В пределах Зай – Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные (5-10м) поднятия широтного простирания с размерами 4,2 х 0,22 км.
Структурный план отложений среднего карбона
На структурном плане по кровле Башкирских отложений на рассматриваемой территории также четко прослеживается Шугурово-Куакбашский вал, к которому и принадлежат 302-303 залежи. С юга на север в его пределах несколько поднятий третьего порядка, которые осложнены более мелкими локальными приподнятыми участками структуры.
Наиболее приподнятое Шугуровское поднятие оконтуривается изогипсой 505м. Размеры этого участка 6,5 х 2,5-1,6 км, амплитуда более30метров. Сводная часть осложнена двумя небольшими куполами и по кровле Башкирского яруса с отметкой 500метров имеет размеры 2,0 х 2,0-1,5 км, амплитуда до 30метров.
В строну склонов структуры отмечается заметный перепад в отметках от 473 метров до 543 метров на восточном склоне (на расстояние 2,0 км) и до 512 метров на западном крыле (на 3,5 км)
На севере Шугуровского поднятие ограничивается пологой зоной прогибания с отметками более –510 метров. На юге также отмечается плавный переход в сторону Ойкинского поднятия, которые характеризуются небольшими размерами (2,5 х 1,25 м), амплитуда его порядка 5-7 м.
Сортовское поднятие, ограниченное изогипсой –510метров. В плане представляет структуру близкую к изометрической форме. В ее западной части четко выделяется локальное поднятие северо-восточного простирания. В пределах изогипсы -505метров, оно имеет размеры 3,7-0,8 км, амплитуду 17 метров. В центральной и восточной частях структуры намечается пологое залегание поверхности Башкирских пород с отметками 500-510 метров.
Здесь образуются замкнутые мало амплитудные поднятия. На северо-востоке намечается субширотная зона прогибания с отметками ниже –510 метров.
В пределах Куакбашского участка вала, в его наиболее приподнятой центральной части, на фоне общего гипсометрического понижения выделяются небольшие (0,5 –1,5 х 0,25-1,0 км) поднятие.
2.3 Стратиграфия и литология
В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской площади принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения. Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания продуктивных пластов.
Каменноугольная система – С
В пределах 302-303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольный отдел – С1
Серпуховский ярус – С1srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаратажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса -протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует электрорепер С31-12. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.
Башкирский ярус – С2bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных диаграммах этой части разреза соответствует репер С1-15.
В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 году было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.
В нижне и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.
Нефтеносность отложений нижнего карбона (залежь 303)
Серпуховский ярус
Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 году на Шугуровском месторождении. В дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.
Залежь в серпуховских отложениях до 1981 года опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть с водой и в 3 скважинах – вода.
Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.
Нефтеносность отложений среднего карбона (залежь 302)
Башкирский ярус
В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирский яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с выше рассматриваемой залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.
Залежь до 1981 года опробовали в 55 скважинах, из них в 32 получили притоки чистой нефти, в 20 – нефть с водой и только в 3 скважинах получили приток воды или воды с признаками нефти. Последние скважины, как правило, вскрыли башкирские отложения на низких гипсометрических отметках и находятся за контуром нефтеносности.
Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.
Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв.410) в северной части и -540,0 м (скв.533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров.
Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 метров.
Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.
Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.
Таблица 1
Геолого-промысловые параметры залежи 302-303
| Наименование | Залежь | |
| 302 | 303 | |
| Средняя глубина,м | 875 | 892 |
| Тип залежи | Массивная | |
| Тип коллектора | Порово-трещинный-кавернозный | |
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 256938 | 152454 |
| Общая толщина средняя, м | 10,2 | 17,2 |
| Средне взвешанная нефтенасыщенная толщина, м | 5 | 8,8 |
| Пористость , доли ед. | 0,124 | 0,141 |
| Начальная нефтенасыщенность, доли ед. | 0,758 | 0,788 |
| Проницаемость нефтенасыщенная, мкм2 | 0,086 | 0,145 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,596 | 0,663 |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 3186 | 5100 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 7,1 | 7,4 |
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды