Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

    Толщина 63 м. 
 
 

    Каширский горизонт- C₂ ks

    Сложен  известняками и доломитами, чередующимися  между собой. В нижней части разреза  маломощные прослои аргиллитов. 

    Толщина 57 м. 

    Верхний подъярус- C₂ m₂

    Подольский  горизонт- C₂ pd

    Породы  горизонта представлены исключительно  известняками и доломитами.

    Толщина 55 м. 

    Мячковский  горизонт- C₂ mc

    Горизонт  представлен чередованием известняков  и доломитов.

    Толщина 60 м. 

    Верхний отдел- C₃ 

    Отдел сложен доломитами серыми, мелкозернистыми, в различной степени известковистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Возможны частичные поглощения бурового раствора.

    Толщина 85 м. 

    Пермская  система - P

    Нижний  отдел - P₁

    Ассельский + Сакмарский ярусы - P₁ a+s

    Рассматриваются совместно, т.к. границу между ними выделить возможно только условно. Отложения  представлены известняками кристаллическими, крепкими, участками окремнелыми, глинистыми, битуминозными, прослоями органогенно-детритовыми. По керну в скважине 63 в сакмарских отложениях отмечены нефтепроявления.

    Толщина 370 м. 
 

    Артинский ярус - P₁ ar

    По  литологическому составу ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную.

    Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной.

    Толщина пачки 103 м.

    Терригенная пачка сложена полимиктовыми  песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями и тонкими прослоями известняков и доломитов.

    Толщина пачки 35 м. 
 

    Кунгурский  ярус - P₁ k

    Филипповский  горизонт - P₁ fl

    Представлен двумя пачками: нижней - ангидритовой и верхней - глинисто-карбонатной. Нижняя пачка сложена ангидритами, с  пропластками карбонатных пород, верхняя - чередующимися мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами.

    Толщина 60 м. 

    Иренский  горизонт - P₁ ir

    В составе иренского горизонта  выделяются глинисто-ангидритовая (подсолевая) и соляная толщи.

    Глинисто-ангидритовая толща стратиграфически соответствует нижней части иренского горизонта. Толща представлена переслаиванием глины доломитовой с пластами ангидрита, доломита, а также переходных разностей этих пород, иногда с редкими подчиненными маломощными прослоями песчаников.

    Толщина 220 м.

    Соляная толща стратиграфически соотносится  с верхней частью иренского горизонта  и подразделяется, в свою очередь (снизу вверх): на подстилающую каменную соль, сильвинитовую, сильвинито-карналли-товую зоны и покровную каменную соль.

    Подстилающая каменная соль слоистая. В нижней части толщи присутствуют 2-3 пласта мергельно-ангидритовых пород мощностью до 20м. В верхней части толщи в 18-27 м ниже кровли залегает пласт маркирующей глины (МГ)  мощностью 1-2,3 м.

    Толщина 266 м.

    Сильвинито-карналлитовая зона представлена чередованием пластов карналлитовой породы, смешанных солей (пласт Б) и каменной соли. В скважинах 63, 67, 78, 531 и 800 она отсутствует.

    Толщина 25 м.

    Покровная каменная соль сложена серой каменной солью с прослоем глины в средней ее части. В скважинах 63, 67, 78, 406 и 800 она отсутствует.   

    Толщина 25 м.  

    Верхний отдел - P₂

    Уфимский  ярус - P₂ u

    Соликамский горизонт - P₂ sl

    В состав соликамского горизонта входят соляно-мергельная и терригенно-карбонатная толщи.

    В нижней части соляно-мергельной толщи имеется переходная пачка. Здесь возможны газодинамические проявления под влиянием соляной тектоники. Толщина изменяется от 16,0 м до 24,7 м.  В скважинах 63, 64, 65, 67, 71, 78, 406, 407, 531 и 800 она отсутствует. В составе переходной пачки от одного до трех пластов каменной соли, переслоенных пластами глинисто-мергельных пород.

    Толщина соляно-мергельной толщи 87 м.

    Терригенно-карбонатная  толща в нижней части представлена глинистыми известняками и мергелями, с прослоями аргиллитов и известковистых глин, верхняя часть - чередованием плитчатых глинистых известняков и мергелей с песчаниками и алевролитами.

    Толщина 98 м. 

    Шешминский  горизонт - P₂ ss

    Пестроцветная толща

    Толща представлена песчаниками и алевролитами бурыми, зеленовато-серыми, чередующимися с аргиллитами и глинами, участками загипсованными, иногда с маломощными пропластками мергеля и известняка.

    Толщина 65 м. 

    Четвертичная  система – Q

    Четвертичные  отложения залегают с перерывом в осадконакоплении на шешминских отложениях. Представлены песками, глинами, галечниками, супесями различного происхождения.

    Толщина 25 м. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2 Тектоника.

      В тектоническом отношении рассматриваемая  площадь расположена в южной  половине Соликамском впадины Предуральского краевого прогиба.

      По  поверхности турнейско-фаменских  карбонатных отложений  Шершневская структура выделяется как крупная куполовидная складка размерами 5,5 км х 5,2 км по изогипсе - 1950 м, амплитудой 97 м, осложненная 11 вершинами. Морфологически более выражена западная вершина, которая вытянута в меридиональном направлении и имеет более высокое гипсометрическое положение. Размеры её 3,2 км х 1,6 км, амплитуда составляет 17 м. Остальные вершины значительно уступают ей как по размерам (не более 1,3 км х 0,8 км), так и по амплитуде (от 2 м до 6 м). (Графическое приложение -1).

      Отмечается  незначительное выполаживание форм и размеров структур отложений башкирского  яруса. Так, Шершневская структура  по оконтуривающей изогипсе -1620 м имеет размеры 5,0x5,2 км, амплитуду 51 м.

