо видимой закономерности. Водосодержащими породами здесь являются обычно трещиноватые мергели, а водоупором служат их массивные разновидности. Наблюдается некоторая выдержанность для горизонта, залегающего в 37 м выше основания свиты, и приурочена к пачке доломитов.
В отложениях казанского яруса зафиксированы два водоносных горизонта в сосновской и калиновской свитах.
Глубина залегания водоносного горизонта сосновской свиты колеблется в зависимости от высоты рельефа местности – от 33 до 75 м. Горизонт напорный. Его пьезометрическая поверхность находится на абсолютных отметках плюс 29- 31 м. Водоносными породами являются доломитовая мука, а также разрушенные трещиноватые и кавернозные доломиты.
В водоносном горизонте калиновской свиты водовмещающими являются трещиноватые солитовые доломиты, а водоупором служат плотные разности доломитов. Стратиграфическое положение горизонта довольно постоянное. Он залегает, как правило, в 60 м выше основания калиновской свиты. Глубина залегания горизонта в зависимости от высоты рельефа колеблется от 70 до 271 м.
Водоносный горизонт нижнепермских отложений приурочен к сильно пористым доломитам карбонатной пачки и отчасти швагеринового горизонта нижней перми. Этот горизонт в отличие от водоносного горизонта калиновской свиты характеризуется повышенной минерализацией вод, имеющих запах сероводорода. Водоносный горизонт нижней перми – напорный, вскрыт на глубинах от 214 до 290 м. Статический уровень горизонта устанавливается на абсолютных отметках 31-32.
Водоносные горизонты в отложениях среднего и нижнего карбона,верхнего и среднего девона выделяются по аналогии с соседними нефтеносными площадями.
Так, в среднем карбоне два водоносных горизонта приурочены к верхней и нижней части верейского горизонта. Они хорошо регистрируются электрокаротажём.
Водоносный горизонт отмечен также в кровле намюрского яруса.
В нижнем карбоне водоносные горизонты приурочены к окской свите, яснополянскому подъярусу и турнейскому ярусу.
Основным водоносным горизонтом в отложениях нижнего карбона является регионально выдержанный песчаный пласт Б-2, гидродинамический режим и химизм вод которого являются наиболее изученными.
На Вахитовской площади пробы воды отобраны из пласта Б-2.
По своему химическому составу пластовые воды, отобранные в этих скважинах, почти ничем не отличаются друг от друга.
Опробование законтурных скв.27, 24, 32 и 51 показало, что коэффициенты продуктивности этих скважин очень высокие и составляют приблизительно 50- 80 м3/сут.
Плотность пластовой воды 1,17, вязкость в пластовых условиях – 1,3 мПа.с. В скв.6 получена вода той же плотности 1,17, статический уровень 96,8 м от устья.
Нефтяные залежи пласта Б-2 хорошо связаны с окружающей пластовой водонапорной системой, которая обладает огромными энергетическими ресурсами и типичным упруговодонапорным режимом. Энергия этой водонапорной системы в настоящее время весьма эффективно используется при разработке залежей пласта Б-2 Вахитовского месторождения.
В карбонатной толще турнейского яруса, по аналогии с Самарской Лукой, могут быть выделены два водоносных горизонта, приуроченные к пластам В-1 и В-3.
Для газа характерно низкое содержание метана (10-22%), высокое содержание азота (43-71%), сероводорода и углекислого газа. Содержание углеводородов тяжелее метана относительно высокое (4-8%).
Пластовая вода из девонских отложений была получена при опробовании скв.12 на площади (интервал 2616-2621 м, кыновский горизонт).
В составе газа, растворённого в пластовой воде скв.12, содержится по сравнению с водорастворёнными газами нижнего карбона несколько большее процентное содержание метана (30,7%), значительное меньшее содержание азота (34,9%).