Гидрогеологическая характеристика

1.6 Гидрогеологическая характеристика

Проводимые нами работы по выявлению гидрогеологических закономерностей и особенностей востока Русской платформы преследуют цель выяснения роли подземных вод в распределении нефтегазовых скоплений. На процессы накопления и преобразования органических соединений большое влияние оказывают подземные воды, в значительной степени своей динамикой. Она является важнейшим показателем режима подземных вод. Поэтому мы придаем очень большое значение выяснению движения вод как отдельных районов, так и всей Волго-Уральской области. Если в предыдущих главах подробно рассматривалось движение вод в отдельных районах Волго-Уральской области, то ниже оно рассматривается в основном по области в целом.

Для расчета приведенных давлений пластовых вод отдельных районов Волго-Уральской области выше применялась в основном широко используемая формула А. И. Силина-Бекчурина. Вычисления же по этой формуле для крупной области, а в ряде случаев и для отдельных районов страдают неточностью, так как условие о прямолинейном изменении плотности воды с глубиной, необходимое при расчетах по данной формуле, не выдерживается. Поэтому мы разработали специальную методику вычисления" приведенных давлений пластовых вод для крупных регионов (Г. П. Якобсон, Ю. М.Качалов» 1963)¹. С ее помощью, например, выясняется закономерность увеличения плотности воды с глубиной залегания водоносного

Установление и выражение этой гидрохимической закономерности в виде математической зависимости вообще является для многих регионов одной из основных задач при расчете приведенных давлений. Кроме того, по предложенной методике вычисление приведенных давлений пластовых вод проводится в абсолютных отметках, что способствует лучшему представлению пространственного положения напоров в бассейне и их сопоставлению с пределами распространения минерализованных и пресных вод.

Для суждения о движении подземных вод в осадочном чехле Волго-Уральской области следует проанализировать прежде всего характер динамики вод в отдельных водоносных комплексах. Представляет большой интерес ее рассмотрение по наиболее распространенным, выдержанным и нефтеносным средне-верхнедевонскому и нижнекаменноугольному комплексам. Так как эти комплексы раз-виты почти повсеместно, отличаются хорошей водопроводимостью, и большая часть остальных водоносных комплексов востока Русской платформы структурно им соответствует, то можно считать, что их динамика вполне отражает основные черты динамики вод подавляющей части всего палеозойского разреза. Средне-верхнедевонский водоносный комплекс включает верхнеживетские и пашийские отложения, состоящие в основном из терригенных пород со значительным количеством песчаников. Его подстилает региональный водоупорный комплекс, состоящий из отложений бийского и кальцео-лового горизонтов, кровлей (покрышкой) служит региональный водоупорный комплекс из глинистых погзод кыновского горизонта.

Пьезометры вод комплекса изменяются по площади его распространения от отметок близких к +400 м до -J-IOO м и менее (рис. 85, табл. 46). Высокие отметки часто приурочены к структурно-приподнятым участкам земной коры — западным склонам Урала (где они достигают максимальных величин), Тиману, Коми-Пермяцкому, Татарскому сводам и другим-структурам. В районах Верхнекамской, Мелекесской и других впадин и прогибов пьезометры имеют меньшие значения, чем в районах, примыкающих к ним положительных структур.

Общее снижение пьезометров вод комплекса в основном идет со стороны Коми-Пермяцкого свода и северной вершины Токмов-ского и Воронежского сводов в юго-восточном направлении, в сторону Верхнекамской впадины, Бирской седловины, Абдуллинской и Бузулукской впадин и далее к главной дренирующей зоне востока Русской платформы — Прикаспийской впадине (рис. 84). Можно сказать, что одной из основных особенностей напоров вод данного комплекса в юго-восточных районах является закономерное их снижение к прибортовым районам Прикаспийской впадины.

Несмотря на сравнительно небольшое количество данных по напорам вод востока Русской платформы, здесь отмечаются в пьезометрической поверхности отдельные четкие понижения и повышения.

Зона более интенсивного дренирования, выраженная соответствующим изменением напоров, прослеживается от центральных районов Татарских сводовых-поднятий в направлении южных областей Бирской седловины. Возможно, это обусловлено повышенной в этих районах трещиноватостью пород, вследствие чего здесь наблюдается более активное проявление динамики вод комплекса. На участках, обрамляющих с запада центральную и южную вершины Татарского свода (районы Чистополя, Муслюмова и др.), также, очевидно, происходит более усиленный водообмен, чем в областях, приуроченных к центральным и юго-восточным районам южной вершины Татарского свода. Юго-западнее этого свода напоры снижаются, что, очевидно, характеризует обширную по площади депрессию, зарождающуюся южнее Казанской седловины и прослеживающуюся в Мелекесской и даже Бузулукскон впадинах. Несравненно более мощная депрессионная зона, судя по напорам, выделяется на южных склонах Токмовского свода и в южной половине Рязано-Саратовской впадины. Она, очевидно, в значительной мере обусловлена системой разломов, секущих Токмовский свод с северо-востока на юго-запад.

