Файл: 1. общие сведения о месторождении.doc

По горизонту А^к (поверхность артинских карбонатных отложений) поднятие приобретает вид сложнопостроенного структурного выступа с относительно крутым (до 8) и высокоамплитудным (до 80 м) юго-восточным и невыразительным (амплитудой не более 30 м) северо-западным крылом.

Таким образом, в тектоническом отношении Логовское поднятие является структурой тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов девонских, каменноугольных и пермских отложений.

2.3. Гидрогеологические условия

Логовское месторождение расположено в Предуральском сложном бассейне пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод. Бассейн относится к району нисходящих неотектонических движений с преобладающими аккумулятивными формами рельефа, сильной извилистостью рек и заболоченностью, наличием переуглубленных участков долин.

В зависимости от интенсивности водообмена с земной поверхностью разрез месторождения может быть подразделен на две гидродинамические зоны: верхнюю и нижнюю, разделенные сульфатно-глинисто-галогенными отложениями иренского горизонта. Нефтяные залежи Логовского месторождения связаны с нижней гидродинамической зоной. В разрезе выделяются следующие нефтеводоносные комплексы:

• 
  Верхнедевонско-турнейский нефтеводоносный комплекс
  
• 
  Нижне-средневизейскийо нефтеводоносный комплекс
  
• 
  Верхневизейско-баширский нефтеводоносный комплекс
  
• 
  Московский водоносный комплекс
  
• 
  Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс
  

Наиболее полно гидрогеологическая характеристика Логовского месторождения была рассмотрена в Подсчете запасов.

Характеристика условий залегания, коллекторских, фильтрационных свойств, коэффициентов продуктивности скважин, начальных пластовых давлений, приведенных напоров и температур водоносных комплексов нижней гидродинамической зоны Логовского месторождения приведена в таблице 2.3.1.

Характеристика водоносных комплексов нижней гидродинамической зоны
Название	Глубина залегания	Толщина,	Состав	Температура, 0С	Гидропроводность,	Коэф. продуктив-	Начальное пластовое	Пластовое давление,	Напор, приведенный к
комплекса	кровли, м	м	водонасы-	расчитанная	мкм2*см	ности скважин,	давление, МПа	расчитанное на кровле	абсолютной отметке
	относительная		щенных пород	измеренная		м3/сут*МПа	фактическое	комплекса, МПа	минус 1700 м
	абсолютная						расчетное
Верхне-	729-781	685-747	известняки	14-15	6,3	4,2	13,70	7,41-10,06	380
каменноугольно-	-601-646			-			13,20
нижнепермский
Московский	1434-1520	212-285	доломиты,	24-25			н.с.	13,58-14,13	н.с.
	-1309-1340		известняки	-
Верхневизейско-	1646-1805	277-285	известняки,	27-29	0,19-6,6	1,8-4,0	19,90-20,80	17,99-18,47	285-420
башкирский	-1521-1559		доломиты	25			20,30-19,80
Нижне-	1940-2112	27-51	алевролиты,	31-33	40	24	21,15	21,40-21,49	159
средневизейский	-1815-1824		песчаники	30-32			22,39
Верхнедевонско-	1967,2-2160,8	529	известняки	31-34	2,5-1534	2,4-44	22,10-26,25	21,77-22,07	213-279
турнейский	-1842-1869			30-34			22,39-26.40
Средне-	2508-2531	40	алевролиты,	39
верхнедевонский	-2372-2404		песчаники	-

---

Табл. 2.3.1

Основные выводы:

1. 
   Район Логовского месторождения имеет нормальный тип гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод.
   
2. 
   Нижняя гидродинамическая зона характеризуется существенной фильтрационной неоднородностью палеозойских отложений, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными, зональным распространением палеокарстовых коллекторов в карбонатных комплексах в сводовой части тектоно-седиментационных поднятий. Широкое развитие слабопроницаемых субэндогенных геофильтрационных сред обусловило значительную долю "сухих" интервалов разреза в общем объеме гидродинамических испытаний скважин.
   
3. 
   Начальные пластовые давления в водонасыщенных отложениях линейно связаны с абсолютной глубиной их залегания. Давление в залежах, как правило, меньше расчетного давления в прилегающей водоносной части. Верхневизейско-башкирская и турнейско-фаменская залежи находятся в "спокойных" гидродинамических условиях, яснополянская залежь на южном куполе – в зоне резких (от 310 до 718 м) перепадов напоров, а на северном – в зоне нормальных напоров. Глубинный латеральный сток имеет отчетливо выраженный местный характер. Его направления и скорость контролируются положением и гидрогеологической активностью зон вертикальных перетоков.
   

2.4. Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов

В разрезе Логовского месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

• 
  верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК (пл.Т+Фм);
  
• 
  нижне-средневизейский терригенный НГК (пл.Бб,Тл);
  
• 
  среднекаменноугольный карбонатный НГК (пл.Бш,Срп);
  

Строение залежей Логовского месторождения схематично отображено на геологическом профильном разрезе I-I по линии скважин №№ 234-231-233-145-141-211-216-210-213-47-130. (Приложение 1)

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами в пределах комплекса выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В связи с тем, что кровля турнейских отложений на Логовском месторождении в большинстве скважин размыта, а также отсутствует четкая граница между турнейским и фаменским ярусами, они рассматриваются совместно. Промышленное значение на месторождении имеет пласт Т+Фм.

Нижне-средневизейский терригенный НГК

На Логовском месторождении в пределах нижне-средневизейского НГК промышленное значение имеют отложения тульского и бобриковского горизонтов (пласты Тл и Бб).

---

Отложения тульского горизонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют.

Отложения бобриковского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками.

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских – практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Логовском месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского и серпуховского ярусов (пласт Бш).
Таким образом, в разрезе Логовского месторождении установлена нефтеносность в башкирско-серпуховских (пласт Бш), тульско-бобриковских (пласты Тл и Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях. Общая характеристика залежей приведена в таблице 2.4.1.

Табл. 2.4.1.

Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов.

Пласт	Абс. отм. залегания	Средняя эффективная толщина по пласту в целом, м			Принятое положение	Тип залежи
	пласта в своде, м	общая	Нефтена-сыщенная	Водона-сыщенная	ВНК, м, абс. отм.
Т+Фм	-1833 :-1853	10,1	7,1	4,7	-1909,0	Массивная
Бб	-1816:-1841	4,0	3,8	3,6	-1894,0	Пластовая, сводовая
Тл			1,01
Р-н 13 скв.	-1844				-1846,0	Литологически экранированная
Северная	-1821				-1861,0	Литологически экранированная
Р-н 209 скв.	-1862				-1866,0	Литологически экранированная
Бш		11,5	7,3	6,5
Северная	-1551				-1566,0-1571,0	Массивная, водоплавающая
Южная	-1530				-1563,0	Массивная, водоплавающая

---

Залежь в турнейско-фаменских отложениях (Т+Фм)

Залежь приурочена к верхней подразмывной части карбонатного массива турнейско-фаменского возраста. Нефтеносность связана с порово-кавернозно-трещинными коллекторами, развитие которых характерно для примыкающих к эрозионным поверхностям отложений. Покрышкой служат плотные непроницаемые аргиллиты и алевролиты с битумным и углисто-глинистым цементом малиновского надгоризонта толщиной 2,2-14,0 м.

Залежь массивная, водоплавающая по всей площади, за исключением участка скважин №№ 219, 232, в которых в интервале продуктивной толщи коллектор отсутствует. Абс. отм. залегания кровли пласта в своде варьируют от –1833 м на южном куполе до –1853 м на северном. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 2,9х9,3 км. Высота залежи 70 м. В составе пласта выделяется от 2 до 20 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,0 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,12. Коэффициент расчлененности 4,4.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,7 до 17,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,1 м. Доля эффективных нефтенасыщенных толщин в общей толщине продуктивной пачки довольно низкая – 18%, плотными разностями занято 82% объема залежи. В этой связи устойчивая работа скважин, эксплуатирующих турнейско-фаменскую залежь, указывает на хорошую гидродинамическую связанность резервуара, что возможно при наличии трещиноватости в плотных разностях.

