Тектоническое строение
В региональном тектоническом плане Западно-Кунгакский участок располагается в зоне сочленения северо-восточной краевой части Башкирского свода и БымскоКунгурской впадины (структуры I порядка), в свою очередь, приуроченных к восточной окраине Волжско-Камской антеклизы – крупнейшей надпорядковой структуре ВосточноЕвропейской платформы (Рис. 1).
Рис.1. Тектоническая схема
В пределах участка условно выделяются три структурных этажа (снизу вверх): первый – додевонский, второй – девонско-каменноугольный, третий – пермский.
К додевонскому структурному этажу относятся породы дорифейского фундамента, рифейский, вендский комплексы.
Кристаллический фундамент на крыле антеклизы представляет собой сложную субмеридионально ориентированную клавишно-блоковую мегаструктуру с шириной отдельных «клавиш» до 100 км. На его поверхности фиксируются крупные выступы и впадины, разделенные разломами различных простираний.
Кристаллический фундамент залегает на глубине 6-7 км, ступенчато погружается к Предуральскому прогибу, где глубины залегания достигают 12-16 км. По грави- и магнитометрическим методам, глубинным сейсмическим зондированием и сейсморазведкой МОГТ исследован севернее Кунгакской площади. Характер магнитного и гравитационного полей свидетельствует о том, что кристаллический фундамент на рассматриваемой площади имеет гетерогенный состав и сложное строение.
Доплитный рифейский комплекс сложен карбонатно-терригенными породами среднего и верхнего рифея. Установлено, что породы рифейского комплекса разбиты многочисленными дизъюнктивными нарушениями, в результате чего положительные структуры представлены горстовидными поднятиями, а отрицательные — грабенообразными впадинами. В основном же эти сложно построенные структуры повторяют рельеф фундамента.
По отложениям среднего рифея наиболее высокое гипсометрическое положение выделяется юго-западнее изучаемого участка, в районе скважины 1 Каирово, под названием Караидельский свод. По данным сейсморазведки МОГТ по поверхности калтасинских доломитов (III горизонт) выделяются тектонические нарушения северозападного простирания, совпадающие с постседиментационными (прогибами) грабенами. Наблюдается погружение горизонта в юго-восточном направлении. Вендский комплекс залегает с угловым несогласием на рифейском комплексе.
Вендский комплекс представлен терригенными породами валдайской серии. В залегании пород продолжает отражаться рельеф кристаллического фундамента в виде структур облегания.
Прогибы прослеживаются в рифей-вендских осадках. Ниже калтасинских доломитов их признаки утрачиваются. Отложения вендского комплекса (отражающий горизонт II (подошва венда)) изучены лишь по сейсмическим материалам прошлых лет, проследить этот горизонт на Западно-Кунгакском участке можно лишь фрагментарно, что говорит о возможной размытости этого комплекса.
Девонско-каменноугольный структурный этаж. В палеозойском осадочном чехле прогибы прослеживаются до верейского горизонта, выше отложений которого выполаживаются. Палеозойское осадконакопление здесь началось после длительного перерыва. На Башкирском своде и на прилегающих структурах отсутствуют осадки кембрия, ордовика, силура и нижнего и среднего девона.
К началу живетской трансгрессии территория северного Башкортостана представляла собой возвышенную равнинную сушу, имевшую пологий региональный наклон в южном направлении. Осадки афонинского и воробьевского горизонтов, развитые на юге и юго-западе Башкортостана, на изучаемой территории отсутствуют.
На территории Башкирского свода в эпоху образования терригенной толщи девона никакого сводового поднятия не существовало. Здесь располагался склон, обращенный на запад. Территория Юрюзано-Сылвенской депрессии занимала более высокое гипсометрическое положение относительно Башкирского свода. На северо-востоке Башкортостана располагалось, по А.П. Карпинскому, Уфимское плоскогорье.
В последующее время заметная перестройка Башкирского свода произошла в раннем карбоне. Блоки Каратауского комплекса на рубеже турнейского и визейского веков были приподняты по разломам на различную высоту, причем северные крылья были приподняты выше, чем южные. В последующем визейское море затопило лишь невысокие склоны блоков. Поднятия на рубеже турнейского и визейского веков не ограничились тектоническим комплексом Каратау, а захватили Юрюзано-Сылвенскую депрессию и восточную часть Башкирского свода. Формирование восточного склона Башкирского свода было вызвано интенсивным погружением и развитием Юрюзано-Сылвенской депрессии в позднем карбоне и ранней перми. В это же время произошло формирование Бельской депрессии, которая вовлекла в прогибание и часть территории Благовещенской впадины, граничащей с Башкирским сводом.
Формирование Башкирского свода, как крупной положительной структуры, всецело связано с образованием окружающих его прогибов, по отношению к которым он является как бы пассивным тектоническим элементом. Формирование его, в основном, завершилось в начале пермского периода. В последующем произошло лишь окончательное дооформление современного структурного плана.