В напорах вод комплекса отмечаются также многочисленные повышения, которые часто приурочены к валообразным структурам третьего порядка. Среди них можно назвать, например, повышения в районах Краснокамс ко-Под аз неясного и Лобановского валов, более резкое в районе Куедино-Гожанского вала, в районах Чекма-гушского, Кондринского и Серафимо-Балтаевского валов; весьма заметный максимум наблюдается на участках юго-восточного окончания Туймазинского вала и на Шкаповском валу. К числу значительных повышений пьезометрической поверхности Волго-Уральской области также относятся районы Большекинельской структуры и структур в районе Сосновки, Пилюгина — Садки, Муханова. Кикина и других.

1.7 Подсчет запасов нефти

При подсчете ожидаемых запасов нефти по площади Булак-Кемир были использованы подсчетные параметры изученного нефтяного месторождения Верблюжье, по аналогии, с которым и предполагаются залежи углеводородов на данной площади.

На площади Булак-Кемир залежи приурочены к надсолевым пермотриасовым мезакайназойским комплексом отложений.

Общие результаты геолого-геофизических исследований. Глубокого поискового бурения и испытания скважин, следует сделать вывод, что оценка запасов углеводородов в недрах площади Булак-Кемир проводится по категории С₃, так как данная площадь находится в пределах Юго-Западной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Так же в Западной части района Междуречья Волга-Урал был проведен комплекс геофизических исследовний, благодаря которым было выделено несколько локальных структур, к которым относится и данная площадь.

Запасы нефти подсчитываются объемным методом по формулам:

Q_бал = F · h · m · b_н · r_н · q (1)

Q_изв = Q_бал · h, (2)

где: Q_бал -начальные балансовые запасы нефти, тыс.тонн

F - площадь нефтегазоносности, м²;

h - среднее по залежам значение эффективной нефтенасыщенной толщины, м;

m - среднее по залежи значение открытой пористости, доли единицы;

b_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы.

r_н - плотность нефти, кг/м³;

q - пересчетный коэффициент - учитывающий усадку нефти, доли единицы;

h - конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

Запасы выветренных пород палеозойского фундамента рассматриваются по аналогии с породами фундамента месторождения Верблюжья, где была пробурена скважина №1 Верблюжья, давшая приток нефти. Пересчетный коэффициент, коэффициент открытой пористости, значение средней по залежи эффективно нефтенасыщенной толщины залежи и другие данные, необходимы для подсчета залежи были взяты из отчета по месторождению Верблюжья.

Запасы надсолевого комплекса пермо-триасового отложения по площади Блак-Кемир.

По площади Верблюжья

Fм_Z= 38732517,74 м²

Площадь Булак-Кемир подсчет по V-отражающему горизонту кровля триасовых отложений

Fм_Z= 18800 м²

hм_Z = 2,2-25,6 м

mм_Z = 30,5-33,1

b_м = 0,69

r_н = 0,86 кг/м³

h = 0,7

q = 0,3

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал1= 18800*20*31,85*0,69*0,86*0,7*0,3=1724486,4 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв2= 1724486,4*0,7=1207140,48 тонн

Площадь Булак-Кемир подсчет по III-отражающему горизонту кровля юрских отложений

Предполагаемые запасы юрских отложений обосновываются по аналогии с месторождением Верблюжьяы.

Запасы по площади Верблюжья общая площадь по юрским отложеньям

F=14224958,25 м²

h = 29 м

m = 0,16

b_м = 0,71

r_н = 0,812 кг/м³

h = 0,33

q = 0,1

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал= 14224958,25 ·29·0,16·0,812·0,71·0,1 = 3805251,44 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв= 3805251,44 · 0,33 = 1255732,55 тонн

Площадь Булак-Кемир подсчет по III-отражающему горизонту кровля юрских отложений

F=21100 м²

h = 20 м

m =31,85

b_м = 0,6

r_н = 0,86 кг/м³

h = 0,7

q = 0,3

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал2=21100*20*31,85*0,6*0,86*0,3 = 1935460,8 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв2=1935460,8*07=1354822,56 тонн

Суммарное значение запасы по двум отражающим горизонтам составляет

Q_бал1+Q_бал2=3659947,2 тонн

Следовательно

Q_изв1+Q_изв2=2561963,04 тонн