Master THESIS. Identification of the Relationship of Neotectonic Structures and Oil and Gas...

Казань – 2013

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 020305 – ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Выявление взаимосвязей неотектонического развития структур и

нефтегазоносности Нуркеевского нефтяного месторождения на основе

морфометрических исследований

Работа завершена:

Студент 5 курса

______ мая 2013 г. ________________ С.А. Усманов

Работа допущена к защите:

Научный руководитель

заведующий кафедрой

доктор геол.-мин. наук

______ мая 2013 г. _________________ И.Н. Плотникова

Заведующий кафедрой

доктор геол.-мин. наук

______ мая 2013 г. _________________ И.Н. Плотникова

2

Содержание

Введение .............................................................................................................. 3

1. Географо-экономический очерк .................................................................... 5

2. Геолого-геофизическая изученность района работ ...................................... 9

3. Геологическое строение месторождения ...................................................... 15

3.1. Литолого-стратиграфический разрез.......................................................... 15

3.2. Тектоническое строение территории ......................................................... 25

4. Нефтегазоводоносность .................................................................................. 35

4.1. Нефтеносность вскрытого разреза. Характеристика залежей нефти........ 35

4.2. Физико-химическая характеристика нефти и газа..................................... 36

4.3. Гидрогеологическая характеристика вскрытого разреза .......................... 42

5. Морфометрический метод исследования новейших движений земной

коры..................................................................................................................... 47

5.1. Основные положения и этапы проведения морфометрического

анализа................................................................................................................. 50

5.2. Компьютерная методика построения и анализа морфометрических

карт ...................................................................................................................... 53

5.3. Анализ макротрещиноватости осадочного чехла ...................................... 53

5.4. Исследования морфометрическим методом .............................................. 56

5.5. Анализ полученных результатов ................................................................ 59

6. Выводы и рекомендации ................................................................................ 64

7. Экономическая часть...................................................................................... 67

8. Охрана окружающей среды ........................................................................... 70

Заключение ......................................................................................................... 76

Список используемой литературы..................................................................... 78

Список табличных приложений ........................................................................ 80

Список графических приложений ..................................................................... 81

3

Введение

Эффективность поискового бурения, основанного на данных

сейсморазведки и структурного бурения на Нуркеевском нефтяном

месторождении достаточно мала (менее 40% по данным на 2011 г), что

обусловлено несовпадением структурных планов пермских отложений и

продуктивных горизонтов, а также малыми амплитудами и линейными

размерами структур.

В своей работе я попытался выявить новый критерий постановки ГРР,

который позволит увеличить эффективность бурения. В качестве данного

критерия был выбран анализ морфологии земной поверхности и

неотектонического развития структур.

В задачи моего исследования входило установление взаимосвязей

между выявленными на Нуркеевском месторождении нефтеносными

структурами и современным состоянием геодинамической обстановки с

целью прогнозирования дальнейших ГРР на основе данных взаимосвязей.

Материалы для написания работы собирались мною самостоятельно в

фондах, чему способствовало заключение договора о сотрудничестве между

Казанским федеральным университетом и ООО "МНКТ".

Были собраны следующие материалы:

1) Топопланшеты рельефа земной поверхности в районе

лицензионной границы Нуркеевского месторождения и сопредельных

территорий масштаба 1:25000,

2) Проект геологоразведочных работ на Нуркеевском

месторождении нефти на 2011–2015 гг. (текст)

3) Оперативный подсчет запасов нефти Ургудинского и Ахтарского

поднятий Нуркеевского месторождения (текст)

4) Карты отражающих горизонтов А, Д и У,

5) Карта совмещенных контуров нефтеносности и др.

4

В рамках дипломной работы я самостоятельно провел

морфометрический анализ положительных структур на территории

Нуркеевского месторождения. Мною активно использовался современный

геоинформационный пакет ArcGIS 10.0 (ESRI, США) и программа

трассировщик EasyTrace.

5

1. Географо-экономический очерк

В административном отношении Нуркеевское месторождение

расположено на северо-востоке Республики Татарстан в пределах

Сармановского и Тукаевского районов. Площадь Нуркеевского

месторождения составляет 445,6 км.

Краткая характеристика района работ приведена в таблице 2.1.

Обзорная карта района Нуркеевского месторождения представлена на

рисунке 2.1.

Таблица 2.1. Географо-экономическая характеристика района работ

№ п/п Наименование Географо-экономические условия

1 2 3

1 Географическое

положение района

Северо-восточная часть Республики Татарстан, Сармановский и

Тукаевский районы (рис.2.1).

2

Сведения о рельефе

местности

В морфологическом отношении площадь имеет вид крупнохолмистой

местности с пологими очертаниями возвышенных участков с

колебаниями абсолютных отметок рельефа от +75м в поймах рек до

+240 м на водоразделах. По своему характеру рельеф описываемой

территории аккумулятивно-структурный, ему присуще наличие

сглаженных увалистых форм.

3

Характеристика

гидросети

В орогидрографическом отношении исследуемый район относится к

восточному Закамью РТ, где гидрографическая сеть района

представлена реками Мензеля, Иганя (левый приток Мензели) и их

притоками. Долины рек хорошо разработаны, с ясно выраженными

пойменными и надпойменными террасами. Правые склоны долин

крутые, с выходами на поверхность отложений пермской системы,

левые – пологие. Для правых склонов, имеющих уклоны до 14°,

характерны осыпи, большое количество коротких эрозионных борозд,

оврагов, промоин. Реки имеют спокойное течение, образуют

многочисленные старицы и излучины.

4

Среднегодовые и

экстремальные

температуры воздуха

и количество осадков

Территория Нуркеевского месторождения относится к Восточно-

Закамскому климатическому району с относительно прохладным,

неравномерно увлажненным осадками летом сравнительно холодной и

недостаточно снежной зимой. Климат района умеренно-

континентальный, со среднегодовой температурой от +2,5°С до +3,5°С.

6

Зимы умеренно холодные, в отдельные годы суровые с максимальной

температурой до -40°С. Самым теплым месяцем в году является июль с

максимальной температурой+38°С. Атмосферные осадки выпадают

неравномерно. Среднегодовое количество осадков составляет 46О-

520мм, по количеству осадков район входит в зону с недостаточной

увлажненностью. Относительная влажность не превышает 75%.

Нуркеевский участок характеризуется преобладающим южным

направлением ветров.

5 Продолжительность

отопительного сезона

Отопительный сезон длится с 15 сентября по 15 апреля.

6 Геокриологические

условия

Район характеризуется сезонным промерзанием грунтов, в среднем до

100 см.

7 Сила ветра и его

направление

Преобладают ветры юго-западного направления, наибольшая сила ветра

достигает 15-22 м/сек.

8

Краткая

характеристика

растительного и

животного мира

В пределах Нуркевского месторождения лесными массивами занято

около 3% территории. Преобладающая часть территории занята

сельхозугодьями. Почвы района преимущественно черноземные.

Растительность района лесостепная. Около 2-5% территории покрыто

смешанным лесом. По ландшафтному районированию территория

относится к району типичной и южной лесостепной зоне. Территория

приурочена к Мензелинскому возвышенному району с лесами

Приволжскими липово-дубовыми и Закамско-заволжскими в сочетании

и липово-дубовыми и липовыми лесами на выщелоченных черноземах и

серых лесных почвах.

Доля сельскохозяйственных угодий на территории 80- 90 %, в основном

это – пашни и кормовые угодья. Животный мир представлен

позвоночными – волк, лисица, заяц, белка, еж и т.д. и сотнями видов

беспозвоночных.

10

Сведения о насе-

ленных пунктах,

составе населения, и

ведущих отраслях

промышленности

Населенные пункты (Тлянче-Тамак, Останкино, Азалаково, Б.Нуркеево,

Чурашево) расположены вдоль рек Иганя и Мензеля. Между собой они

связаны грунтовыми дорогами, передвижение по которым в дождливые

периоды года возможно лишь на автотранспорте повышенной

проходимости. Вдоль западной границы площади проходит

асфальтированное шоссе Альметьевск – Набережные Челны. Основное

направление народного хозяйства животноводческо-зерновое, пищевая

промышленность, на промыслах нефтяной компании.

11 Источники: Теплоснабжение населенных пунктов осуществляется котельными, села

7

теплоснабжения,

электроснабжения

– газовым и частично печным отоплением.

12 Виды связи Телефон, телеграф, интернет.

13

Пути сообщения,

характеристика

дорожной сети

На исследуемой территории развита инфраструктура,

характеризующаяся густой сетью автодорог с асфальтовым покрытием,

населенными пунктами, линиями электропередач. Это объясняется тем,

что в 36 км северо-западнее расположен крупнейший населенный пункт

Набережные Челны, с мощными индустриальными предприятиями,

такими как КАМАЗ, аэропортом международного значения,

железнодорожной станцией, а так же пристанью на реке Кама.

14

Данные о полезных

ископаемых района,

обеспеченность

местными

стройматериалами

Общераспространенные полезные ископаемые района представлены

песком, глинами и карбонатными породами. Месторождения

известняков и доломитов, пригодные для дорожного строительства,

приурочены к казанскому ярусу пермской системы.

К горючим полезным ископаемым относятся нефть, торф, уголь.

Главным из них является нефть. Данные о нефтеносности описаны в

соответствующей главе. Торф расположен в речных долинах, приурочен

к пойменной и надпойменной террасам рек.

8

Рис. 2.1. Нуркеевское месторождение. Обзорная карта. [10]

Масштаб 1:200000

9

2. Геолого-геофизическая изученность района работ

В районе работ Нуркеевского месторождения выполнен значительный

объем геолого-геофизических исследований с целью изучения

геологического строения территории и поисков залежей углеводородов. В

объем геолого-геофизических работ, выполненных здесь к настоящему

времени, входят геологическая съемка, структурное и глубокое поисково-

разведочное бурение, АКГИ, различные геолого-геофизические методы

разведки.

В 1937-1945 гг. в районе проводились структурно-геологические

съемки масштабов 1:100000 и 1:200000. По материалам съемок изучены

стратиграфия и литология верхнепермских, неогеновых и четвертичных

отложений, составлена сводная карта по кровле нижнеказанского подъяруса

верхней перми.

В 1959-1961, 1964, 1967, 1973 гг. проводилось структурно-поисковое

бурение трестом «Татнефтегазразведка» на Нуркеевской, Ильбухтинской,

Нижне-Табынской, Ново-Суксинской, Ковзияковской и других площадях.

Структурным бурением были вскрыты отложения ассельского яруса нижней

перми. Выявлены Нуркеевское, Тлянче-Тамакское, Сакское, Азалаковское,

Восточно-Тавлуковское поднятия. Кроме того, изучены литология и

стратиграфия отложений перми, уточнены зоны распространения неогеновых

отложений и их мощности, выделены зоны развития карста в отложениях

сакмарского яруса.

С 1959 по 1961 гг. в районе начались сейсморазведочные

исследования МОВ, носившие опытно-производственный характер. По

результатам этих работ получены структурные карты по отражающим

горизонтам У и Д, выделена Нуркеевская приподнятая зона, состоящая из

двух обособленных поднятий, намечено Тавлуковское поднятие.

На подготовленных структурным бурением и сейсморазведкой

поднятиях с целью оценки нефтеносности осадочной толщи и выявления

10

особенностей тектонического строения в исследуемом районе, начиная с 60-х

годов, проводилось глубокое нефтепоисковое бурение на Тлянче-Тамакской

и др. площадях. В пределах рассматриваемых участков исследований

пробурено 10 глубоких скважин. Результатом бурения явилось открытие

Восточно-Тавлуковской и Северо-Сармановской залежей нефти в

отложениях тульского и бобриковского горизонтов и турнейского яруса.

В 1962-66 годах с целью изучения скоростной характеристики разреза

и получения данных, необходимых для стратиграфической привязки

отражений, в пределах лицензионного участка Нуркеевского месторождения

в десяти проведены сейсмокаротажные работы трестом

«Татнефтегеофизика».

Изучение геологического строения северо-востока Татарстана

геофизическими методами началось в 50-е годы. В период с 1951 г. по 1984 г.

были выполнены электроразведочные работы методом ЗСБЗ.

Протрассирован участок южного борта Нижнекамского прогиба ККС,

прослежены визейские эрозионные врезы, выделены зоны повышенной

трещиноватости карбонатных отложений нижнего карбона, перспективные

участки на поиски залежей нефти.

В 1968 году проведена детальная гравимагнитная съемка масштаба

1:50000. Составлены карты аномалий силы тяжести и аномалий магнитного

поля, построена карта поверхности кристаллического фундамента. В период

с 1978 по 1983 годы проводилась высокоточная гравимагнитометрическая

съемка масштаба 1:250000. Проведенные работы позволили получить

кондиционные карты аномалий силы тяжести. Также была выделена система

тектонических нарушений кристаллического фундамента и связанных с ними

зон повышенной трещиноватости пород осадочного чехла, протрассирована

часть южной границы осевой зоны Нижнекамского прогиба, намечены

участки на поиски локальных поднятий, по данным гравиметрии были

выделены (с использованием методики ГОНГ) прогнозные контуры залежей

нефти.

11

В 1973 году Новосибирский геофизический трест выполнил

аэромагнитную съемку масштаба 1:50000, которая охватывает всю

исследуемую территорию. В результате этих работ составлена схема

тектонического строения кристаллического фундамента восточной части

Татарии.

В 1987-1989 годах Казанской геофизической экспедицией проведены

дистанционные исследования на рассматриваемой площади. В результате

получены сведения о тектоническом строении и неотектонической

активности района работ. Выделены ортогональная и диагональная системы

линеаментов, а также 10 перспективных объектов. По данным АКГИ

Нуркеевское девонское поднятие разделяется на две части. Северная часть

(скв. 404, 434, 432) охарактеризована двумя фотоаномалиями, в контуры

которых не вошли скважины с девонской нефтью. Авторами предположено

наличие здесь седиментационно-тектонических поднятий каменноугольного

возраста.

В 1988-1994 гг. на всей территории Татарстана проведено

региональное структурное дешифрирование масштаба 1:100000,

позволившее получить новые сведения о тектоническом строении

фундамента. Для восточной части Татарстана выявлены причины и

вероятные величины смещений разных блоков фундамента.

В 1996 году была произведена аэрогеофизическая и геохимическая

съемки масштаба 1:50000 на территории северо-востока Татарстана. Были

выполнены нетрадиционные наземные и воздушные исследования с целью

выявления участков, перспективных на поиски углеводородных скоплений.

Получена информация на основе комбинирования атмогеохимии (метановые

и радоновые измерения), гаммаспектрометрии (измерение содержаний урана,

тория и калия) и магнитометрии.

В 1976 году на северо-западе рассматриваемой площади проведены

первые сейсморазведочные работы МОГТ. По их результатам построены

12

структурные карты по ОГ В, У, Д и А. Уточнен контур Тавлуковского

поднятия по отражающему горизонту У.

В 1982 была произведена комплексная интерпретация геолого-

геофизических данных. Составлена детальная карта поверхности

кристаллического фундамента, на которой выделены линейный Сарапалино-

Танайский региональный разлом, Тлянче-Тамакская региональная кольцевая

структура и Сакловский выступ фундамента.

В 1987-88 годах по результатам комплексной интерпретации геолого-

геофизических материалов выделены участки возможных локальных

поднятий по поверхности фундамента и в осадочном чехле, зоны

улучшенных коллекторских свойств терригенных отложений девона. По

материалам гравиразведки выделены аномалии типа «залежь».

Рекомендованы участки для постановки детальных сейсморазведочных

работ.

В 1997 году работами «ТНГФ» уточнено геологическое строение

месторождений и залежей нефти на северном склоне ЮТС, рассмотрены

особенности развития пластов-коллекторов в терригенных отложениях

девона и нижнего карбона. Предложены количественные оценки

вероятности формирования залежей различного типа и перспективности

площадей на склонах ЮТС.

В 1990 году на юге площади лицензионных работ выполнены

сейсморазведочные работы МОГТ. В результате протрассированы

Шигаевский, Сулюковский и Нуркеевский прогибы. В рельефе отражающего

горизонта У прослежен флексурный уступ северо-восточного простирания,

отделяющий в пределах площади купольную часть ЮТС от его северного

склона. Закартировано несколько систем изолированных визейских врезов,

вписывающихся в зоны протрассированных сейсморазведкой прогибов.

Спрогнозированы контуры нефтяных залежей в нижнем карбоне и верхнем

девоне.

13

В 1992 году проведены сейсморазведочные работы МОГТ в

центральной части исследуемой площади. При интерпретации материалов

выделена сеть разрывных нарушений, расчленяющих поверхность

кристаллического фундамента на макро- и микроблоки, протрассированы

грабенообразные Шигаевский, Сулюковский и Азнакаевско-Сакловский

прогибы. Закартировано значительное количество локальных поднятий,

среди которых Верхоянское, Зарубановское и Пятницкое подготовлены к

глубокому бурению по горизонту Д.

В 1999-2001, 2004 гг. с целью изучения скоростной характеристики,

литолого-стратиграфической привязки отраженных волн и изучения

структурных особенностей отложений терригенного девона в скв. 404, 434,

449 и 498 Тлянчи-Тамакской площади проведены исследования НВСП.

В 2000 году был начат новый этап доразведки девонских залежей и

эксплуатационного бурения на Нуркеевском поднятии. Бурением скважин 1,

7, 728 Тлянче-Тамакской площади подтверждена продуктивность кыновских

и пашийских отложений.

В 2001 году пробурены 4 эксплуатационные скважины (№ 10, 19, 20,

22 Нуркеевской площади). Первые три доказали нефтеносность кыновских

отложений.

В 2004 году в пределах Нуркеевского месторождения проведена

переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов. По итогам

работ уточнены контуры залежей нефти в пределах Нуркеевского и

Восточно-Тавлуковского поднятий в отложениях кыновского, пашийского,

турнейского и тульского возраста. По результатам этих работ в 2005 году на

Восточно-Тавлуковском поднятии пробурены скважины 640 и 641,

подтвердившие наличие нефтенасыщенных коллекторов в отложениях

тульского горизонта и турнейского яруса (пласты Стл-2+1, Скз-1).

В 2004 году на смежной территории, расположенной за юго-

восточной границей Нуркеевского месторождения, проводились

детализационные исследования на Ташлиярском поднятии. Результаты

14

работ дополнили имеющиеся представления о геологическом строении

района и уточнили структурные планы по основным отражающим

горизонтам в карбоне и девоне.

В 2005 году ОАО «Башнефтегеофизика» выполнено вертикальное

сейсмопрофилирование (ВСП) в скважины 505 и скважины 628. В

результате выданы рекомендации на заложение эксплуатационных скважин

и дальнейшие геолого-геофизические исследования поисковых объектов.

15

3. Геологическое строение месторождения

3.1 Литолого-стратиграфический разрез

По своим литолого-петрографическим особенностям и

стратиграфической расчлененности разрез осадочной толщи в пределах

Нуркеевского месторождения аналогичен сводному разрезу Татарстана

(граф.прил. 1). Древнейшими метаморфизованными отложениями являются

породы кристаллического фундамента архейско-протерозойского возраста.

Осадочная толща слагается девонскими, каменноугольными, пермскими,

неогеновыми и четвертичными отложениями.

Кристаллический фундамент архей-протерозойского возраста

представлен биотитовыми, амфибол-биотитовыми плагиогнейсами, в

различной степени разрушенными и выветрелыми в верхней части. Вскрыты

они почти всеми поисково-разведочными скважинами на глубину от 7 до 15

м.

Девонская система - Д

Средний отдел Д2

Живетский ярус Д22

Старооскольский надгоризонт

Старооскольский надгоризонт в пределах Нуркеевского

месторождения представлен отложениями ардатовского и муллинского

горизонтов.

Ардатовский горизонт залегает с размывом на отложениях бийского

горизонта или породах вендских отложений. В составе выделяются две

пачки: песчано-алевролитовая и карбонатно-аргиллитовая. Песчано-

алевролитовый пласт слагается мелкозернистыми, обычно алевролитовыми

песчаниками и алевролитами. Верхняя карбонатно-глинистая пачка сложена

16

в основном аргиллитами с выдержанным карбонатным прослоем «средний

известняк» в нижней части.

Муллинский горизонт имеет широкое развитие. По литологическим

особенностям он разделяется на две пачки: нижнюю - алеврито-песчаную и

верхнюю алеврито-аргиллитовую. Нижний алеврито-песчаный пласт

слагается светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами,

прослоями - глинистыми, буровато-серыми. Верхняя алевролито-

аргиллитовая пачка представлена аргиллитами и алевролитами с прослоями

сидерит-шамозитовых руд.

Толщина старооскольского горизонта колеблется oт 44,0 до 67,0 м.

Верхний отдел - Д3

Франский ярус - Д31

Нижнефранский подъярус

Подъярус в пределах Нуркеевского месторождения представлен

отложениями пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт представлен переслаиванием песчаников и

алевролитов с глинистыми породами.

Тиманский горизонт представлен терригенной толщей, сложенной

серовато- зелеными и шоколадно-коричневыми аргиллитами. В составе

тиманского горизонта выделяются нижняя терригенная толща и верхняя

глинисто-карбонатная.

В пределах Нуркеевского месторождения пашийские и тиманские

отложения содержат нефтескопления.

Пласт Д1 пашийского горизонта представлен монолитной терригенной

толщей, общая толщина которой превышает 25 м. Пласты коллекторы

пашийского горизонта сложены песчаниками мелкозернистыми,

алевритовыми и алевролитами с прослоями аргиллитов. Покрышкой для

пашийских отложений служит нижнетиманская аргиллитовая пачка,

мощность которой изменяется в пределах 6-8 м.

17

Мощность отложений пашийского горизонта изменяется от 16 м в скв.

№416 до 26 м в скв. №626. Нефтенасыщенные мощности пласта Д1

составляют 1,1-1,6 м.

По разрезам скважин, пробуренным на Нуркеевском месторождении,

идентифицируется только пласт коллектор Д0, состоящий в ряде случаев

(скв. №434) из двух пропластков, представленный песчаниками кварцевыми

мелкозернистыми алевритовыми и алевролитами крупнозернистыми,

песчанистыми. Глинистый пропласток, расклинивающий пласт на три

пропластка, может достигать мощности 0,6 м. В отдельных скважинах

тиманский коллектор замещен.

На территории Нуркеевского месторождения в тиманских отложениях

над пластом До зачастую выделяется карбонатный прослой, имеющий

мощность 0,8-1,2 м, известный в промысловой практике как репер

«среднетиманский известняк». Локальной покрышкой для тиманских

отложений являются аргиллиты, залегающие в кровле горизонта,

региональной - карбонатные породы репера "аяксы" и саргаевские

отложения.

Осадки тиманского горизонта в пределах исследуемой территории

имеют мощность 17,4-24,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта

изменяется от 1,4 м в скв. №525 до 4,4 м в скв. №434. К западу от

Нуркеевского поднятия происходит ухудшение коллекторских свойств

пласта Д0.

Среднефранский подъярус

В составе среднефранского подъяруса выделяются саргаевский и

семилукский горизонты.

Отложения саргаевского горизонта залегают с размывом на

тиманских. Отложения представлены серыми и темно-серыми, неравномерно

прослоями битуминозными известняками с прослоями глинистых мергелей.

18

Семилукский горизонт представлен известняками, мергелями и

горючими сланцами. Породы горизонта темно-серые, черные, зернистые,

прослоями органогенные, окремненные, битуминозные, глинистые.

Верхнефранский подъярус

Отложения верхнефранского подъяруса представлены речицким,

воронежским, евлановским и ливенским горизонтами.

Отложения речицкого горизонта залегают с размывом на

семилукских. Нижняя часть горизонта слагается известняками серыми,

темно-серыми с буроватым оттенком, тонко- и мелкозернистыми, участками

перекристаллизованными, неравномерно глинистыми и битуминозными.

Верхняя часть горизонта представлена серыми, темно-серыми, тонко- и

мелкозернистыми известняками, глинистыми битуминозными.

Отложения воронежского, евлановского и ливенского горизонтов в

пределах изучаемой территории северо-востока Татарстана не расчленены.

Они представлены переслаиванием известняков темных, темно-серых,

мелкозернистых, глинистых, битуминозных, плитчатых, прослоями

окремнелых и мергелей буровато-темно-серых, глинистых, битуминозных и

сланцов.

Фаменский ярус - Д32

Отложения фаменского яруса залегают с размывом на

верхнефранских. Выделются нижне-, средне- и верхнефаменский подъярусы.

Нижнефаменский подъярус

В составе подъяруса выделяются задонкий и елецкий горизонты,

которые в пределах Нуркеевского месторождения не расчленены. Отложения

подъяруса представлены известняками серыми, разнозернистыми, участками

и прослоями перекристаллизованными, в различной степени

доломитизированными и доломитами светло-серыми.

Среднефаменский подъярус

19

В составе подъяруса выделяются лебедянский горизонт и данковский

надгоризонт. Отложения представлены переслаиванием известняков светло-

серых с зеленоватыми глинистыми примазками и доломитов серых.

Верхнефаменский подъярус

Подъярус представлен заволжским надгоризонтом. Слагается

известняками желтовато-бурыми, органогенно-обломочными, частично

доломитизированными, с включениями гипса и ангидрита и прослоями

черных кремней и глин. Общая толщина фаменского яруса от 75 до 450 м.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С1

Турнейский ярус - С11

Ярус расчленяется на два надгоризонта и представлен четырьмя

горизонтами: малевским, упинским, черепетским и кизеловским. Отложения

кизеловского горизонта в пределах центральной части Нуркеевского

месторождения являются нефтенасыщенными, пласты коллекторы сложены

мелкозернистыми известняками серыми, органогенно-обломочными,

участками сильно глинистыми, прослоями окремнелыми. Нефтенасыщенная

толщина отложений кизеловского горизонта составляет 7,0м. Покрышкой

для коллекторов кизеловского горизонта служит уплотненная карбонатная

пачка в кровле одноименной толщи и аргиллиты елховского и радаевского

горизонтов.

Формирование осадков в турнейское время на исследуемой

территории происходило в условиях умеренно глубоководного моря во

внутренней бортовой и внешней бортовой зонах Нижнекамского прогиба

Камско-Кинельской системы. Граница внешней и внутренней бортовых зон

Нижнекамского прогиба проходит по линии между скважинами 628 и 439,

449 и 404, 809 и 448. К северу от этой линии идентифицируется внутренняя

бортовая зона, контролируемая развитием «саитовского» типа разреза, где

наблюдается увеличение мощности кизеловско-черепетского комплекса. В

южной части рассматриваемой территории, в границах развития внешней

20

бортовой зоны прогиба, распространяется «билярский» тип разреза,

характеризующийся «раздувом» мощности заволжского карбонатного

комплекса пород.

Визейский ярус - C12

Нижневизейский подъярус

Кожимский надгоризонт

В состав надгоризонта входят три горизонта: косьвинский, радаевский

и бобриковский.

Осадки визейского яруса в целом сложены терригенными породами.

Отложения яснополянского надгоризонта (бобриковские и тульские) на

территории Нуркеевского месторождения являются нефтенасыщенными.

В отложениях бобриковского горизонта по данным ГИС выделяются

пласты коллекторы Сбр-2 и Сбр-3, в большинстве скважин пласты сливаются,

образуя пласт Сбр-2+3. Пласт Сбр на месторождении сложен песчаниками

алевролитистыми, неравномерно глинистыми. Песчаники светло-серые

кварцевые, прослоями глинистые. В скважине №505 коллекторы

бобриковского горизонта нефтенасыщены. Толщина отложений

бобриковского горизонта изменяется от 7-17 м в центральной части

территории, до 20 м на юге и до 31 м на крайнем северо-западе территории

Нуркеевского месторождения, нефтенасыщенная толщина составляет 5,0 м.

Верхневизеский подъярус

Окский надгоризонт

В составе окского надгоризонта выделяются тульский, алексинский,

михайловский и веневский горизонты.

Отложения тульского горизонта согласно налегают на нижележащие

бобриковские осадки. Горизонт представлен, преимущественно,

алевролитами, мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин, аргиллитов

и глинистых известняков.

В отложениях тульского горизонта в наиболее полных разрезах

выделяются четыре пласта-коллектора, индексируемые сверху вниз как C1tl-

21

4, C1tl-3, C1tl-2, C1tl-1. Все тульские пласты характеризуются литологической

изменчивостью коллекторов на коротких расстояниях. Пласт C1tl-4 залегает в

кровельной части тульского горизонта и имеет ограниченное развитие на

территории Нуркеевского месторождения, он выделен по данным ГИС в

районе Хузиевского поднятия и сложен песчаниками водоносными. Его

толщина составляет 0,7-1,1 м.

Ниже по разрезу залегает пачка карбонатных пород, которая

выделяется в промысловой практике как электрорепер «тульский известняк».

Карбонатная пачка фиксируется в пределах Нуркеевского месторождения

повсеместно, сложена преимущественно известняками и имеет толщину 4,0-

7,6 м.

Под реперной пачкой выделяется нефтенасыщенный пласт-коллектор

C1tl-3, имеющий на территории месторождения полосовидное развитие.

Пласт сложен песчаниками, замещающимися на уплотненные алевролиты,

его толщина изменяется от 0 до 2,6 м.

Ниже по разрезу выделяется пласт-коллектор C1tl-2, также имеющий

неповсеместное развитие. Сложен пласт преимущественно песчаниками,

участками нефтенасыщен. Толщина пласта изменяется от 0 до 3,1 м.

Пласт C1tl-1, залегающий в подошвенной части тульского горизонта,

сложен песчаниками и алевролитами, замещающимися на плотные разности.

Толщина пласта коллектора изменяется от 0 до 1,2 м.

Алексинский, михайловский, веневский горизонты на изучаемой

территории не расчленены и представлены, в основном, известняками

серыми органогенно-обломочными с прослоями доломитов. Общая

мощность отложений колеблется от 120,0 до 145,0 м.

Серпуховский ярус -С13

Отложения серпуховского яруса на изучаемой территории не

расчленены. В составе яруса выделяются заборьевский (тарусско-

стешевский) надгоризонт и протвинский горизонт.

22

Отложения заборьевского надгоризонта на территории Татарстана

развиты широко, однако керном изучены слабо. Они представлены

известняками светло-серыми, микрокристаллическими, прослоями

органогенно-обломочными, с прослоями доломитов. Протвинский горизонт

сложен известняками белыми, сахаровидными, вверху розоватыми и

доломитами пористыми, кавернозными, местами - окремнелыми.

Общая мощность отложений серпуховского яруса изменяется от

65,0 до 77,0 м.

Средний отдел - C2

Среднекаменноугольные отложения подразделяются на два яруса:

башкирский и московский.

Башкирский ярус - C2

Отложения яруса с размывом залегают на серпуховских.

Литологически башкирский ярус представлен известняками светло-серыми,

органогенно-обломочными, брекчиевидными, с примазками зеленых глин и

прослоями доломитов. Общая мощность отложений составляет 36,0-43,0 м.

Московский ярус - C22

Отложения московского яруса залегают на размытой поверхности

башкирских образований. В составе яруса выделяются верейский,

каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт по литологическому составу можно подразделить

на две части: нижнюю - карбонатную и верхнюю - карбонатно-терригенную.

Отложения представлены переслаиванием известняков пестроцветных,

органогенно-обломочных, доломитов, аргиллитов и песчаников.

Каширский горизонт представлен известняками светло-серыми тонко

кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными,

доломитизированными, с прослоями глин и алевролитов. Мощность

отложений колеблется в пределах 47,0- 69,0 м.

23

Подольский горизонт представлен известняками светло-серыми,

органогенно-обломочными с прослоями доломитов и темно-серых

аргиллитов.

Мячковский горизонт представлен известняками белыми,

органогенно-обломочными, тонкокристаллическими с прослоями доломитов.

Общая мощность яруса изменяется от 171 до 190 м.

Верхний отдел - С3

Верхнекаменноугольные отложения подразделены на два яруса:

касимовский и гжельский. Керном в пределах лицензионной территории

Нуркеевского месторождения данные отложения не изучены.

Касимовский ярус - С31

Касимовский ярус на территории востока Татарстана представлен

преимущественно доломитами светло-серыми, плотными, окремнелыми, с

линзами гипса и ангидрита, с прослоями органогенно-обломочных

известняков.

Гжельский ярус - С32

В составе гжельского яруса выделяются добрятинский,

павлопосадский, ногинский и мелеховский горизонты, которые в пределах

изучаемой территории не расчленены. Отложения гжельского яруса

представлены доломитами серыми тонко-, мелкокристаллическими,

загипсованными, с прослоями органогенно-обломочных известняков. Общая

мощность гжельского и касимовского ярусов в пределах границы

лицензионной территории составляет 175,0-210,0 м.

Пермская система - P

В пределах востока Татарстана выделяются приуральский

(нижнепермский) отдел, в состав которого включены ассельский,

сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы, и биармийский

(верхнепермский) отдел, представленный казанским и уржумским ярусами.

Отложения приуральского отдела, кроме уфимского яруса, представлены

24

доломитами буровато- и темно-серыми, известняками светло-серыми с

гнездами гипса и ангидрита.

В составе уфимского яруса выделяются соликамский и шешминский

горизонты. Соликамский горизонт сложен зеленовато-серыми известняками,

мергелями и глинами мощностью 0-30,0 м. Шешминские отложения

слагаются ритмичным чередованием красноцветных глин и песчаников.

Отложения казанского яруса представлены нижним и верхним

подъярусами. В составе нижнего подъяруса выделяются байтуганский,

камышлинский и барбашинский горизонты. Отложения верхнего подъяруса

представлены толщей красноватых песчаников и глин. Общая мощность

отложений казанского яруса 40,0-100,0 м.

Отложения татарского яруса развиты, в основном, на водораздельных

пространствах, где ярус представлен только самыми нижними горизонтами.

Мощность отложений 31,0-40,0 м.

Общая мощность пермских отложений составляет 345,0-363,0 м.

Четвертичная система - Q

Пермские отложения перекрываются четвертичными элювиальными,

делювиальными и аллювиальными образованиями. На водораздельных

участках - суглинками и глинами, на пойменных участках - глинами и

песками с прослойками гравия. Толщина отложений изменяется от 0,2 до 20

м.

25

3.2. Тектоническое строение территории

Тектоническое строение территории Нуркеевского месторождения

определяется его приуроченностью к центральной части северного склона

Южно-Татарского свода. В то же время еѐ южная область служит переходной

зоной от купола упомянутого свода к его склону.

Поверхность кристаллического фундамента и осадочной толщи в

пределах лицензионного участка испытывает общее погружение в северном

направлении. Наиболее высокое гипсометрическое положение фундамент

занимает в южной части исследуемой территории, где абсолютные отметки

залегания его кровли составляют -1576 - -1585 м на выступах и -1598 - -1600

м в зонах разломов. В центральной части участка, на выступах, кровля

фундамента находится на абсолютных отметках -1606 - -1614 м. в разломных

зонах она опущена до уровня -1618 - -1620 м. В северной части зоны кровля

фундамента опущена до уровня -1627 - -1649 м. Поверхность фундамента в

целом характеризуется невысокой дифференциацией, однако это впечатление

может складываться в связи с его невысокой разбуренностью (граф. прил. 2).

Особенности тектонического строения эродированной кровли

поверхности кристаллического фундамента и поверхности терригенных

осадков девонских отложений определяют системы разломных зон

основания и унаследовавшие их прогибы в осадочной толще. Отмечается

общая относительная сходимость крупных структурных элементов

(валообразных зон и террас) в структурных планах кристаллического

фундамента, девонского и гораздо слабее нижнекаменноугольного

комплексов осадочного чехла (рис. 3.2).

26

Рис. 3.2. Тектоническая схема Нуркеевского месторождения [10]: 1 - граница

лицензионной зоны, 2 - прогибы и прогибовые зоны: 1 - Акташско-Салаушский; 2 -

Абдуловский; 3 - Бахчисарайский; 4 - Абдрахмановский; 5 - Ургудинский; 6 -

Нуркеевский; 7 - Абдрахмановско-Ахтарский; 8 – Ташлиярский; 3 - границы террас: I -

Ташлиярско-Сакловская, 4 - граница внутренней бортовой зоны Нижнекамского прогиба

Камско-Кинельской системы

27

Над разломными зонами складчатого основания сформированы

прогибы в девонской терригенной толще, которые, в свою очередь, с

некоторым смещением мелкими фрагментами прослеживаются в

нижнекаменноугольных отложениях. Локальные выступы кристаллического

фундамента формируют в осадочной толще девонских отложений мелкие

ловушки облекания, вмещающие, как правило, мельчайшие залежи нефти.

Девонские терригенные отложения залегают либо на эродированной

поверхности кристаллического фундамента, либо на элювии. Большой

стратиграфический перерыв, существовавший до отложения

среднедевонских осадков, обусловил образование на поверхности

кристаллического фундамента коры выветривания. Мощность элювия

изменяется от нескольких метров до 18 м (скв. 407), достигая максимальных

значений в 27,6 м в скв. 405. Увеличенные значения мощностей коры

выветривания контролируют осевые зоны прогибов древнего заложения.

Тектоническая схема терригенного девонского комплекса дает

представление о модели строения нижнего структурного этажа,

определившего основные черты строения всей осадочной толщи.

Доминирующая система региональных прогибов и прогибовых зон, наиболее

четко морфологически выраженная в структурной поверхности,

характеризуется северо-восточным простиранием. Другая, получившая

развитие система прогибовых зон северо-западного направления выражена

значительно слабее.

В тектоническом плане поверхности девонских терригенных

отложений выделяется система валообразных поднятий, разделенных в

различной степени геоморфологически выраженными прогибами.

Относительно четко можно выделить группу прогибов северо-восточного

направления, прослеживающихся с запада на восток: Акташско-Салаушский,

Абдулловский, Бахчисарайский, Абдрахмановский, разделяющих

валообразные зоны и группирующихся в локальные структурные формы III и

IV порядков. С юга территорию лицензионной зоны подпирает еще один

28

четко выраженный в кристаллическом фундаменте структурной поверхности

осадочной толщи и лишь недавно выявленный сейсморазведкой -

Ташлиярский. Все прогибы прослеживаются отдельными, зачастую

протяженными фрагментами, амплитуды прогиба небольшие и не

превышают 15-20 м.

Единственная, Ташлиярско-Сакловская флексура, установленная в

южной части Нуркеевской зоны, ограничивает одноименную террасу,

является частью склона и переходной зоной от вершины Южно-Татарского

свода к склону. Она контролирует в продуктивных горизонтах девонских и

каменноугольных отложений мелкие месторождения-спутники вблизи

Ромашкинского месторождения. Ташлиярско-Сакловская флексура занимает

наиболее возвышенное положение в современном девонском рельефе

лицензионного участка и ограничивается изогипсой -1490 м. В южной части

флексуры фиксируется Ахтарское плитчатое сооружение. Границы террасы

характеризуются слабо выраженными фестончатыми изгибами,

образующими небольшие структурные носы.

Представительность системы прогибов северо-западного простирания

несколько слабее - прослеживаются они лишь в южной и северной окраинах

лицензионной зоны. В южной части участка фрагментарно прослеживается

Абдрахмановско-Ахтарский прогиб имеющий амплитуду до 10 м, который

совместно с другим прогибом северо-восточного направления оконтуривает

в осадочной толще девона Ахтарское плитчатое сооружение амплитудой до

15 м. В южной же части территории, параллельно вышеописанному,

трассируется фрагментарно выраженный Нуркеевский прогиб. Перепад

высот осевой и бортовых зон на отдельных участках достигает 20 м. Еще

один прогиб, Ургудинский, прослеживается в виде фрагментов в северной

части территории, его амплитуда в осадочной толще не превышает 10-15 м.

Все прогибы и прогибовые зоны выделяют слабовыраженные, с

нечеткими границами валообразные зоны II порядка. Валообразные зоны

характеризуются сложным строением и в свою очередь подразделяются

29

прогибами северо-восточного и северо-западного направлений на группу

плит различных конфигураций.

По кровле девонских терригенных отложений территория

Нуркеевской лицензионной зоны представляет собой слаборасчлененную

моноклиналь, наклоненную на север, самое высокое гипсометрическое

положение (-1466 м) зафиксировано в южной части в скважине №506,

наиболее глубоко поверхность девонских терригенных отложений погружена

в северной части. Перепад глубины залегания девонской терригенной толщи

варьирует в пределах 50-60 м.

Дифференцированный характер распределения терригенных

отложений девонской толщи позволяет определить существование

погребенных, характеризующихся небольшими амплитудами, выступов

фундамента, сохранявших свое положение в процессе седиментации

девонских отложений. Амплитуды локальных поднятий, формирующих

залежи нефти в девонских терригенных отложениях, весьма ограниченные.

Соответственно контролируемые ими залежи нефти в девонских отложениях

имеют небольшие этажи нефтеносности и относятся к категории мельчайших

по запасам.

По результатам сейсморазведочных работ по отражающему горизонту

«Д», которому соответствует кровля девонских терригенных отложений,

выделен ряд сейсмоподнятий (граф. прил. 3). Ниже рассмотрены те поднятия,

которые контролируют залежи нефти.

Восточно-Тавлуковское поднятие по результатам детализационных

сейсморазведочных работ разбилось на четыре мелких локальных поднятия.

К одному из них, расположенному в районе скважины №628, приурочена

залежь нефти кыновского горизонта. Локальные поднятия имеют небольшие

размеры и амплитуды. Поднятие, к которому приурочена залежь нефти,

имеет размеры 0,3x0,25 км и амплитуду 5 м.

В центральной части Нуркеевского месторождения в 2005 году ПО

«Татнефтегеофизика» были проведены тематические работы по

30

переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных данных,

охвативших район нефтеносности девонских терригенных отложений.

По данным сейсморазведочных работ Нуркеевское поднятие

представляло собой структуру субмеридионального простирания, размерами

5,8x3,0 км. В результате переинтерпретации некогда единое Нуркеевское

поднятие, контролирующее залежи нефти, разбилось на серию локальных

поднятий небольших размеров и амплитуд.

Сейсмоподнятие в районе скважины №404 ориентировано в

субмеридиональном направлении, имеет размеры 2,1x1,4 и амплитуду 10 м.

Сейсмоподнятие в районе скважины №434 почти изометричной

формы с размерами 1,1x0,9 км и амплитудой 10 м.

Сейсмоподнятие в районе скважины №432д имеет размеры 1x0,6 км и

амплитуду 10 м.

Сейсмоподнятие в районе скважины №728 ориентировано в северо-

восточном направлении, размеры составляют 2,0x0,9 км, амплитуда - 10 м.

Сейсмоподнятие в районе скважины №498 имеет размеры 1,0x0,7 и


Ахтарское сейсмоподнятие было выявлено и подготовлено по

результатам детализационных сейсморазведочных работ. По результатам

глубокого бурения несколько скорректировалось положение сводовой части

поднятия, изменилась его ориентировка. Поднятие имеет размеры 2,6x1,5 км,


Сейсмоподнятие в районе скважины №525 ориентировано в северо-

западном направлении, размеры его составляют 0,6x0,5 км, амплитуда 5 м.

Таким образом, поднятия, контролирующие залежи нефти, в основном

имеют небольшие размеры.

В нижнекаменноугольной толще осадков прослеживается

Нижнекамский прогиб Камско-Кинельской системы. Границы внешней и

внутренней бортовых зон Нижнекамского прогиба трассируются вдоль

центральной части Нуркеевского участка в субширотном направлении.

31

Одной из важных особенностей, осложняющих тектоническое строение

лицензионного участка в его северной половине, является развитие

отдельных элементов Нижнекамского прогиба внутриформационной Камско-

Кинельской системы. Степень изменения разреза верхнедевонско-

нижнекаменноугольной толщи осадков в пределах бортовых зон прогиба

повлияла на особенности тектонического строения и степень

геоморфологической расчлененности всей территории: максимальная

структурная расчлененность толщи осадочного чехла характерна для

внутренней бортовой зоны.

Внутренний борт Нижнекамского прогиба контролируется развитием

так называемого саитовского типа разреза, связанного с раздувом мощностей

кизеловско- черепетского горизонтов. Внешняя бортовая зона фиксируется

распространением билярского типа разреза, связанного с увеличением

мощности заволжского карбонатного комплекса пород.

Поверхность кровли тульского горизонта в пределах Нуркеевского

месторождения в палеотектоническом плане развивалась унаследованно,

поэтому имеет много общего с рельефом девонских отложений, отличаясь в

деталях. В рельефе нижнекаменноугольной толщи прослеживаются

отдельные структурные элементы, разделенные весьма слабовыраженными в

рельефе поверхности отдельными мелкими прогибными зонами.

Протяженные прогибы, каковые наблюдаются в девонской структурной

поверхности, не фиксируются. В рельефе тульской поверхности имеют место

лишь ограниченные в размерах слабовыраженные прогибовые участки. В

южной части территории унаследовано развивалась Ташлиярско-Сакловская

флексура, которая расплылась в размерах и стала менее выраженной в кровле

тульского горизонта. Структурная поверхность кровли тульского горизонта

характеризуется, как и девонская, невысокой дифференциацией.

Поверхность тульского горизонта имеет региональный наклон на

север: наиболее высокое залегание кровли зафиксировано на юге в скважине

№505 (-911 м), наиболее глубоко она погружена на северо-востоке в

32

скважине №416 (-969 м) (граф.прил. 4). Перепад глубин поверхности

тульского горизонта на изучаемой территории составляет 58 м.

Сравнительный анализ соотношения контуров локальных поднятий в

нижнекаменноугольной толще с девонскими свидетельствует об их

несовпадении в планах. Значительная часть малоамплитудных поднятий III

порядка, закартированных в девонской терригенной толще, в структурной

поверхности нижнекаменноугольных отложений не проявляется. Смещением

сводов относительно девона характеризуется группа малоамплитудных

локальных поднятий.

Локальные поднятия в нижнекаменноугольных отложениях

характеризуются небольшими амплитудами. Как правило, по своему

генезису они относятся к категории седиментационных, либо тектоно-

седиментациониых. Они образованы как поднятия облекания мелких

биостромных тел либо песчаных линз бобриковского возраста. Небольшие

залежи в отложениях турнейского яруса, бобриковского и тульского

горизонтов приурочены к геоморфологически слабо выраженным поднятиям.

Высокоамплитудные структурные формы биогермного генезиса,

характерные для бортовых зон Камско-Кинельской системы прогибов, здесь

не выявлены.

В результате проведенных сейсморазведочных, детализационных и

тематических работ по отражающему горизонту «У» выделены

сейсмоподнятия. Ниже рассмотрены те поднятия, которые контролируют

залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях.

В северо-восточной части Нуркеевского месторождения по

результатам сейсморазведочных работ в модификации ЗД выделен ряд

локальных поднятий, часть из которых контролируют залежи нефти.

Ургудинское поднятие, подготовленное по сейсморазведочным данным и

имеющее первоначально северо-западную ориентировку, в результате

разбуривания изменило направление длинной оси на субмеридиональное.

33

Так, по данным глубокого бурения Ургудинское поднятие имеет размеры

1,7x0,8 км, амплитуду 9 м и осложнено двумя куполами.

Абдулловское поднятие по данным сейсморазведки имеет два купола

и сложную конфигурацию, однако, в результате эксплуатационного бурения

представления о его строении сильно изменились. В частности,

Абдулловское поднятие ориентировано в субмеридиональном направлении,

размеры его составляют 2,2x1,4 км, амплитуда 20 м, свод поднятия частично

совпадает со сводом закартированного южного купола сейсмоподнятия.

Хузиевское поднятие выделено по данным сейсморазведки, его

размеры составляют 2,0x0,9 км, амплитуда равна 11 м. Поднятие

ориентировано в субмеридиональном направлении, его направленность не

изменилась в результате глубокого бурения.

Восточно-Тавлуковское поднятие контролирует залежи нефти

нижнекаменноугольных отложениях, поэтому с целью его доизучения были

проведены детализационные сейсморазведочные работы, в результате

которых поднятие разбилось на четыре купола. К самому крупному куполу

приурочены залежи нефти, здесь пробурены скважины, его размеры

составляют 1,1x0,5 км, амплитуда - 10 м. ориентирован он в северо-западном

направлении. В результате глубокого бурения изменилась конфигурация

локального поднятия.

Северо-Сармановское поднятие (район скважины №505) выделено в

результате детализационных сейсморазведочных работ. По

сейсморазведочным данным поднятие имеет очень маленькие размеры и

незначительную амплитуду.

Практика проведения геологоразведочных работ показала, что

некогда определявшееся в силу малой изученности значительное в размерах

и единое Нуркеевское поднятие, выделенное сейсморазведкой, в результате

разбуривания, переинтерпретации и пересмотра сейсморазведочных данных

разбилось на группу мелких структурных форм III — IV порядков, что

доказывает следующее: на этой территории развиты исключительно

34

малоамплитудные и малоразмерные поднятия как в девонском терригенном

так и в нижнекаменноугольном комплексах.

Таким образом, тектоника исследуемой территории определила

индивидуальные особенности геологического строения Нуркеевской

лицензионной зоны, характеризующиеся развитием малоамплитудных и

малоразмерных поднятий, и, соответственно, еѐ невысокие перспективы.

35

4. Нефтегазоводоносность

4.1. Нефтеносность вскрытого разреза. Характеристика залежей нефти

Основные запасы нефти Нуркеевского месторождения связаны с

терригенными отложениями тульского, бобриковского горизонтов нижнего

карбона, тиманского и пашийского горизонтов верхнего девона,

карбонатными отложениями турнейского яруса нижнего карбона.

В состав Нуркеевского месторождения помимо собственно

Нуркеевской залежи входят Ургудинское, Абдулловское, Хузиевское,

Восточно-Тавлуковское, Ахтарское поднятия, контролирующие

одноименные залежи нефти в отложениях девона и карбона.

По состоянию на 01.09.2011г. на месторождении выявлены 17 залежей

нефти. Структурные построения контролируются сейсмоподнятиями по

отражающим горизонтам «У» и «Д». Границы залежей, контактирующих с

плотными породами, проводились во всех случаях на половине расстояний

между скважинами, где пласт-коллектор присутствует, и где он замещен

плотными породами или вообще отсутствует.

Нуркеевское и Ахтарское поднятия контролируют залежи нефти

девонских терригенных отложений, Ургудинское, Абдуловское, и Хузеевское

поднятия – в отложениях тульского горизонта. Восточно-Тавлуковское

поднятие контролирует залежи в отложениях тульского горизонта,

турнейского яруса нижнего карбона, а также тиманского горизонта девона.

На Северо-Сармановском поднятии промышленные залежи нефти

установлены в тульских и бобриковских отложениях.

Основные параметры залежей сведены в таблицу 4.1.

36

4.2. Физико-химическая характеристика нефти и газа

Изучение физико-химических свойств нефти и растворенного в нефти

газа Нуркеевского месторождения проводилось по поверхностным пробам в

химической лаборатории ВНИИУСА и глубинным пробам – в секторе

пластовых нефтей ТатНИПИнефть.

Всего на месторождении исследовано 36 пластовых проб, отобранных

из 13 скважин и 19 поверхностных проб из 18 скважин.

Результаты исследований пластовых и поверхностных проб нефти по

продуктивным горизонтам сведены в таблицы 4.2.1 и 4.2.2.

37

Таблица 4.1

Характеристика залежей нефти Нуркеевского месторождения [10]

Продуктивный

горизонт, пласт

№№ скв.

залежи Глубина

залежи, м

Эффективная

нефтенасыщенная

мощность, м

Абсолютная отметка пласта, м Этаж

нефтенос-

ности, м

Размеры залежи, км Тип залежи

кровли в своде уровень ВНК длина ширина

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Абдулловское поднятие

тульский Стл-3 105 1112,0 1,5-3,9 -949,7 -969,0 19,3 1,9 1,0 пластовый сводовый с

литологическим экраном

Хузиевское поднятие

тульский Стл-3 629 1121,0 0,6-1,2 -949,1 -957,0 7,9 1,0 0,8 пластовый сводовый с

литологическим экраном

Северо-Сармановское поднятие

тульский Стл-3 505 1144,8 1,2 -918,8 -920,0 1,2 0,7 0,5 пластовый сводовый

Ургудинское поднятие

тульский Стл-2 904 1115,4 1,6-3,0 -964,5 -969,0 4,5 1,4 0,6 пластовый сводовый

Восточно-Тавлуковское поднятие

тульский Стл-2 628 1102 1,4-3,1 -933,8 -947,0 13,2 1,0 0,7 пластовый сводовый

Северо-Сармановское поднятие

бобриковский Сбр 505 1158 6,0 -931,0 -937,0 6,0 0,7 0,5 пластовый сводовый,

залежь

водоплавающая


турнейский Скз 628 1126 3,2-7,0 -957,3 -970,0 12,7 0,9 0,6 массивный

38

Продолжение таблицы 4.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Нуркеевское поднятие

тиманский До 404 1665 2,2-2,6 -1500,7 -1504,8 4,1 0,8 0,75 пластовый сводовый

Залежь в районе скв. 434

тиманский До 434 1653 2,4-4,4 -1501,7 -1513,0 11,3 1,3 1,0 пластовый сводовый

Залежь в районе скв. 432д

1618 1,6-2,4

-1509 5,1 0,6 0,5 пластовый сводовый тиманский До 432д -1503,9


тиманский До 728 1639 1,6-2,2 -1505 -1508 3,0 1,6 0,8 пластовый сводовый


тиманский До 498 1689 1,8 -1501,7 -1504,0 2,3 0,6 0,35 пластовый сводовый



Ахтарское поднятие

тиманский До 506 1722 1,8-2,0 -1477,9 -1487 9,1 1,3 1,0 пластовый сводовый



Нуркеевское поднятие


пашийский Д1 728 1650 1,1 -1516,4 -1517,5 1,1 1,0 0,6 пластовый сводовый


пашийский Д1 525 1670 1,8 -1508,8 -1511 2 2 0,5 0,3 пластовый сводовый

39

Таблица 4.2.1

Физико-химические свойства пластовых проб нефти Нуркеевского месторождения [10]

№№ скважи

ны

Дата анализа

Т опыта, °С

Давление опыта,

МПа

Давление насыщения,

МПа

Объемный коэф-т при однокр.

разгазироваиии

Газосо-держание,

м /т

Плотность, г/см Динамическая вязкость,

мПа* с коэф-т сжимаемости

моляр-ная

масса пластовой нефти

разгазирован. нефти

пластовой нефти

разгазирован. нефти

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

тульский горизонт

103 09.03.07 25 10 0,5 1,0095 1,3 0,897 0,904 41,0 51,7 5,3 250,0

103 16.03.07 25 10 1.1 1,0094 1,6 0,901 0,906 37,5 59,6 5,3 252,1

631 06.03.07 25 10 0,6 1,00971 1,2 0,908 0,914 66,8 68,5 5,2 260,3

631 12.03.07 25 10 0,5 1,0089 0,5 0,912 0,919 77,8 100,1 5,2 265,7

631 13.03.07 25 10 0,5 1,0091 0,7 0,912 0,919 70,8 90,8 5,2 265,9

904 09.03.07 25 10 0,8 1,0098 1,1 0,905 0,912 60,1 87,4 5,2 258,5

904 09.03.07 25 10 0,8 1,0118 1,9 0,908 0,916 60,6 88,1 5,2 260,1

904 15.03.07 25 10 1,1 1,0106 1,5 0,908 0,915 55,4 90,4 5,2 260,4

среднее значение

по тульскому горизонту

25 10 0,7 1,0098 1,2 0,906 0,913 59,0 79,6 5,2 259,1

турнейский горизонт

641 06.03.07 25 10 1,5 1,0090 0,9 0,908 0,914 45,0 82,6 5,2 260,7

641 09.03.07 25 10 0,6 1,0107 1,5 0,915 0,922 47,0 90,8 5,2 267,0

641 19.03.07 25 10 0,4 1,0106 1,4 0,910 0,917 44,7 78,6 5,2 262,5

среднее значение по турнейскому

горизонту

25 10 0,8 1,01101 1,3 0,911 0,918 45,6 83,9 5,2 263,4

кыновский горизонт

1 05.12.07 35 17,5 0,5 1,02298 7,1 0,860 0,869 12,0 16,0 8,7 209,4

1 13.12.07 35 17,5 0,8 1,02816 9,5 0,861 0,870 11,9 15,9 8,1 207,2

1 14.12.07 35 17,5 0,5 1,02316 7,1 0,860 0,869 12,1 17,6 8,5 209,6

7 04.02.08 35 17,5 0,6 1,02471 7,6 0,861 0,869 12,3 16,2 8,5 210,5

7 20.02.08 35 17,5 0,8 1,02816 9,5 0,860 0,869 12,0 16,0 8,3 208,3

7 21.02.08 35 17,5 0,5 1,02316 7,1 0,860 0,869 12,1 16,6 8,2 209,3

10 06.12.07 35 17,5 0,6 1,02896 8,0 0,856 0,869 10,9 13,6 8,5 208,7

10 07.12.07 35 17,5 0,8 1,0368 9,0 0,847 0,864 9,8 13,0 9,7 203,4

40

Продолжение таблицы 4.2.1

10 08.12.07 35 17,5 0,7 1,02999 8,0 0,853 0,866 10,8 13,9 9,2 206,3

404 06.12.07 35 17,5 0,4 1,02298 7,1 0,860 0,868 12,0 14,0 8,7 209,2

404 11.12.07 35 17,5 0,8 1,02816 9,5 0,861 0,869 11,9 15,9 8,4 207,2

404 11.12.07 35 17,5 0,5 1,02316 7,1 0,859 0,869 12,1 17,6 8,5 209,6

432д 06.12.07 35 17,5 2,0 1,0552 17,3 0,856 0,875 7,9 14,3 7,2 200,6

432д 11.12.07 35 17,5 1,8 1,0523 17,1 0,858 0,877 9,0 - 7,0 203,8

434 06.12.07 35 17,5 0,4 1,0247 7,3 0,864 0,874 13,0 15,1 7,5 213,7

434 08.12.07 35 17,5 0,5 1,0268 8,0 0,864 0,874 13,1 15,9 7,4 213,4

434 09.12.07 35 17,5 0,5 1,0263 7,5 0,864 0,874 12,9 15,6 7,4 213,9

493 18.03.08 35 17,5 0,6 1,02417 7,6 0,860 0,867 12,1 16,2 8,6 208,6

498 19.03.08 35 17,5 0,9 1,02886 8,2 0,860 0,868 12,3 16,4 8,5 208,3

498 20.03.08 35 17,5 0,5 1,02376 7,4 0,860 0,867 12,5 17,2 8,3 209,4

728 22.02.08 35 17,5 0,4 1,02165 6,5 0,865 0,872 12,9 17,8 8,5 208,4

728 18.02.08 35 17,5 0,5 1,02376 7,2 0,867 0,874 13,2 18,4 8,1 209,2

728 21.02.08 35 17,5 0,3 1,01975 5,2 0,861 0,870 12,7 17,2 8,7 207,8

919 05.06.08 35 17,5 0,7 1,01015 9,8 0,871 0,877 10,6 13,6 8,0 208,1

среднее значение по

кыновскому

горизонту

0,7 1,02748 8,6 0,860 0,867 11,6 16,5 8,2 208,5

пашийский горизонт

728 22.02.08 39 1,060 21,96 0,859 0,882 13,36 6,1

728 18.02.08 38 1,058 20,92 0,860 0,880 13,35 6,1

среднее значение

по пашийскому

горизонту

38,5 1,059 21,4 0,860 0,881 13,4 6,1

41

Таблица 4.2.2

Физико-химические свойства поверхностных проб нефти Нуркеевского месторождения [10]

№№ скважины

Дата отбора

Плотность г/см

Вязкость кинематическая

мкм2/с/ усл.един.

Весовое содержание, % %

воды

Выход кокса % весовое

Фракционный состав % объемный

при 20 °С при 50 °С серы парафина асфальтенов смол начало кипения

100°С 150°С 200°С 250°С 300°С

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

тульскии горизонт

626 07.12.72 0,9116 132/17,8 54,76/7,44 4,2 3,5 6,1 42 следы 7,5 62 3,2 4,3 5,6 18,9 32,0

628 25.05.72 0,9311 290/39,23 53/7,20 3,9 3,2 6,0 48 2 8,6 88 0,4 5,8 7,8 19,2 27,0

103 09.03.07 0,9051 - - 3,3 1,15 4,8 9,05 - - 61 5,0 - 16,0 - 31,0

631 06.03.07 0,9164 - - 3,5 0,9 4,9 13,62 - - 63 4,5 - 13,0 - 25,0

904 09.03.07 0,9141 - - 3,6 1,1 2,3 11,02 - - 57 5,0 - 15,5 - 30,0

среднее значение по тульскому горизонту

0,9156 211/28,5 53,88/7,32 3,7 1,97 4,82 8,05 66,2 3,6 5,0 11,5 19,0 29,0

турнейский ярус

628 0,9320 297/40,1 55,29/7,50 4,0 3,0 5,9 54 - 8,2 89 1,0 5,6 10,2 20,0 28,0

641 0,9179 3,4 1,6 4,0 15 - 67 4,0 - 12,5 - 24,0

среднее значение по турнейскому ярусу

0,9249 3,7 2,0 4,6 8,2 78 2,5 5,6 11,3 19,5 26,0

кыновский горизонт

1 05.12.07 0,869 1,88 0,7 4,91 6,66 7,5 - 48 7,5 - 22,0 - 39,0

7 04.02.08 0,869 1,86 1,07 1,34 3,76 - - 46 9,0 - 23,0 - 39,0

10 06.12.07 0,869 1,87 0,51 3,77 11,91 - 49 7,5 - 22,0 - 38,0

404 1963г. 0,8764 -/3,02 -/1,64 1,80 4,2 4,0 42 1,2 - 73 9,2 - 24,9 - 43,3

432 1963г. 0,8702 -/2,6 -/1,6 1,80 4,2 3,0 33 0,3 4,0 68 3,6 - 22,0 - 45,0

432д 06.12.07 0,876 1,88 0,83 3,62 9,47 - - 50 7,5 - 23,0 - 41,0

434 06.12.07 0,874 1,95 1,55 3,33 8,44 - _ 52 7,5 - 20,0 - 36,0

498 1965г. 0,8808 1,92 3,6 3,1 44 - 4,5 75 3,5 - 24,5 - 40,5

498 18.03.08 0,860 1,72 1,08 6,06 8,65 - 45 9,0 - 19,0 - 39,0

728 22.02.08 0,872 1,73 0,46 3,65 9,67 - 48 7,5 - 22,0 - 41,0

919 05.06.08 0,865 1,70 1,95 2,33 5,33 - 43 9,0 24,0 - 41,0

среднее значение по

кыновскому горизонту 0,871 1,85 1,81 3,47 16,6 - 4,2 54 7,3 - 22,0 40,0

42

5.3. Гидрогеологическая характеристика вскрытого разреза

В разрезе осадочной толщи Нуркеевского месторождения водоносные

горизонты прослежены в девонских, каменноугольных, пермских,

неогеновых и четвертичных отложениях. В гидрогеологическом отношении

Нуркеевское месторождение расположено в средней части обширного Волго-

Уральского артезианского бассейна, имеющего наиболее крупные области

питания на Токмовском своде, а очаги разгрузки в Прикаспийской впадине.

Водоносные горизонты в неогеновых и пермских отложениях

прослежены, главным образом, по поглощению промывочной жидкости, по

самоизливам вод при бурении структурных скважин. В каменноугольных и

девонских отложениях водоносные горизонты изучались при глубоком

разведочном бурении во время опробования пласта, по данным промысловой

геофизики, а также в процессе эксплуатации скважин.

В продуктивной терригенной толще девона водоносные горизонты

приурочены к тиманским и пашийским отложениям. На территории

Нуркеевского месторождения вода песчаных пластов тиманского и

пашийского горизонтов охарактеризована по химанализам проб скважин 439,

440, 448 и 504. Дебиты воды колеблются в широких пределах от 1 м3/с

(скв.448) до 67 м3/с (скв.412). Плотность воды составляет 1,18 г/см3.

Величина общей минерализации изменяется в пределах 9100-9800 мг-экв/л,

содержание кальция в пределах 10,5-11 мг-экв/л, брома – 770-950 мг/л,

содержание хлора – от 4600 до 4700 мг-экв/л.

Подземные воды нижнефранских отложений представляют собой

хлор-кальциево-натриевые рассолы плотностью 1,18 г/см3, с довольно

высоким содержанием брома.

В карбонатных отложениях девона водоносные горизонты

приурочены к отложениям фаменского и франского ярусов. Водоносные

горизонты этих отложений опробованы при поисково- разведочном бурении.

43

Дебиты воды в регионе колеблются от 3 до 61 м3/с. Плотность воды

изменяется от 1,1661 до 1,1848 г/см3.

В скважине №484 на Тлянче-Тамакской площади проведены

исследовательские работы. В целом воды карбонатной толщи девона

представлены рассолами хлор-кальциевого типа с общей минерализацией

8900-9500 мг-экв/л. В составе преобладающими являются ионы хлора до 49%

и натрия и калия – до 40% мг-экв/л. Концентрация сульфатов очень

незначительна, около 0,2%, гидрокарбонатов- 0,01-0,02%. В этих водах

содержание брома достигает 426 мг/л.

О наличии водоносных горизонтов в нижнекаменноугольных

отложениях свидетельствуют поглощения промывочной жидкости в процессе

бурения скважин в отложениях серпуховского яруса. Химический анализ вод

этих отложений не изучен и на ближайших месторождениях.

Подземные воды турнейского яруса по химическому составу

представляют собой рассолы, хлоридно-кальциево-натриевого состава,

плотность воды колеблется в пределах 1,16-1,17 г/см3.

Общая минерализация составила 8900 мг-экв/л, кальция – 560 мг-

экв/л, брома – 390 мг/л, аммония – 83,5 мг/л). Содержание сульфатов

колеблется в пределах 8-12 мг-экв/л. Воды нижнекаменноугольных

отложений относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой

подгруппе.

В тульских и бобриковских отложениях водоносные горизонты

приурочены к песчаникам и алевролитам.

По материалам испытаний пластов в тульских и бобриковских

отложениях в ряде скважин на Тлянче-Тамакской площади отмечается, что

водоносность их в данном районе сравнительно невысокая, дебиты

составляют от 0,5 м3/с до 8,0 м

3/с. Плотность составляет 1,167г/см

3. Величина

общей минерализации составляет 8500-9000 мг-экв/л. Содержание кальция –

7 мг-экв/л, брома – 400-500мг/л, сульфатов – 11-17 мг-экв.

44

В пределах Нуркеевского и близлежащих месторождений воды

верхне- и среднекаменноугольных отложений не изучены.

По данным химического анализа воды башкирских отложений в

скважине №638 соседнего Кадыровского месторождения минерализованные,

общая минерализация равна 8188 мг-экв/л, плотность 1,13 г/см .

Из основных компонентов преобладают: хлор – 4073,46 мг/л;

натрий+калий – 3430,3 мг/л; магний – 466,6 мг-экв/л; брома содержится 310,4

мг/л; йода – 2,26мг/л.

Вода относится к хлор-кальциевому типу, хлорной группе, натриевой

подгруппе.

В нижнепермских отложениях водоносные горизонты приурочены к

сакмарским и ассельским закарстованным, трещиноватым, сильно

кавернозным известнякам и доломитам. По данным химических анализов

проб воды, отобранным в 12 скважинах по Тлянче-Тамакской площади, воды

нижнепермских отложений прозрачные, бесцветные, без запаха или со

слабым запахом сероводорода, солоноватые, очень жесткие (25,7-42,66

мг/экв), сульфатно-натриевого типа, сульфатной и хлоридной группы,

кальциевой и натриевой подгруппы.

Водоносные горизонты нижнепермских отложений, вследствие

высокой минерализации и очень высокой жесткости для питьевых и

хозяйственных целей не пригодны.

В верхнепермских отложениях водоносные горизонты приурочены к

песчаникам и трещиноватым известнякам казанского яруса, к песчаникам

шешминского горизонта уфимского яруса.

В уфимских отложениях водоносные горизонты, главным образом,

приурочены к пачкам песчаников, залегающих в кровле и средней части

шешминского горизонта. Скважины, вскрывшие водоносные пласты, дали

фонтаны воды дебитом от 2 до 18 л/сек. Отмечается резкое изменение в

химическом анализе вод яруса. Глубина водопроявлений – 250-274 м. Воды

45

пресные, от умеренно жестких до очень жестких, плотность колеблется от

1,0005 г/см до 1,0028 г/см .

По химическому составу воды относятся к гидрокарбонатно-

натриевому типу, гидрокарбонатной группе, натриевой подгруппе а также к

сульфатно-натриевому типу, сульфатной группе, натриевой подгруппе.

В нижнеказанских образованиях установлены три водоносных

горизонта, приуроченных, главным образом, к толще песчаников и прослоям

карбонатов.

Дебиты воды в скважинах, вскрывших водоносные горизонты,

составили 1 л/сек, статические уровни – 9,2-28 м, глубина залегания пласта

43-48 м.

Вода прозрачная, без цвета и запаха, пресная (406-695 мг/л), умеренно

жесткая, либо мягкая. Тип воды — гидрокарбонатно-натриевой,

гидрокарбонатной группы, натриевых подгрупп либо магниевых подгрупп.

Воды нижнеказанского подъяруса представляют значительный интерес с

точки зрения использования их для технических нужд.

Характеристика вод верхнеказанских отложений представлена по

материалам скважины №733, вскрывшей верхнеказанские отложения и

давшей фонтан воды — прозрачной, без запаха и цвета. Дебит составил 50

м3/час. Вода пресная, умеренно жесткая, по химическому составу относится к

гидрокарбонатно-натриевой группе, магниевой подгруппе.

Ввиду незначительной минерализации, умеренной жесткости и

отсутствия вредных примесей (NO2, NO3, NH4CI) воды верхнеказанского

подъяруса представляют интерес в использовании их для бытовых целей.

В отложениях неогенового возраста водоносный горизонт вскрыт на

Тлянче-Тамакской площади в скважинах №738 и №742. Воды слабо

минерализованы, приятны на вкус, по химическому составу относятся к

водам гидрокарбонатно-натриевого состава, редко сульфатно-натриевого.

Воды неогеновых отложений широко применяются для водоснабжения

населенных пунктов.

46

Четвертичные отложения в пределах месторождения распространены

весьма ограниченно. Подземные воды в них заключены в аллювиально-

делювиальных образованиях, в песках разнозернистых от тонко- до

грубозернистых. Физико-химические свойства вод четвертичных отложений

зависят от условий питания и изменяются от мягких, прозрачных без запаха

до солоноватых. Воды – слабо минерализованные, гирокарбонатно-

щелочноземельного состава.

Воды обычно безнапорные и местным населением вскрываются

колодцами на глубину от 5 до 15 м, для индивидуального и коллективного

водоснабжения. Дебит не превышает 0,5-0,7 л/сек.

Воды четвертичных, неогеновых, казанских и уфимских отложений

широко используются для питьевых и хозяйственных целей, в то время как

воды нижнепермских, каменноугольных и девонских отложений могут быть

использованы для поддержания пластового давления при разработке

месторождения и при проведении капитального ремонта скважин.

47

5. Морфометрический метод исследования новейших

движений земной коры

Основными методами изучения новейших движений земной коры

являются геоморфологические методы. Они базируются на том, что

движения земной коры, взаимодействуя с экзогенными процессами и

преодолевая их выравнивающую деятельность, находят, в конечном счете,

отражаются в современном рельефе и характере речной сети.

Для платформенных областей универсален морфометрический метод

[8], основывающийся на положении о том, что абсолютное большинство

новейших тектонических движений носит унаследованный характер, т.е.

положительные структуры в новейшее время склонны к восходящим

тектоническим поднятиям, отрицательные структуры – к нисходящим.

Направление тектонических движений, их амплитуда и скорости отражаются

в особенностях современного рельефа.

Морфометрический метод был разработан около 40 лет назад: в конце

1960-х – начале 70-х гг и являлся одним из наиболее популярных и

информативных методов поиска нефтеперспективных структур в пределах

платформенных областей. Для реализации метода применялся чисто

картографический подход, а в качестве входных данных использовались

обычные топографические карты (точнее, изолинии рельефа, отметки урезов

воды, речная и овражная сети, снятые с планшетов топокарт). Наиболее

последовательными разработчиками метода были В.П. Философов и А.Н.

Ласточкин. Ими и другими исследователями была показана значимая

информативность метода. Но с технической точки зрения метод быстро себя

исчерпал, так как весь объем работ по расчету и построению

морфометрических поверхностей проводился вручную. К настоящему

времени метод практически забыт. Однако именно сейчас морфометрический

метод может быть использован в полной мере: инструментарий современных

48

ГИС (в частности ArcGIS) снимает технические сложности и переводит

морфометрический анализ на качественно новый уровень.

Использование геоинформационных технологий для изучения

истории развития неотектонических процессов в пределах платформенных

областей позволяет расширить существующие представления о роли

тектонических факторов в процессах формирования и переформирования

залежей нефти и о связи движений земной коры с другими геолого-

геофизическими факторами, что имеет важное научно-практическое значение

ввиду наличия сведений о молодом возрасте существующих в настоящее

время залежей нефти [4, 5].

Как правило, в работах по выявлению структурного плана того или

иного района в связи с перспективами его нефтегазоносности отсутствуют

данные о новейших движениях земной коры. В исследованиях, посвященных

миграции нефти и газа, также не рассматриваются новейшие движения как

одна из причин, вызывающих горизонтальное и вертикальное перемещение

подземных вод и флюидов нефти и газа. В работах по методике поисков и

разведке месторождений нефти и газа обычно нет указаний на

необходимость учета неотектоники. Тем не менее, исследователи [1,3] не раз

указывали на необходимость обращать серьезное внимание на роль

новейших движений и структур в миграции и промышленном скоплении

подземных вод, нефти и газа. В результате неотектонических движений

меняются структурные и динамические условия, в которых находятся залежи

нефти и газа. Таким образом нефть и газ могут мигрировать и накапливаться

в новых, более благоприятных условиях [6].

Значительное внимание данной проблеме уделялось и уделяется в

Казанском федеральном университете на кафедре Геофизики и

геоинформационных технологий института Геологии и нефтегазовых

технологий. Результаты последних исследований свидетельствуют о том, что

размещение современных залежей нефти определяется, по крайней мере,

двумя факторами – новейшими вертикальными движениями и

49

макроскопической проницаемостью осадочного чехла [6, 9], также автором

данной дипломной работы показано в областях наиболее интенсивных

неотектонических движений флюидодинамический режим скважин наименее

стабилен. [7].

Таким образом, в настоящее время в региональном масштабе

выявлено влияние новейшей и современной тектоники на размещение

залежей УВ в осадочном чехле нефтегазоносных регионов. Однако стоит

отметить, что взаимосвязи между неотектоническими проявлениями и

распределением нефтегазоносности осадочного чехла различны от

месторождения к месторождению и для постановки ГРР требуется

проведение более детального анализа.

В своей дипломной работе я выполнил подобное исследование,

включающее комплексный анализ карт современной нефтеносности

осадочного чехла, карт новейшей тектоники и интегральной трещиноватости

осадочного чехла на территории Нуркеевского нефтяного месторождения.

50

5.1. Основные положения и этапы проведения морфометрического

анализа

Суть метода заключается в построении и интерпретации серии

морфометрических карт: карт порядков долин и водораздельных линий, карт

базисных и вершинных поверхностей, карт разностей базисных (вершинных)

поверхностей, карт глубины эрозионного вреза (карт сноса) и др.

Комплексный анализ этих карт позволяет не только выявить

неотектонические структуры, но и дает возможность их оконтуривания.

Карта порядков долин – исходная для всех прочих карт. Строят ее по

топографическим картам возможно более крупного масштаба. Порядок

долин определяют по правилу Р.Е. Хортона. За поток 1-го порядка

принимается элементарная долина, в которую не впадает ни одна долина, при

слиянии двух долин 1-го порядка образуется долина 2-го порядка, в которую

могут впадать долины 1-го порядка, не повышая, однако, ее порядка.

Слияние двух долин 2-го порядка дает долину 3-го порядка, в которую

впадают долины 1-го и 2-го порядков. Долина 4-го порядка образуется при

слиянии двух долин 3-го порядка и т.д. В эту долину впадают долины 1, 2, 3-

го порядков и т.д.