Строение пермского структурного этажа отражено на структурной карте по поверхности репера НГК сакмарского яруса.
Углеводородная продуктивность
Согласно нефтегазогеологическому районированию Западно-Кунгакский ЛУ расположен в Пермско-Башкирской нефтяной области, которая характеризуется широким распространением нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу. К настоящему времени в непосредственной близости от изучаемого района разрабатываются следующие углеводородные месторождения: Южно-Кубиязинское, Моталинское, Кунгакское, НовоКазачинское, Каюмовское (Рис. 2).
Рис.2. Выкопировка из карты-схемы нефтегазогеологического районирования
Биавашское нефтяное месторождение открыто в 1967 году скважиной 1352- Крушской. Эксплуатация месторождения началась в 1988 г. Промышленно нефтеносными в разрезе Биавашского месторождения являются терригенные отложения нижней части визейского яруса, так называемая терригенная толща нижнего карбона (ТТНК). Согласно обобщенной схеме расчленения геологического разреза Башкирии, утвержденной в мае 1998 года, продуктивные пласты имеют следующие обозначения: пласт Cв3 верейского горизонта, пласты CI, CII, CIII, CV, CVI0, CVI тульского и бобриковского горизонтов. Как показал анализ результатов исследований предыдущих лет (Подсчет запасов..., 2000), ВНК определялся раздельно для каждой залежи Биавашского месторождения с использованием материалов промыслово-геофизических исследований, результатов опробования скважин на приток флюида, данных эксплуатации.
Характеристика залежей приводится по данным Подсчета запасов 2000 года. Пласт Св3 залегает в средней части верейского горизонта. В разрезе пласта выделяется один, реже два прослоя коллектора. Пласт вскрыт практически во всех скважинах ЛУ (125 скважин из 127). Общая толщина пласта меняется незначительно от 19.9 до 27.5 м, эффективные толщины пласта изменяются от 1.0 до 10.9 метров. Залежь пласта Св3 Биавашского месторождения выявлена по результатам опробования разведочных скважин 212КНГ, 237КНГ, 241КНГ. Получены промышленные притоки безводной нефти с дебитами от 2.7 (в скв. 212КНГ) до 8.9 т/сутки (в скв. 237КНГ).
Нефтеносность коллекторов была определена по результатам интерпретации ГИС. Залежь литологически ограниченная. Размеры залежи 6.1× 2.1 (0.5) км, высота 6.8 м. Залежь эксплуатируется тремя скважинами.
Пласт CI залегает в верхней части терригенной толщи нижнего карбона. Это один из основных продуктивных пластов, как по величине запасов, так и по площади распространения коллекторов. Значение общей толщины пласта в пределах площади изменяется в пределах от 4.0 до 10.5 м, значение эффективной толщины колеблется в пределах 0.7 – 7.4 м. В ряде скважин песчаники пласта CI замещаются алевролитами либо выклиниваются.
Пласт СI содержит одну залежь. Залежь пластовая, структурно-литологическая. Размеры залежи 5.3 × 1.7 (0.7) км, высота 4.4 м. Залежь ограничена контуром нефтеносности с северо-запада и юго-запада. Положение ВНК обосновано по ГИС скв. 8,9, 62, 66, 75 и изменяется в пределах отметок от -1206.0 до -1208.9 м. Нефтеносность залежи установлена по результатам совместного опробования коллекторов пласта в скв. 152ШУЛ, 238КНГ, 1352КРУШ, в которых были получены промышленные притоки безводной нефти с дебитами от 15.6 до 51.4 т/сут. Залежь эксплуатируется восемью скважинами.
В разрезе пласта CII выделяется от одного до четырех прослоев коллектора. Общая толщина пласта колеблется от 6.3 до 9.9 м, эффективные толщины варьируют от 0.8 до 5.3 м.
Здесь выделяется две залежи. Основная залежь (1) пластовая, структурнолитологическая, тектонически экранированная с запада. В пределах залежи присутствуют зоны замещения коллекторов пласта. Размеры залежи 5.3 × 2.1 (0.7) км при высоте 4.95 м. Промышленная нефтеносность залежи установлена разведочной скв. 152ШУЛ. При испытании в колонне в интервале -1210.5 – -1215.9 м было получено 8 т/сут. безводной нефти. Залежь (2) имеет значительно меньшие размеры 1.6 × 1.1 (0.5) км при высоте 4.6 м. Она отделена от основной залежи зоной отсутствия коллекторов. Залежь пластовая, тектонически экранированная с запада, литологически ограниченная на юге. В пределах залежи коллекторы нефтеносны до подошвы пласта. ВНК бурением не вскрыт. Отдельно пласт опробован в скв. 44. Четыре скважины совместно эксплуатируют залежь.
Пласт CIII характеризуется наибольшей невыдержанностью по литологическому составу. Коллектор пласта вскрыт только в 15 скважинах, а по всей остальной площади пласт замещается алевролитами либо выклинивается. Эффективные толщины варьируют от 0.5 до 2.4 м. Залежь в пласте пластовая, литологического типа, приурочена к линзам коллекторов. Вскрыта восемью скважинами. Пласт в них нефтеносен до подошвы. Размеры залежи 1.6-1.0 (0.3) км при 2.6 м. Совместно эксплуатируется залежь четырьмя скважинами.
Пласт CV0 характеризуется широким распространением по площади и выдержанными толщинами, пласт состоит из одного прослоя коллектора. Общая толщина пласта изменяется от 2.0 до 5.0 м. Коллектор пласта вскрыт только в 12 скважинах участка, эффективные толщины колеблются от 0.6 до 2.7 м.
Пласт содержит одну пластовую, структурно-литологическую залежь. На северозападе залежь продолжается за пределы административной границы республики Башкортостан. На западе граница залежи проходит по контуру ВНК, проведенного условно по подошве нефтеносного коллектора на отметке -1238.1 м в скв. 70. ВНК бурением не вскрыт. Размеры залежи 6.3 × 2.3 (0.4) км при высоте 5.4 м. Раздельно опробован пласт в 23 скважинах. Совместно эксплуатируется в 33 скважинах. Нефтеносность остальных скважин установлена по ГИС. В разрезе пласта CV выделяется от одного до двух прослоев коллектора. Общая толщина пласта колеблется от 1.7 до 7.3 м, эффективные толщины варьируют от 0.6 до 5.5 м.
Пласт CVI0 в пределах изучаемого участка представлен чередованием песчаников и алевролитов, в разрезе выделяется, в основном, один, реже два прослоя коллектора. Общая толщина изменяется от 4.0 до 9.6 м, эффективная – от 0.2 до 9.6 м. В пласте CVI0 выделяется залежь (2), основная по размеру, и небольшая залежь (1). Основная залежь пластовая структурно-литологическая. С севера, северо-запада и юга ограничена зоной отсутствия коллекторов. В пределах залежи также имеются зоны замещения коллекторов. ВНК вскрыт в скв. 20 и 72 на отметках -1241.1 – -1241.4 м и подтверждаются результатами раздельного опробования в колонне. В скв. 20 при испытании коллекторов пласта в интервале отметок -1239.4 – -1242.8 м получено 4.8 т/сут. нефти при обводненности 70%. ВНК по ГИС отбит на отметке -1241.1 м. В целом по залежи ВНК принят на отметках -1238.1 – -1241.4 м. Размеры залежи 4.3 × 2.3 (0.2) км при высоте 5.2 м. Раздельно опробован пласт в 17 скважинах, совместно – в 16 скважинах. Данные опробования и последующей эксплуатации подтвердили принятые значения отметок ВНК. Северная залежь (1) по типу структурно-литологическая, небольшая по размерам: 0.8 – 0.4 км при высоте 4.8 м. Границами залежи служат преимущественно линии замещения коллекторов. Залежь вскрыта двумя скважинами – 38 и 39. Обе опробовались раздельно. ВНК вскрыт на отметке -1227.2 м и подтверждается данными опробования и эксплуатации.
Пласт CVI-1 выделяется в нижней части ТТНК, в основном представлен одним прослоем коллектора. Толщина пласта варьирует от 1.6 до 7.1 м, эффективные толщины – от 0.2 до 7.1 м.
В разрезе пласта CVI-2-1 выделяется от одного до трех прослоев коллектора. Общая толщина пласта колеблется от 4.3 до 10.8 м, эффективные толщины варьируют от 0.5 до 5.9 м. В подсчете запасов 2000 г. пласт CVI рассматривался единым. В пласте выделялись три небольшие залежи.
Основная залежь (1) пластовая, структурнолитологическая, тектонически экранированная с запада. На севере залежь продолжается за пределы границы Башкирии, на юге отделяется от остальных залежей зоной отсутствия коллекторов пласта. Размеры залежи 2.3 × 1.6 (0.3) км при высоте 3.4 м. ВНК принят на отметках -1238.8 – -1240.1 м по данным ГИС в скв. 59, 45.
Залежи 2 и 3 структурно-литологического типа, приурочены к небольшим линзам песчаников. ВНК залежи 2 вскрыт скв. 10 на отметке -1239.3 м. Размеры залежи 0.7 × 0.4 км при высоте 1.2 м. Залежь 3 выделена по данным ГИС, не опробована. ВНК залежи принят на отметке -1239.9 м по данным скв. 53, 67. Размеры залежи 0.7 × 0.3 км при высоте 1.9 м.
Источник: Сейсморазведочные работы методом 3Д на Западно-Кунгакском лицензионном участке. Лицензия УФА 01638 НР. Договор № БНФ/54/1089/14/ГЕО/2. Шпорт Я.М., Жемчугова В.А., Бербенев М.О., и др. 2016