Водонефтяной контакт принят по результатам интерпретации ГИС, опробований и данных эксплуатационных скважин на абс. отметке –1909,0 м.
Залежь в отложениях бобриковского горизонта (Бб)

Промышленная нефтеносность песчаников бобриковского горизонта подтверждена результатами интерпретации ГИС, лабораторными исследованиями керна, данными опробования и эксплуатации скважин. Проницаемые пропластки выявлены во всех скважинах, вскрывших бобриковские отложения. От вышележащих тульских они отделены пачкой глинистых пород, толщиной 3,0-7,2 м, снизу подстилаются аргиллитами малиновского надгоризонта.

Залежь пластовая сводовая, размерами в границах принятого ВНК 3х9 км (Приложение 2). Этаж нефтеносности составляет 65 м. Вследствие небольшой толщины пласта и относительного крутого падения крыльев структуры водо-нефтяная зона имеет ограниченные размеры . Водонефтяной контакт непосредственно не вскрыт ни в одной из скважин. По результатам опробования скважин и интерпретации ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отметке –1894,0 м. В пласте выделяются 1-5 проницаемых пропластка толщиной 0,6-8,2 м. Абсолютные отметки залегания кровли пласта в своде на южном куполе составляют –1816 м и на северном –1841 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности – 0,34 и 2,48, соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 до 8,4 м. (Приложение 3)

---

Залежи в тульских отложениях (Тл)

Терригенная пачка тульского горизонта представлена преимущественно глинистыми отложениями с отдельными прослоями песчаников. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют, вследствие чего образуются три изолированные залежи со своими условными водонефтяными контактами. Южная залежь в районе скважины 13, размером в границах принятого ВНК – 0,5х1 км, литологически экранированная, выделяется на основании данных ГИС. Кровля выделяется на абс. отм. –1844 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,4 м. Водонефтяной контакт условно принимается на абс. отметке –1846,0 м.

Залежь в районе скважины 209 литологически экранированная, размером 0,3х0,75 км в границах принятого ВНК. Кровля пласта вскрыта на абс. отм. –1862 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,6 м. Условный водонефтяной контакт принят на абс. отм –1866,0 м.

Северная залежь, включающая скважины №№ 47, 130, 132, 210, 212, 213, 217, 339, литологически экранированная, вытянутая в субширотном направлении, размером в границах принятого ВНК 1,2х4,3 км. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке –1861,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 3,1 м.
Залежи в башкирских отложениях (Бш)

Башкирские отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, однако не во всех скважинах выполнен полный комплекс ГИС. Выделяется две самостоятельные залежи: северная и южная. Северная залежь массивная водоплавающая. Высота залежи 27 м, размеры в границах принятого ВНК – 1х2,7 км. На данной стадии изученности залежи водонефтяной контакт принят слабо наклонным от абс. отм. –1566,0 до –1571,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,9 до 7,3 м.

Южная залежь в районе скважин №№ 134, 144, 227, 228, 231, 233 в стратиграфическом отношении захватывает верхнюю часть серпуховских отложений. Залежь массивная водоплавающая с этажом нефтеносности 30 м. Размеры ее в границах принятого ВНК составляют 2,75х2,4 км. В составе выделяется 3-9 проницаемых пропластков толщиной 0,6-2,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне 4,0-16,4 м. Отношение эффективной толщины к общей 0,46, коэффициент расчлененности 6,7. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке –1563,0 м.

Общие характеристики толщин продуктивных пластов приведены в таблице 2.4.2, Статистические показатели характеристик неоднородности пластов приведены в таблице 2.4.3.


Таблица 2.4.2.

Характеристика толщин продуктивных пластов

---