При восходящих тектонических движениях возникают растяжения

верхних частей земной коры и, как следствие этого, растрескивание горных

пород. По вновь образованным трещинам закладываются долины, вызывая

возрастание порядков нижележащих долин. При нисходящих тектонических

движениях наблюдается сжатие верхней части земной коры, в результате

чего часть трещин ликвидируется. Долины низших порядков, заполняясь

осадками, перестают существовать, что влечет за собой уменьшение

порядков долин и водоразделов на значительной территории.

Однопорядковые водотоки (реки) при одинаковых физико-

географических и геологических условиях обычно имеют близкие по

величине длины, площади бассейнов, расходы и скорости потока, в виду чего

51

они примерно с одинаковой эрозионной силой воздействуют на рельеф и

одинаково реагируют на тектонические структуры соответствующего

порядка. Реки разных порядков реагируют на структуры примерно одного и

того же размера и тектонической активности неодинаково. Долины более

высоких порядков старше долин низких порядков, абсолютный возраст

определяется исходным масштабом топографических данных. Из-за

тектонических перестроек они могут состоять из фрагментов разного

возраста.

На основе карты порядков долин и карты порядков водораздельных

линий можно построить множество морфометрических поверхностей.

Наиболее распространены базисные поверхности и их разности. Базисной

поверхностью называют поверхность, объединяющую местные базисы

эрозии. Базисные поверхности различают по порядкам. Для построения

карты базисной поверхности определенного порядка на топографической

карте выделяют водотоки данного порядка, подписывают на них возможно

большее число отметок уреза воды (используя для этого также все

пересечения водотока горизонталями) и затем точки с одинаковыми

отметками уреза воды в однопорядковых водотоках соединяют изолиниями –

изобазитами, секущими водоразделы. Базисная поверхность 1-го порядка

объединяет местные базисы эрозии долин всех порядков, базисная

поверхность 2-го порядка объединяет местные базисы эрозии долин 2-го, 3-

го и всех более высоких порядков, базисная поверхность 3-го порядка

объединяет местные базисы эрозии долин 3-го и всех более высоких

порядков и т.д.

Базисные поверхности низших порядков незначительно отличаются

от дневного рельефа. Если бы тектонические движения отсутствовали, то в

начале эрозионного цикла рельеф был бы размыт до базисной поверхности 2-

го порядка, затем – до поверхности 3-го порядка и т.д., постепенно размывая

и удаляя остаточный рельеф, выравнивая местность до базисной поверхности

высшего порядка. Базисная поверхность наиболее высокого порядка является

52

нижним пределом денудационной поверхности выравнивания, к которой

стремится рельеф на данном этапе своего развития.

Карты базисных поверхностей относятся к статическим картам. По

этим картам выявляются статические связи, существующие между

морфометрическими поверхностями и тектоническими структурами без

учета их развития [8]. Базисные поверхности низших порядков лишь

незначительно отличаются от топографической поверхности, в то время как

поверхности высоких порядков отличаются значительно более заметно,

выявляя наиболее крупные неотектонические структуры.

Для количественной оценки амплитуд вертикальных движений, а

также выявления локальных активных структур более полезны карты

разностей базисных поверхностей. Разность базисных поверхностей

определялась как алгебраическая разность базисных поверхностей различных

порядков [8]. Для анализа неотектонической активности обычно

используются разности базисных поверхностей смежных порядков. Разности

между базисными поверхностями показывают алгебраическую сумму

вертикальных движений за определенные промежутки времени: 1-го и 2-го

порядка, 2-го и 3-го – интервалы времени между самыми поздними этапами

неотектонической активности, 3-го и 4-го, а также 4-го и 5-го и более

высоких порядков – интервалы времени между более ранними этапами

неотектонической активности. Поднимающиеся участки (светлые оттенки

серого цвета) на разностных морфометрических картах локализуются на

фоне относительно спокойных или погружающихся площадей (темные

оттенки серого цвета). Разности базисных поверхностей 1-го и 2-го порядков

показывают направленность и интенсивность тектонических движений,

произошедших в период времени между современным и самым поздним

этапами истории развития рельефа. Следовательно, эта поверхность является

отражением современного тектонодинамического состояния исследуемой

территории.

53

5.2. Компьютерная методика построения и анализа морфометрических

карт

Компьютерная методика построения и анализа морфометрических

карт позволяет перейти от представления поверхностей в виде изолиний к

более наглядному виду – к непрерывным грид-темам или 3D изображениям

[9]. Для разработки новых методических приемов проведения

морфометрического анализа я использовал программный пакет ArcGIS 10.0

(ESRI, США).

Программное обеспечение ArcGIS имеет более 20 функций,

предназначенных для гидрогеологического моделирования и построения

корректных топографических поверхностей, учитывающих все

морфометрические особенности изучаемой территории. Поскольку эти

функции работают с растровым типом данных, способы получения карт и их

интерпретации существенно отличаются от традиционных.

5.3. Анализ макротрещиноватости осадочного чехла

По склонам Южно-Татарского свода наблюдается активная эрозия [6],

что является косвенным признаком тектонической активности данного

района – с одной стороны, неотектонические движения способствуют

образованию в осадочном чехле новых антиклинальных структур, которые

при благоприятных условиях могут выступать ловушками для нефти.

Однако, не стоит забывать о том, что активная геодинамическая обстановка

может приводить к развитию зон повышенной трещиноватости, что не всегда

оказывает благоприятное воздействие на формирование залежей.

Основной фактор разрушения залежей – высокая

макротрещиноватость, обусловленная наличием множества трещин и

проницаемых зон, большинство из которых «живет» в настоящее время. Под

термином макротрещиноватость здесь подразумевается интегральная

54

флюидопроницаемость осадочного чехла, обусловленная как мегатрещинами

(плотность штрихов и линеаментов на материалах космической съемки и по

рельефу), так и трещиноватостью массива горных пород.

В данной работе макротрещиноватость осадочного чехла

охарактеризована посредством плотности штрихов линеаментов. Анализ

размещения месторождений нефти на территории Юго-Востока Республики

Татарстан [6] показал что в областях высокого развития

макротрещиноватости осадочного чехла (высокая плотность штрихов)

залежи отсутствуют.

Основой для расчета карты плотности штрихов линеаментов была

цифровая модель рельефа (ЦМР) масштаба 1:25000, создание которой

описывалось выше. Расчет линеаментов и их последующая обработка

проводились в программных пакетах LESSA [14] и ArcGIS 10.0 (ESRI).

LESSA – Lineament Extraction and Stripe Statistical Analysis – это

методика автоматического поиска линейных элементов и анализа их

ориентации, расположения. Программы, реализующие LESSA, выявляют

линейные элементы рисунка и описывают их свойства так, как это принято в

геологических исследованиях: розы-диаграммы, плотности линейных

элементов, пpотяженные линеаменты [14].

Основу предлагаемого анализа составляют линейные элементы

изображения (штрихи). LESSA автоматически выявляет их и определяет

направление (8 направлений). В цифровых моделях рельефа определяются и

анализируются оси долин (тальвеги) и хребтов (водоразделы).

Для анализа штрихов использовано два различных подхода -

статистический анализ и построение протяженных линеаментов. Наиболее

разработанный и объективный способ анализа - статистический. В этом

случае, оценивается расположение штрихов каждого направления на

изучаемой площади. Соотношение штрихов разного направления (их

плотность или, иначе, горизонтальная расчленность рельефа) в заданной

окрестности (скользящее окно) отображается розой-диаграммой. Можно

55

получить розы-диаграммы и для областей произвольной формы, заданных

пользователем. Фактически, розы-диаграммы отражают ориентационные

характеристики рисунка (текстуры).

Результаты статистического анализа штрихов представляются и в

графическом виде. Так пользователь может получить рисунок всех роз-

диаграмм (поле векторов, которые указывают направление), степень

вытянутости роз-диаграмм (поле векторов максимального направления) и др.

При анализе протяженных линеаментов полученные на первом этапе

штрихи объединяются в прямые линии. В линии могут быть разрывы, но она

должна быть прямой и достаточно длинной. Пользователь просматривает

полученные таким образом линии, задавая интересующее его направление и

степень заполненности линии штрихами (степень выраженности).

Отобранные линии собираются в результирующую схему линеаментов.

Конечно, при отборе присутствует произвол пользователя, но сам выбор

происходит среди линий объективно обнаруженных по формальным

критериям. Эти линии служат подсказкой для исследователя, показывают

возможное расположения линеаментов а также то, из каких частей (штрихов)

они складываются.

56

5.4. Исследования морфометрическим методом

Следуя выше описанной методике, для территории Нуркеевского

месторождения была построена карта порядков водотоков, карты базисных

поверхностей карты разностей базисных поверхностей.

Предварительно были выполнены следующие виды работ:

1. Сканирование, сшивка и оцифровка топографических планшетов

территории Нуркеевского нефтяного месторождения и сопредельных

территорий масштаба 1:25000;

2. Проверка и коррекция топологических и атрибутивных данных;

3. Построение геометрической сети рек.

4. Создание цифровой модели рельефа.

Далее для построения корректной гипсометрической поверхности

использовалась специальная функция модуля ArcGIS Spatial Analyst.

Алгоритм TOPOGRID рассчитывает модель рельефа, качество которой

превышает качество моделей, получаемых обычными методами

интерполяции, такими как, например, сплайн или кригинг. В данной функции

учитывается не только пространственное положение изолиний рельефа и

отметок высот, но и расположение речной сети, закрытых водоемов,

локальных понижений рельефа. Размер ячейки грида был выбран 25 × 25 м,

что обеспечивает точность грида, достаточную для исследований в масштабе

Нуркеевского месторождения и размер грида не чрезмерный для расчетов.

Для построения карты порядков речных долин входной грид рельефа

последовательно обрабатывался специальными гидрогеологическими

функциями FLOWDIRECTION, FLOWACCUMULATION, STREAMORDER.

FLOWDIRECTION для каждой ячейки входного грида определяет

направления уклона поверхности (или направление потока),

FLOWACCUMULATION рассчитывает кумулятивный поток на основе

поверхности уклона (суммарный сток). В результате получается растровая

модель водных потоков. Сравнение растровой и векторной моделей водных

57

потоков показывает их большое сходство, причем растровая модель является

более полной в сравнении с векторной за счет объектов, выявленных в

результате гидрологического моделирования, но не нанесенных на

топографическую карту как постоянный или временный поток. Функция

STREAMORDER определяет порядок потоков в растровой модели. На

последнем шаге гидрологического моделирования растровая модель сети

потоков конвертировалась в векторную, в которой для каждого элемента сети

был определен его порядок.

В итоге было получено 6 порядков речных долин.

Основой для построения базисных поверхностей при ручном способе

являются точки пересечения тальвегов с горизонталями рельефа. Для

получения базового набора точек с координатами X, Y, Z в системе ArcGIS

последовательно использовались два инструмента:

1) «Вершины объекта в точки» – для преобразования линейного

паттерна упорядоченных водотоков в точечный паттерн. На выходе

создавался набор точек – вершин линий водотоков с сохранением атрибута

порядка водотока;

2) Инструмент «Извлечь значения в точки» для извлечения Z-

координаты из цифровой модели рельефа в точки, полученные на

предыдущем шаге. Распределение точек в этом случае является более

равномерным в сравнении с растровым способом, а значит и более

благоприятным для проведения интерполяции. Для расчета базисных

поверхностей также использовалась функция TOPOGRID с размером сетки

грида 25 × 25 м. При расчете поверхности рельефа и всех производных

поверхностей экстент грид-тем задавался один и тот же.

3) Поскольку пространственное расположение и размер ячеек гридов

для всех растров одинаковы, расчет разностных поверхностей выполнялся

простым вычитанием значений соответствующих ячеек. Операции

вычитания легко выполняются с помощью «Калькулятора Растра» модуля

58

Spatial Analyst ArcGIS. Этим способом были получены разности базисных

поверхностей смежных порядков: 5-6, 4-5, 3-4, 2-3 и 1-2.

Далее выполнялся анализ расчлененности рельефа с целью

построения поля трещиноватости осадочного чехла.

Для построения модели водоразделов в качестве исходной

поверхности используется уже созданная ЦМР масштаба 1:25000

(TOPOGRID), которую инвертировали путем замены координаты Z на

координату Z΄ = Z*(–1). Далее повторялись те же операции гидрологического

моделирования, что и для потоков речной сети.

1) Выделение штрихов. Штрихи - короткие (5-10) пикселей (размер

исходного растра рельефа) линейные элементы рельефа: тальвеги

постоянных и временных водотоков и водораздельные линии.

2) Расчет плотности штрихов на размер заданного окна (круглое

окно) или иначе горизонтальная расчленность рельефа.

3) Построение роз-диаграмм, характеризующих локальную картину

ориентационных характеристик рельефа в пределах окна розы, и вектора

максимального направления для каждой розы-диаграммы.

59

5.5. Анализ полученных результатов

На данный момент на территории Нуркеевского месторождения

выявлено 17 залежей нефти (граф. прил. 5) и множество локальных структур,

перспективных на нефть. Используя результаты морфометрического анализа,

была проведена реконструкция тектонического развития некоторых из

выявленных структур.

Для изучения неотектонической истории территории месторождения

использовались разности базисных поверхностей, рассчитанные по ЦМР

масштаба 1:25000.

Если придерживаться оценок возраста базисных поверхностей,

которые были даны в [11], то для каждой структуры автор проследил смену

геодинамических обстановок приблизительно за 1 млн. лет (Q) (таблица

5.4).

Анализ базисных поверхностей показал преимущественно

унаследованное развитие участков структур, к которым приурочены залежи

нефти на Нуркеевском месторождении нефти.

Для опоискованных бурением поднятий были построены схемы

неотектонического развития (граф. прил. 7), где по оси абсцисс

откладывались временные интервалы, а по оси ординат – интенсивность

неотектонической активности на участке исследуемого поднятия на фоне

окружающего участка (от 1 до 5 баллов).

Современная геодинамическая история локальных структур не была

одинаковой, и по характеру движений было выявлено 3 группы.

Структуры группы 1 (7, 498, 22, 110) испытывали восходящие

движения на протяжении всего времени, охваченного исследованием.

Для структур группы 2 (506, 404, 628, 440) характерно одно

интенсивное поднятие, зафиксированное на разности базисных

поверхностей 4-го и 5-го порядков. Далее наблюдались нисходящие

60

движения, что могло обусловить переход залежи в благоприятные для

сохранения нефти условия.

Таблица 5.5. Оценка возраста базисных поверхностей [11]

На территории развития структур группы 3 (423, 626, 505)

геодинамические обстановки поднятия чередовались с обстановками

опускания: периоды поднятий зафиксированы на разности базисных

поверхностей с 2-3 по 3-4, что предположительно связано с

переформированием в результате различных геологических факторов

нижележащих девонских залежей, образовавшихся примерно 103 лет назад

61

(таблица 5.5), и миграцией нефти в вышележащие отложения карбонового

возраста.

Среди структур группы 1 повышенные дебиты имеют залежи

скважины 22 (Д0) и 110 (Стл-2), которые на картах разности базисных

поверхностей 3-го и 4-го и 2-го и 3-го порядков характеризовались

постоянным воздыманием, в то время как участки залежей скважин №7 и

№498 испытывали стабилизацию. Более того, залежь скважины №498

расположена на участке со сверхвысокой трещиноватостью, о чем будет

сказано ниже.