      Морфология  Шершневского поднятия по кровле терригенных  отложений артинского яруса отличается от строения нижезалегающих горизонтов. Причиной этого является литолого-фациальная неоднородность артинских карбонатных образований, заключающаяся в наличии органогенных построек сывенско-саргинского возраста. Артинские рифы на рассматриваемой площади установлены, в основном, по материалам сейсморазведки. Наличие рифогенной фации в разрезе подтверждено данными бурения (скв. 63, 64, 67, 68, 71).

      Шершневское поднятие имеет вид замкнутой положительной структуры, открывающейся в южном направлении и осложненной 7 органогеннами постройками нижней перми.

      По  подошве солей Шершневской  структуры  отмечается несогласие структурных планов.

      Расположенные выше по разрезу мощные соленосные отложения, подверженные воздействию соляной тектоники, не отображают локальные построения нижележащих горизонтов.

      По  кровле соляной толщи Шершневская  структура осложнена северным окончанием Орелско-Белопашнинской антиклинали, выделенной ранее по данным солеразведочных скважин. Установлено, что антиклиналь вытянута в меридиональном направлении и осложнена цепочкой разноразмерных куполов.

           Разрывных тектонических нарушений в палеозойском структурном комплексе по результатам сейсморазведки в пределах Шершневского месторождения не установлено.  
 

    
 
 
 
 

     1.3. Нефтегазоносность. 

     Промышленная  нефтеносность выявлена в тульских, бобриковских, радаевских и турнейско-фаменских отложениях. Продуктивность пород башкирского яруса установлена по результатам испытаний и ГИС только в скв. 64 и 66. Нефтенасыщенная толщина составляет 1,5-3,7 м. В большинстве разрезов пласт водонасыщен. Залежь не имеет промышленного значения.

Турнейский  и фаменский ярус. Пласт Т-Фм

      Залежь  нефти приурочена к рифогенным отложениям. Промышленные притоки нефти дебитом 2,1-27 т/сутки получены при испытании в колонне скв. 63,64,65, 66,67, 70, 71. (Графическое приложение -2).

     Водонефтяной  контакт принят на отметке минус 1910 м по нижней отметке получения безводной нефти (скв. 67). Приток пластовой воды получен в скв. 65 с абсолютной отметки -1925,4 м.

     Для залежи характерно наличие плотной  пачки между нефтенасыщенной  и водонасыщенной толщей мощностью 25,6 м (скв. 65) - 58,4 м (скв. 68), кроме скв. 67 и 71, в которых толщина перемычки составляет всего соответсвенно 3,6 м и 7,2 м.

     В большинстве случаев породы-коллектора кавернозно-пористые и пористо-кавернозные (до 2/3 представительных образцов), остальные - пористые с кавернами и редко-пористые без каверн. Часто выщелачивание связано со слабой доломитизацией известняков. Нередко известняки нефтенасыщенной части рассечены вертикальными и наклонными трещинами, пересекающимися с примазками нефти и битума. В скв.57 коллектором является доломит кавернозно-пористый.

     Покрышкой залежи служат аргиллиты радаевского горизонта, на участках замещения Малиновского пласта - аргиллиты с прослоями алевролитов бобриковского горизонта. Верхняя часть турнейско-фаменского комплекса во всех скважинах является плотной (4-16 м).

     Эффективная, нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,4 м (скв. 57) до 12,4 м (скв. 66, 65).

Радаевский  горизонт. Пласт Мл

     В колонне пласт опробован в  скв. 63, с отметки минус 1856,8 м получена безводная нефть. В скв. 57, опробование в которой проведено совместно с бобриковским пластом, подошва нефтенасыщенного пропластка находится на отметке минус 1875,6 м. В процессе бурения пласт не испытывался. По промыслово-геофизическим данным ни в одной из скважин не выделен водонасыщенный коллектор, поэтому водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1898 м единым с бобриковской залежью.

     По  данным гранулометрии пласт сложен песчаниками мелкозернистыми и  среднемелкозернистыми (скв. 68). Содержание фракции <0,01 мм (глинистой) в мелкозернистых песчаниках до 2%, в среднезернистых 0,7-1,3%; отсортированность песчаников неплохая, в мелкозернистых разностях присутствует алевритовая примесь до 13,3%.

     Покрышкой залежи служит алевритово-аргиллитовая плотная пачка толщиной 1,8 - 5,6 м.

     Пласт не выдержан по толщине: в северной (скв. 69, 70) и южной (скв. 65, 67, 71, 78) частях залежи коллектор замещен плотными породами.

     По  промыслово-геофизическим данным в  скважинах выделяется от одного (скв. 63, 64, 68) до четырёх (скв. 57) проницаемых прослоев толщиной 0,6 - 3,2 м.

     Общая толщина пласта неравномерно выдержана по площади: в скв. 67, 71 пласт практически отсутствует 0,4-0,6 м; в крыльевых скв.69, 78 наблюдается увеличение толщины до 8,2-10,4 м; в остальных скважинах толщина изменяется от 1,8 до 6,8 м.

     Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 м (скв.65, 59, 70, 71, 78) до 3,2 - 3,6 м (скв.63, 57). 

Бобриковский  горизонт. Пласт Бб

     При испытании в колонне скв. 64, 65, 68 бобриковского пласта получены притоки нефти дебитом 140 - 165,7 т/сутки. В скв.57 опробование проведено совместно с Малиновским пластом, дебит нефти составил 50 т/сутки. В скв. 78 получена пластовая вода, дебит 86 м3/сутки. В скв. 69 перфорирован нижний проницаемый пропласток, характер насыщения которого по материалам ГИС определен как водонефтяной.

     Водонефтяной  контакт принят на отметке минус 1898 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка