НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ШАМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Участок исследования располагается к северу от реки Быстрый Танып, между его притоками Варзи и Гарейка.

Участок исследования находится в непосредственной близости от Шамовского месторождения, открытого в 1972 году. Введено в разработку в 1973 г. Залежи нефти приурочены к куполовидным структурам различных размеров и контрастности. Нефтеносны известняки среднего карбона (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус), турнейского яруса нижнего карбона, фаменского яруса верхнего девона и песчаники тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, а также пашийского горизонта верхнего девона [2, c. 86].

Каширский карбонатный комплекс.

В отложениях каширского горизонта Шамовского месторождения выделяются два продуктивных пласта К₂ и К₄, в которых выявлено 5 структурно-литологических залежей с ВНК на отметках от –735 до –800 м. Проницаемость известняков от 0,02 до 0,94 мкм². Мощность нефтенасыщенных разностей колеблется от 0 до 4,4 м. Дебиты скважин низкие и не превышают 2 т/сутки. Непосредственно на площади работ в некоторых скважинах в пласте К₄ (нижнекаширский репер) отмечаются признаки нефти в виде примазок, выпотов и слабой пропитанности в каменном материале. В скважине на площади в пластах К₂ и К₄ отмечаются незначительные признаки нефти по каменному материалу [1, c. 25].

Верейский карбонатный комплекс.

Верейский горизонт представлен двумя продуктивными пластами В₂ и В₃. Пласты маломощные –2,5 м, низкопроницаемые – до 0,024 мкм². Выявлено 6 небольших залежей структурно-литологического типа с ВНК от –810 до –851 м. Дебиты низкие – до 2 т/сутки. Залежь пласта В₃ верейского горизонта в пределах площади вскрыта некоторыми скважинами. Залежь пластовая, сводовая. ВНК установлен на отметке –847 м. При опробовании пласта В₃ в скважине в интервале 1011,6 – 1016,8 м (–838,8 –840,0) м получен компрессором приток нефти дебитом 38,7 т/сутки. Нефтеносность из карбонатных отложений среднего карбона установлена в одной из скважин. Получен приток нефти 1,6 м³/сут и воды 6,6 м³/сут.

Башкирский карбонатный комплекс.

В башкирском ярусе продуктивны известняки, представленные органогенными пелитоморфными разностями, с максимальной мощностью до 7,0 м. Проницаемость их невысокая –до 0,15 мкм². Нефтеносность на площади работ установлена в скважинах. Нефтенасыщен пласт Бш башкирского яруса. При опробовании скважины в интервале 1030,8 – 1039,2 (-857,3 – 865,7) м получена нефть дебитом 5,8 т/сут при эффективной нефтенасыщенной мощности пласта 5,6 м. Залежи нефти в башкирском ярусе водоплавающие. В некоторой скважине в кровле башкирского яруса получен приток нефти и воды. Дебит нефти составляет 0,6 м³/сутки. ВНК находится на отметке –860,2 м [3, c. 77].

Визейский терригенно-карбонатный комплекс.

Этот комплекс является основным нефтеперспективным объектом на Шамовском месторождении. Нефтеносность здесь связана с рядом песчаных пластов различной толщины и продуктивности. В состав комплекса входят песчаные пласты-коллекторы С-II, С-IV, С-V, С-VI₀ и C-VI. Проницаемость песчаников сильно колеблется от 0,03 до 3,2 мкм². Наибольшей пористостью, нефтенасыщенностью и проницаемостью обладают песчаники пластов С-II и С-VI. В скважине при опробовании пласта С-II в интервале 1342 – 1345 (-1187 – 1190) м на 13 мм штуцере получен приток нефти дебитом 10,1 т/сут. В скважине дебит нефти из пласта С – II составил 6,0 т/сут. Севернее основной залежи по пласту С – II выделено несколько мелких структурах МОГТ. В скважине пласт С – II опробовался через колонну. Из интервала 1413,2 – 1418,0 (-1204 – 1208,8) м получен приток нефти дебитом 53,1 т/сут компрессором при депрессии 48,6 кГ/см. ВНК принят на отметке –1210 м, в то время как на соседних разработанных залежах он составил –1214 м. Скважиной вскрыт нефтяной пласт С – II в интервале 1385,2 – 1392,4 (-1202,5 – 1209,6) м, эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 6,4 м. При опробовании через колонну дебит нефти составил 66 т/сут. В скважине 169 ТНП из пласта С – II получено 16,6 т/сут. При опробовании скважины 321 ТНП на Тановском поднятии из пласта С – II в интервале 1486,6 – 1491,0 (-1210,0 – 1214,8) м получена нефть дебитом 8,1 т/сут. Нефтенасыщенная мощность пласта составляет 3,8 м. В скважине 131 ТНП нефтеносен пласта С – II и пласт Дkn. Пласт С – II полнонефтяной и залегает в интервале 1350,8 –   1354,4 (-1208,5 – 1212,0) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3 м. ВНК –1214 м.

Турнейский карбонатный комплекс.

В турнейском ярусе выявлена одна пластово-сводовая залежь небольших размеров. Мощность коллекторов 0,8 – 9,6 м.

Фаменский карбонатный комплекс.

В фаменском ярусе продуктивны биогермные известняки и кавернозные доломиты. Промышленная нефтеносность в фаменском ярусе установлена как в верхнефаменских, так и нижнефаменских отложениях. Залежи массивные, приуроченные к двум пачкам пористо-кавернозных известняков (пласты Дфм2 и Дфм3). Средние дебиты скважин из карбонатов фаменского яруса составляют 4,3 – 10,0 т/сут. ВНК Дфм2 принят на отметке – 1439,4 м, пласта Дфм3 на отметке –1471,2 м. Карбонатный пласт Дфм2 в скважине в интервале 1520,8 – 1562,8 (-1397,4 – 1439,4) м, эффективная  нефтенасыщенная мощность составляет 12,6 м. Пласт Дфм3 (скв. 332 ТНП) залегает в интервале 1579,4 – 1494,6 (1456,0 – 1417,2) м. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта равна 5,4 м. При опробовании пласта получен приток нефти дебитом 32,2 т/сут. Скважиной установлена залежь нефти в карбонатах фаменского яруса. При опробовании через колонну интервала 1642 – 1672 м получен приток нефти дебитом 4,3 т/сут.

Мендымско-доманиковый карбонатный комплекс.

В скважинах в мендымских и доманиковых горизонтах по каменному материалу отмечены признаки нефти. В одной скважине нефтепроявления отмечены в подошве мендымского и кровле доманикового горизонтов.

Девонский терригенный комплекс.

В состав комплекса входят пласты коллекторы Дkn – кыновского, ДI – пашийского и ДII – муллинского горизонтов. В кыновском горизонте продуктивные песчаники представлены плотными низкопроницаемыми разностями (до 0,16 мкм²). Мощность не превышает 3,6 м. В скважине 131 ТНП на Тановской структуре нефтенасыщенным является пласт Дkn кыновского горизонта в интервале 1960,8 – 1964,4 м. Пористость пласта по керну составляет 18,26 – 21,25%, проницаемость 33-274 мкм². Получен приток нефти дебитом 16 т/сут.

Список литературы:

1. Камышева С.Т., Аркозова Т.В. Региональные и детализационные сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) на Лагунном участке в пределах западных районов Татарстана. Казань, 1999, фонды ОАО КазНГ.
2. Васильев П.Ф., Моргунов В.И., Никитин Л.Н. Отчет о сейсморазведочных работах в западных районах Татарской АССР, Казань, 1966, фонды ОАО КазНГ, 86 с.
3. Васильев. П.Ф., Загребина А.И., Никитин Л.Н. Отчет о детальных сейсморазведочных работах методом отраженных волн на Каширской площади. Казань, 1967, фонды ОАО КазНГ, 77 с.