Среди структур группы 2 выделяются залежи скважин 506 и 404 – в

пределах этих структур объемы дебитов нефти из отложений продуктивного

горизонта Д0 существенно выше, чем в пределах структур групп 1 и 2.

Установленная на территории Татарстана закономерность

ориентационных характеристик трещиноватости, позволяет говорить о том,

что поле плотности штрихов содержит информацию о трещиноватости

массива горных пород, которая в свою очередь определяет проницаемость

осадочной толщи [6, 9]. Следовательно, макротрещиноватость осадочного

чехла, рассчитанную через плотность штрихов, можно рассматривать как

параметр, влияющий на распределение залежей нефти и газа в пространстве.

Для проверки этой гипотезы был проведен анализ распределения контуров

залежей нефти для территории Нуркеевского нефтяного месторождения по

отношению к аномалиям плотности штрихов. Плотность штрихов

рассчитывалась по ЦМР масштаба 1:25000.

При данной детальности исследований было обнаружено, что роль

проницаемости осадочного чехла различается от одного участка к другому.

Однако весьма показательно, что подавляющее большинство

открытых на месторождении залежей нефти лежат в областях со средними

значениями плотности штрихов, а значит и макротрещиноватости осадочного

чехла (таблица 5.4).

62

Имеет смысл предположить, что при прочих равных условиях на

территориях с повышенной макротрещиноватостью этаж нефтеносности

будет смещаться вверх. Так, для тульских залежей, в которых коллектор

представлен терригенными образованиями (C1tl-4 – C1tl-1), существующих на

настоящий момент, повышенная трещиноватость могла повлиять

благоприятное воздействие посредством разрушения и переформирования

нижележащих девонских залежей и увеличения ФЕС тульских пластов, что

может быть продемонстрировано на примере залежи скважины 423, где

добывающие скважины, расположенные по периферии зоны с очень низкой

плотностью штрихов, имеют дебит до 4 т/сут, в то время как скважина 104,

попавшая в участок со значением плотности штрихов 3 (из 255) не дала

притока. Также, весьма вероятно, что залежь в районе скважины 505,

приуроченная к бобриковским отложениям образовалась в результате

высокоамплитудных флуктуаций участка территории, которые привели к

разрушению нижлежащей девонской залежи, в которой был получен

непромышленный приток нефти.

Говоря о залежах в карбонатных пластах-коллекторах, стоит

отметить, что повышенная трещиноватость также может играть

положительную роль. Поскольку коллектора являются хрупкими породами, а

покрышки (глины) – более пластичными, в условиях тектонического

напряжения карбонатные породы будут иметь повышенную трещиноватость,

и, следовательно, иметь улучшенные коллекторские свойства. Глины,

вследствие своей высокой пластичности при этом не утрачивают свойств

покрышки.

Возвращаясь к залежам группы 3, стоит отметить, что залежи скважин

506 и 404 расположены в областях со средней трещиноватостью, что

является благоприятным фактором для Нуркеевского месторождения.

Залежь скважины 440, имеющая хорошую неотектоническую

историю, аналогичную высокодебитным девонским скважинам группы 3,

63

находясь в зоне сверхвысокой плотности штрихов, очевидно, была

расформирована.

При анализе роз-диаграмм, отвечающих ориентационным

характеристикам рельефа в пределах единичного окна было выявлено, что

вектор максимального направления трещиноватости (длинная ось розы)

совпадает с направлением вытянутости поднятий, к которым приурочены

открытые залежи нефти с вероятностью 50% и, что более важно, на

Нуркеевском месторождении направление вытянутости «пустых» поднятий

противоположно вектору максимального направления трещиноватости в

100% изученных случаев.

Таким образом, данная характеристика может быть использована при

планировании очередности разбуривания структур поисковыми скважинами.

На региональном масштабе степень трещиноватости

(макропроницаемости) является достаточно надежным индикатором для

крупных и уникальных месторождений, которые располагаются в области

высокой макротрещиноватости [11], а следовательно – в зонах интенсивной

флюидодинамической активности. На локальном уровне данный параметр

может и должен использоваться при поисках залежей нефти с учетом

зависимостей, установленных для конкретного месторождения.

В заключение стоит отметить, что на территории Нуркеевского

месторождения практически все залежи имеют различные истории развития

за охваченный исследованием период времени (1 млн. лет назад – наши дни)

и выявление однозначных корреляций между нефтеносностью и

неотектоническим развитием территории позволит использовать данные,

полученные в ходе морфометрических исследований для выявления

перспективных на нефть поднятий. Таким образом выявленные критерии

прогноза нефтегазоносности не являются определяющими для постановки

ГРР, однако их выявление на конкретных месторождениях могут и должны

использоваться в комплексе с другими методами, в том числе ГГХМ, БГХТ,

НЧСЗ и прочими.

64

6. Выводы и рекомендации

В процессе выполнения данной дипломной работы автору удалось

выявить следующие закономерности взаимосвязи неоткетоники и

нефтеносности на Нуркеевском нефтяном месторождении:

1. Залежи нефти приурочены к участкам со средними значениями

макротрещиноватости осадочного чехла;

2. Основная масса поднятий содержащих залежи девонской нефти

испытывали восходящие движения на границе голоцена и плейстоцена, что

отражается на разности базисных поверхностей 4-го и 5-го порядков;

3. «Пустые» поднятия испытывали, преимущественно, нисходящие

движения за рассмотренный временной промежуток;

4. Подавляющее большинство нефтеносных поднятий располагалось

на склонах впадин на карте разности базисных поверхностей 5-го и 6-го

порядков (2-3 балла).

Полученные в данной работе закономерности распределения залежей

нефти в зависимости от неотектонической истории развития участка

исследований и макротрещиноватости осадочного чехла были использованы

с целью выявления перспективных на нефть поднятий.

По картам отражающих горизонтов У и Д (граф. прил. 3, 4) было

рассмотрено 87 положительных структур на территории всего Нуркеевского

месторождения. Наибольшая вероятность открытия залежи нефти, в

соответствии в вышеизложенными положениями, прогнозируется у

выявленного сейсморазведкой поднятия №5 (граф. прил. 8, таблица 5.4), по

неотектонической истории развития поднятие относится к группе 2,

трещиноватость имеет средние значения, на участке поднятия выделяется

линеамент, который мог взять на себя роль подводящего канала. В целом,

описанные характеристики соответствуют характеристикам залежи

Ахтарского поднятия.

65

Учитывая низкую эффективность бурения скважин по данным

сейсморазведки на Нуркеевском месторождении (менее 40%) [10],

обусловленную небольшими амплитудами структур и малыми линейными

размерами, предлагается провести комплекс мобильных методов прогноза

нефтегазоносности (ГГХМ) на поднятии №5 с последующим заложением

там, при положительном результате, поисковой скважины №3п на

пересечении сейсмопрофилей 099017 и 099053. Так как данная структура не

опоискована ранее – предлагается провести бурение скважины №3п до

фундамента.

Поднятие №5 присутствует и на карте отражающего горизонта У, то

рекомендуется опробование продуктивных отложений и отбор керна в

интервале Тульского и Бобриковского горизонтов.

В результате анализа общей изученности территории Нуркеевского

месторождения геофизическими и мобильными методами было решено

детально рассмотреть залежь нефти Ахтарского поднятия (залежь скважины

506).

Залежь установлена по материалам интерпретации ГИС и

опробования трех скважин №№ 506, 919, 922, давших при опробовании

пластов притоки безводной нефти. На скважинах №№919, 922 была

проведена пробная эксплуатация.

Продуктивный пласт – Д0 тиманского горизонта, покрышка – около11

м кыновских глиин с 2х метровым прослоем известняка). Форма и размер

контура нефтеносности определяется положением нижнего отверстия

перфорации – -1487 в скважине №919, что и принято за подошву залежи.

Залежь пластовая сводовая. Нефтенасыщенная толщина 1,8 – 2 м (граф. прил.

9,10).

В пределах залежи на Ахтарском поднятии выделены запасы

категории С1 и С2. Следует отметить неоднозначность выделения С1,

представленной в работе «Оперативный подсчет запасов нефти

Ургудинского и Ахтарского поднятий Нуркеевского месторождения», так как

66

не был определен шаг проектная сетки скважин. В связи с этим в данной

работе предложено заложить разведочную скважину №1р на пересечении

сейсмопрофилей №№90043 и 050512 с целью уточнения контура

нефтеносности и параллельным переводом запасов залежи Ахтарского

поднятия из категории С2 в категорию С1(граф. прил. 11).

Далее, рекомендуется заложить опережающую эксплуатационную

скважину №2оэ для уточнения строения залежи в сводовой части и развертки

сетки эксплуатационных скважин.

Следует отметить, что с точки зрения неотектонического развития

данная залежь имеет благоприятную историю и относится к группе 2, более

того, в настоящий момент залежь находится в состоянии относительной

стабилизации примерно с начала голоцена (разность базисных поверхностей

2-го и 3-го порядков) (таблица 5.4). Касательно плотности штрихов (граф.

прил. 12) – от крыльев к сводовой части наблюдаются увеличение значения

макротрещиноватости, однако, исходя из предположения о хорошей

выдержанности пласта коллектора Д0 на территории Ахтарского поднятия,

можно прогнозировать хорошие ФЕС в сводовой части при наличии хорошей

покрышки, так как если бы покрышка в центральной части структуры была

разрушена, что могло быть обусловлено большой плотностью штрихов,

скважины №№506, 919, 922, пробуренные на крыльях структуры не дали бы

промышленного притока нефти.

67

7. Экономическая часть

При планировании ГРР необходимо убедиться, что их проведение на

том или ином участке будет оправдано с точки зрения экономических

критериев. Решения об инвестировании в разведку и освоение объектов

углеводородного сырья (финансирование ГРР для подготовки запасов на

нефтеносных объектах, разведка и освоение выявленных месторождений,

покупка лицензионных участков и др.) принимаются на основе результатов

геолого-экономической и стоимостной оценки этих объектов.

1. Ахтарское поднятие

Расчет стоимости бурения скважин №№1р и 2оэ

Следуя схеме корреляции и геологическому профилю продуктивных

отложений тиманского горизонта глубины залегания продуктивного

горизонта Д0 и абсолютные отметки отражающего горизонта Д на участке

Ахтарской залежи составляют:

№ скважины Абсолютная отметка Д0 Абсолютная отметка Д

Скв.№506 -1477,7 -1467

Скв.№919 -1485 -1473

Скв.№922 -1483 -1470

Таким образом, среднее значение мощности промежуточной толщи

между продуктивным горизонтом Д0 и отражающим горизонтом Д

составляет 13 м, с учетом чего методом схождения строилась поверхность

кровли продуктивного горизонта Д0 (граф. прил. 10)

Абсолютная отметка поверхности дневного рельефа на участке

проектируемой скважины составляет 215 м, абсолютная отметка

продуктивного горизонта Д0 – -1485 м, предполагаемая эффективная

толщина Д0 1,8м. На данной структуре уже имеются скважины, поэтому

вскрытие скважиной №1 фундамента не представляется необходимым.

68

№ скважины 1р 2оэ

А.О. кровли целевого горизонта, м -1485 -1482

Стоимость бурения* 1 м скважины, тыс. рублей/м 30 20

Итоговая глубина скважины, м 1490 1485

Итоговая стоимость скважины, тыс.руб 44700 29700

*С учетом средней стоимости бурения одного метра скважины в

Татарстане с учетом обустройства скважины и необходимого объема ГИС по

данным отдела Поиска и разведки ТатНИПИ.

Прирост запасов:

Бурение Скважины №1р позволит перевести 70 тыс.тонн извлекаемых

запасов нефти [12] из категории С2 в С1. С учетом переводного

коэффициента из С2 в С1 (80%) и стоимости нефти (9500 руб/т) прирост

запасов в финансовом выражении на скважину №1р составит 532000 тыс.руб.

Стоимость подготовки запасов 1т нефти = 638,6 руб.

Прирост запасов на 1 метр проходки составит 357 тыс.руб/м.

Таким образом, бурение скважины №1р оправдано с точки зрения

экономической эффективности.

2. Поднятие №5

Расчет стоимости ГГХМ:

Размер структуры не превышает 1 км2, стоимость ГГХМ составляет

350 тыс.руб/1 км2.

Расчет стоимости бурения скважины №3п

№ скважины 3п

А.О. кровли целевого горизонта, м -1600

Предполагаемая эффективная толщина, м -

Стоимость бурения* 1 м скважины, тыс. рублей/м 30

Итоговая глубина скважины, м 1600

Итоговая стоимость скважины, тыс.руб 48000

69

Прирост запасов:

Положительные результаты бурения скважины №3п позволит

перевести территорию в радиусе дренажа скважины в категорию запасов С1

из категории С3. Радиус дренажа условно принят равным 300 метрам.

Запасы подсчитаны по аналогии с залежью Ахтарского поднятия, где

плотность запасов составляет 110 тонн нефти на 1 тыс.м2.

Прирост запасов С1:

Общая площадь поднятия – 470,6 тыс.м2.

Площадь, переходящая в категорию С1 составит 283 тыс.м2.

Переводной коэффициент из С3 в С1 – 30%.

Стоимость нефти – 9500 руб/т .

Прирост запасов по категории С1 в финансовом выражении на

скважину №1р составит 88720,5 тыс.руб.

Прирост запасов С2:

Площадь, переходящая в категорию С1 составит 187,6 тыс.м2.

Переводной коэффициент из С3 в С2 – 10%.

Стоимость нефти – 9500 руб/т .

Прирост запасов по категории С1 в финансовом выражении на

скважину №1р составит 19604,2 тыс.руб.

Общий прирост запасов составит 108324,7 тыс.руб.

Стоимость подготовки запасов 1т нефти = 934 руб.

Прирост запасов на 1 метр проходки составит 67,7 тыс.руб/м.

Таким образом, бурение скважины №3п оправдано с точки зрения

экономической эффективности.

Вывод: Бурение разведочной скважины №1р и поисковой скважины

№3п на Нуркеевском месторождении оправдано с точки зрения

экономических критериев.

70

8. Охрана окружающей среды

С 2010 года в рамках темы: «Паспорт геоэкологического состояния

недр Нуркеевского месторождения» проводятся работы по полевому

обследованию территории участка, описание родников, водозаборных

скважин, с отбором проб на химический анализ. Мониторинг состояния недр

на месторождении ведется силами ОАО «Дружбанефть».

В дипломной работе предлагается провести бурение трех скважин. В

данной главе рассмотрены мероприятия по охране недр при ведении

буровых работ.

При строительстве скважин воздействию подвергается, в основном,

земельный отвод, представленный во временное краткосрочное пользование

на период строительства скважины, и трасса перевозки буровых блоков.

Воздействие заключается в нарушении сплошности слоев грунта при

сооружении траншей, выемок и углублений под трубопроводы, амбары и

фундаменты.

На стадии проведения подготовительных работ к бурению

предусматривается перемещение земляных масс для сооружения обваловки с

перемещением грунта на 100 м.

При бурении и креплении скважин происходит собственно

углубление ствола скважин путем спуска бурильной колонны с

породоразрушающим инструментом в скважину, разрушение породы в забое,

вынос из скважины в результате промывки разрушенной породы и

накопление ее на дневной поверхности, крепление скважины обсадными

трубами с последующим цементированием затрубного пространства.

Этап освоения скважины сопровождается накоплением на дневной

поверхности пластовых флюидов. Извлекаемая жидкость и пластовые

флюиды собираются в земляном амбаре и полностью вывозятся на

переработку.

71

Демонтаж бурового оборудования является заключительным этапом

строительства скважины, при котором оборудование демонтируется и

перевозится на новую точку бурения. Ликвидируются накопители отходов,

эвакуируются остатки химреагентов, нефти и материалов.

Возможны локальные загрязнения почвы при несоблюдении

технологии бурения потенциальными загрязнителями, к числу которых

относятся: буровые и тампонажные растворы, материалы для приготовления

и обработки растворов, буровые сточные воды и шлам, загрязненные

ливневые воды, ГСМ, продукты испытания скважин (углеводородные

флюиды, пластовые воды), хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые

бытовые отходы. Буровая установка имеет замкнутую систему циркуляции:

скважина-желоба-емкости-насос, которая исключает потерю раствора.

Соблюдение следующих мероприятий при строительстве скважин

поможет избежать негативного влияния на почвы при производстве буровых

и строительных работ:

1) При строительстве скважин территория участка буровой должна

быть спланирована с уклоном 8-10° от центра к периферии, участки под

технологическое оборудование гидроизолированы (железобетонные плиты,

бетонирование, асфальт и другие изоляционные материалы); для сбора,

транспортировки стоков к накопителю и предотвращения загрязнения

подземных вод и почв производственными отходами бурения должны быть

установлены металлические лотки.

2) Подготовка площадки под строительство скважины начинается с

обустройства выделенной территории. Производство земляных работ должно

осуществляться только в пределах границ земельного отвода.

3) Плодородный слой снимается и складируется в бурты в длиной

до 80-100 м и высотой до 3-4 м с углом откоса не более 25-30° в соответствии

с требованиями ГОСТ. Бурты располагаются на специально отведенной

площадке.

72

4) Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться

только по дорогам, соединяющим основную трассу и промплощадку. Трассы

и сроки их использования согласовываются с местными органами. В летнее

время движение транспорта разрешается только по дорогам с твердым

покрытием.

5) Строительство подъездной грунтовой профилированной дороги

осуществляется после согласования с местными органами власти и

землепользователями, подъездные пути равны 1,0 га.

6) Запрещается передвижение автотранспорта вне грунтовой

профилированной дороги с целью предотвращения ухудшения механических

свойств почв.

7) Планировка территории буровой (срезка холмов и засыпка

углублений) и формирование из минерального грунта защитного

обвалования вокруг буровой площадки должно производиться в

соответствии с требованиями ГОСТ. Обвалование предотвращает растекание

загрязненных стоков с территории буровой площадки в случае

возникновения аварийных ситуаций и исключает ее подтопление ливневыми

водами.

8) Требуется сооружение гидроизолированной инженерной системы

организованного сбора и накопления отходов бурения, включающей

земляной амбар-накопитель, имеющий защитное обвалование, и сточный

бетонированный желоб. Для обвалования используется грунт, извлекаемый

из амбара.

9) Хранение горюче-смазочных материалов в герметичных

емкостях. Вокруг блока ГСМ сооружается защитное грунтовое обвалование.

Сыпучие материалы, поставляемые навалом, могут храниться под навесом на

огражденных площадках, возвышенных над уровнем земли и с

гидроизолированным настилом. При этом отбуртовка должна препятствовать

попаданию сыпучих материалов на поверхность грунта.

73

10) Хранение порошкообразных, жидких химреагентов и материалов

в специальном складе, установленном на бетонной площадке, оснащенном

укрытием от метеорологического воздействия.

11) Для предотвращения выбросов пластового флюида и загрязнения

окружающей среды на устье скважины устанавливается противовыбросовое

оборудование.

12) В соответствии с требованиями «Методических указаний по

рекультивации замазученных и засоленных земель нефтедобывающих

районов», сбор нефти осуществляется при помощи техники, имеющихся в

производственных подразделениях, в сочетании с нефтесборными

устройствами различных конструкций.

13) Необходимо проводить сокращение размеров земельных

участков под строительство объектов за счет применения прогрессивных

методов строительства, комплексных блочных установок, кустового бурения,

использовать под строительство производственных объектов, непригодные

для сельскохозяйственных целей земли.

Для охраны недр при разработке проектной документации

основополагающее значение имеют конструктивные и технико-

технологические решения, обеспечивающие повышенную надежность

скважины:

1) Бурение новых скважин должно осуществляться в строгом

соответствии с требованиями геолого-технического наряда на строительство

скважин. Конструкция добывающих скважин выбирается в зависимости от

геологического разреза, местоположения скважины на местности,

требований охраны недр, опыта бурения, а также требований эксплуатации

скважин, способа вскрытия пластов.

Количество обсадных колонн и глубины их башмаков необходимо

определять в соответствии с количеством зон с несовместимыми условиями

проводки ствола по градиентам пластовых давлений гидроразрыва

(поглощения) пластов. Диаметры обсадных колонн и долот должны быть

74

выбраны с учетом обеспечения оптимального диаметра эксплуатационной

колонны и допустимых зазоров между стенкой скважины и обсадными

трубами, обеспечивающий свободный спуск обсадных колонн, свободное

прохождение долот через спущенную предыдущую колонну, надежное

разобщение пластов тампонажными материалами.

2) Для предотвращения поглощений промывочной жидкости при

бурении скважины используются специальные добавки к растворам.

3) Для снижения отрицательного влияния на продуктивные пласты

при их вскрытии предусмотрено снижение фильтрации бурового раствора и

снижение плотности бурового раствора до минимального предела,

соответствующего требованиям Правил безопасности.

4) При производстве буровых работ для сбора и захоронения

выбуренной породы, отработанного бурового раствора и буровых сточных

вод должны использоваться специально оборудованные земляные амбары.

Стенки и дно амбаров гидроизолируются полимерным материалом.

Ликвидация земляного шламового амбара, сооруженного на

территории буровой площадки, должна проводиться не позднее 12 месяцев

после окончания строительства. Работы по ликвидации амбаров включают в

себя: осветление буровых сточных вод методом гравитационного отстоя в

процессе строительства скважины и засыпку амбаров минеральным грунтом

из обваловки амбара.

Рекультивация земель включает в себя два этапа - технический и

биологический.

Биологический этап рекультивации проводится временным или

постоянным землепользователем за счет средств предприятия, нарушившего

землю.

Технический этап рекультивации осуществляется в соответствии с

«Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при

разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении

геологоразведочных, строительных и других работ».

75

5) До начала буровых работ необходимо проверить и привести в

исправное состояние паропроводы, циркуляционную систему, блок

приготовления бурового раствора, склад хранения химреагентов,

гидроизоляцию шламовых амбаров, территории под буровой вышкой,

емкости горюче-смазочных масел (ГСМ) и другие привышечные

сооружения, предотвращая тем самым попадание стоков с буровой в почву.

Сыпучие материалы и химреагенты должны храниться в закрытых

помещениях, выше уровня земли с использованием навесов. Дозировку

химреагентов необходимо проводить только в специально оборудованных

местах, исключающих их попадание в почву и водные объекты.

6) Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов при

бурении скважины применяется буровой раствор малоопасного класса

опасности. При разбуривании водоносных горизонтов, которые могут быть

использованы как источник хозяйственно-питьевого водоснабжения,

химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора,

должны соответствовать требованиям Минздрава РФ. Интервалы залегания

водоносных горизонтов должны быть изолированы обсадными колоннами -

направлением и кондуктором с подъемом цементного раствора до устья.

Осуществление перечисленного комплекса мероприятий по охране

недр и окружающей среды позволит обеспечить экологическую устойчивость

при строительстве нефтегазодобывающих объектов на территории

месторождения.

76

Заключение

В процессе выполнения данной дипломной работы для Нуркеевского

месторождения были проведены детальные морфометрические исследования

и расчет макротрещиноватости осадочного чехла. По результатам

исследований дана оценка влияния неотектонических условий на

нефтеносность разведанных структур, введенных в эксплуатацию, и

перспективных структур с потенциальной нефтеносностью.

Используя результаты морфометрического анализа, была проведена

реконструкция некоторых моментов тектонического развития выявленных

структур.

Полученные данные позволяют говорить о немаловажной роли

процессов разрушения и переформирования залежей нефти в последнюю

неотектоническую фазу на территории Нуркеевского месторождения. Такие

процессы происходили на данной территории неоднократно, что могло

приводить к разрушению залежей в отложениях девона и формированию

залежей в отложениях карбона. Другое важное предположение состоит в том,

что все залежи данного региона не могут быть очень древними, в виду

высокой активности тектонических движений, которые приводят к

разрушению и переформированию залежей.

Изучение взаимосвязи между различными показателями

нефтеносности территорий и их геодинамическими (неотектоническими)

обстановками позволяет использовать данные морфометрического метода, в

купе с другими методами прогноза нефтегазоносности, в качестве поисковых

критериев.

В соответствии с имеющимися данными сейсморазведки и

полученными в процессе выполнения дипломной работы данными по

морфометрии было предложено провести исследования мобильным методом

ГГХМ и пробурить 3 скважины (№1р – разведочная, №2оэ – опережающая

эксплуатационная, №3п - поисковая) на перспективных участках.

77

В связи с низкой стоимостью работ и оперативностью получения

результатов детальный морфометрический анализ с использованием

инструментов современных геоинформационных систем должен быть

рекомендован в качестве рекогносцировочного метода при оценке

перспектив нефтегазоносности территорий исследования как на

региональном, так и на локальном уровнях.

78

Список используемой литературы

Опубликованная литература:

1. Вахрушев Г.В. Роль неотектоники в жизни наземных и подземных вод

Башкирии // Материалы по геоморфологии и новейшей тектоникеУрала и

Поволжья. Сб. 1.– Уфа, 1962.

2. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника. – М. : ГЕОС, 2003. – 434 с.

3. Голодовкин В.Д. Тектоническое строение Ставропольской депрессии по

данным морфометрического анализа / В.Д. Голодовкин // Геология,

геохимия, геофизика. – Куйбышев, 1964. – (Тр. Куйбышев. НИИНефт. пром-

ти.– Вып. 27).

4. Готтих Р.П. Некоторые генетические аспекты формирования

Ромашкинского нефтяного месторождения и его сателлитов / Р.П. Готтих,

Б.И. Писоцкий, Д.К. Нургалиев, Д.З. Журавлев // Отечеств. Геология. – 2005.

– №3. – С. 3-11.

5. Муслимов Р.Х. Нефтяные и газовые месторождения – саморазвивающиеся

и постоянно возобновляемые объекты / Р.Х. Муслимов, И.Ф. Глумов, И.Н.

Плотникова, В.А. Трофимов, Д.К. Нургалиев // Геология нефти и газа.

Спецвып. Материалы межрегион. совещ. «Роль новых геологических идей в

развитии старых нефтедобывающих регионов в первой четверти XXI

столетия». – 2004. – С. 43–49.

6. Нургалиев Д.К. Применение геоинформационных технологий для

прогнозирования зон нефтегазонакопления. / Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова,

Д.И. Хасанов, И.И. Нугманов, А.Н. Даутов // Нефть. Газ. Новации. – 2009. –

№9.– С. 44-45.

7. Усманов С.А. Современная геодинамика Южно-Татарского свода (на

примере Ромашкинского месторождения нефти) / С.А. Усманов, Б.Р.

Шарипов, И.Н. Плотникова, А.Н. Ахметов, А.Н. Делев // Изв. вузов. Горный

журнал. – 2013. – №1. – С. 15-21.

79

8. Философов В.П. Основы морфометрического метода поисков

тектонических структур/ В.П. Философов – Саратов: Изд-во Саратов. ун-та,

1975. – 232 с.

9. Чернова И.Ю. Применение аналитических функций ГИС для

усовершенствования и развития структурно-морфологических методов

изучения неотектоники / И.Ю. Чернова, И.И. Нугманов, А.Н. Даутов //

Геоинформатика/Geoinformatica.– 2010. – № 4. – C. 9-23

Фондовая литература:

10. Валеева И.Ф. «Проект геологоразведочных работ на Нуркеевском

месторождении нефти на 2011–2015 гг.», ОАО «Дружбанефть», ГБУ ИПЭН

АН РТ, Казань, 2011 г.

11. Нугманов И.И. Влияние неотектонических движений на размещение и

сохранность залежей нефти и газа (на примере Татарского свода и склонов

прилегающих впадин): автореф. Дис. на соискание ученой степени кандидата

геолого-минералогических наук/ И.И. Нугманов; Казань, 2013. – 30 с.

12. Овечкина Н.Н., Горбачук Ф.Х., Агзамова Л.А. «Оперативный подсчет

запасов нефти Ургудинского и Ахтарского поднятий Нуркеевского

месторождения», ФГУ НПП «Росгеолфонд», ФГУ «ТФИ по ПФО», ОАО

«Дружбанефть», ГБУ ИПЭН АН РТ, Казань, 2005 г.

13. Хакимов А.А., Ярчевская Е.П. «Детализационные сейсморазведочные

работы МОГТ 2Д на участках Нуркеевского месторождения», ООО «ТНГ-

Групп», Бугульма, 2006 г.

Интернет-источники:

14. www.lineament.ru

http://www.lineament.ru/

80

Список табличных приложений

1. Таблица 2.1. Географо-экономическая характеристика района работ

2. Таблица 4.1. Характеристика залежей нефти Нуркеевского

месторождения [10]

3. Таблица 4.2.1. Физико-химические свойства пластовых проб нефти

Нуркеевского месторождения [10]

4. Таблица 4.2.2. Физико-химические свойства поверхностных проб

нефти Нуркеевского месторождения [10]

5. Таблица 5.4. Результаты исследований методом морфометрии

6. Таблица 5.5. Оценка возраста базисных поверхностей [11]

81

Список графических приложений

1. Рис. 2.1. Нуркеевское месторождение. Обзорная карта. [10]

2. Рис 3.2. Тектоническая схема Нуркеевского месторождения [10]

3. Граф. прил. 1. Сводный геологический разрез Нуркеевского нефтяного

месторождения [10]

4. Граф. прил. 2. Структурная карта по отражающему горизонту А (М-б 1:100000)

5. Граф. прил. 3. Структурная карта по отражающему горизонту Д (М-б 1:100000)

6. Граф. прил.4. Структурная карта по отражающему горизонту У (М-б 1:100000)

7. Граф. прил. 5. Карта совмещенных контуров нефтеносности (М-б 1:100000)

8. Граф. прил. 6. Карта рельефа земной поверхности (М-б 1:100000)

9. Граф. прил. 7. Схемы неотектонического развития поднятий

10. Граф. прил. 8. Карта плотности штрихов (макротрещиноватости) осадочного

чехла на участке поднятия №5 (М-б 1:15000)

11. Граф. прил. 9. Схема корреляции продуктивной толщи верхнего девона по

линии скважин 919-506-922 (Вертик. м-б 1:200)

12. Граф. прил. 10. Геологический профиль верхнедевонских отложений по линии

скважин 919-506-922 (Вертик. м-б 1:200, гориз-й м-б 1:2000)

13. Граф. прил. 11. Структурная карта по кровле продуктивного пласта Д0 (М-б

1:15000)

14. Граф. прил. 12. Карта плотности штрихов (макротрещиноватости) осадочного

чехла на участке Ахтарского поднятия (М-б 1:15000)

Master THESIS. Identification of the Relationship of Neotectonic Structures and Oil and Gas...

Documents

Transcript of Master THESIS. Identification of the Relationship of Neotectonic Structures and Oil and Gas...