2.4 Стратиграфия.

Вскрытые на площади мезозойские отложения содержат несколько региональных разломов, в результате чего в разрезе отсутствуют средний и верхний отделы триаса, кимериджский ярус верхней юры, готерив-валанжинский ярус нижнего мела, почти полностью верхний отдел мела. Полностью отсутствуют также отложения неогена.

Разрез заканчивается отложениями неогена и четвертичными.

В тектоническом отношении Белокаменное месторождение расположено в зоне развития верхнефранско-нижнефаменских барьерных рифов. В связи с этим, нефтяная залежь приуроченная к двухкупольной рифогенной постройке, вытянутой в северо-восточном направлении, имеет ассиметричное строение: крутое западное и северо-западное крыло поднятия обращено в сторону более глубокой части древнего палеоморя, а юго-восточное, восточное и северное замыкание поднятия более пологое. Покрышкой ловушки служат плотные и доломитизированные известняки переменной толщины, которые по геофизическитм признакам включают проницаемые, благодаря трещиноватости, интервалы. Однако исследования Абрамова В.А. [14 и Лихого Н.Д. [19] показали надежность покрышки, по крайней мере, при начальных гидродинамических условиях.

Представления о строении залежи и, в частности, структурные построения, за период разработки месторождения претерпели ряд изменений. Последовательное бурение скважин вдоль западного крыла - скв.№№ 17, 18, 53, 69, 24 показало смещение гребневой части рифогенной постройки в западном направлении и соответствующее расширение площади нефтеносности. В связи с этим, конечные границы залежи возможно уточнятся в дальнейшем по завершению интерпретации результатов речной сейсмики и дополнительного бурения. В настоящей работе в качестве основы геологической модели использована структурная карта кровли резервуара из последнего подсчета запасов нефти Белокаменного месторождения (02.2001 г.), выполненного НЦ «Саратовнефтегаз» и утвержденного ЦКЗ МНР. Структурная карта представлена на рис.2.2. Залежь массивного типа, этаж нефтеносности при абс. отметке начального водонефтяного контакта - 3557 м и наименьшей глубине залегания кровли продуктивной толщи - 3373 м (скв.№53) составляет 184 метра. Размер залежи 5x2 км.

Режим залежи в начальной стадии разработки оценивался как упруго-замкнутый. Об этом свидетельствовало быстрое снижение пластового давления (на локальных участках на 9-10 МПа) и отсутствие воды в скважинах перфорированных близко к водонефтяному контакту (скв.№5). Однако в дальнейшем было отмечено внедрение законтурных и подошвенных вод, особенно, в северной части месторождения. Здесь пластовая вода обнаружена (по ИННК и по опробованию) в ранее не разрабатывавшихся и не подверженных влиянию закачки интервалах в скв.№№55, 59, 71, 28. Таким образом, в настоящее время режим залежи рассматривается как упруго-водонапорный.

На 1.07.2001 г. на площади пробурены 54 скважины. Только одна из них -скважина №3 оказалась за контуром нефтеносности. Одна скважина - №25 имеет горизонтальный забой. В остальных скважинах выполнен комплекс ГИС, позволяющий выделить эффективные толщины и определить параметры пластов. Выделение эффективных толщин осуществлялось по количественному критерию. При подсчете запасов нефти нижний предел пористости коллекторов определен на уровне 2,5%. Глубины, отметки, толщины и параметры пластов и пропластков по скважинам иллюстрируются схематическими колонками (приложение №1). На продольном и поперечных профилях видно внутреннее строение залежи (рис.2.3, 2.4, 2.5). На представленных профильных разрезах видно, что внутреннее строение продуктивной толщи на значительной части поднятия, особенно, в северной и восточной частях, имеет слоистый характер, что соответствует склоновым отложениям разрушенного рифа. При этом множество выдержанных и невыдержанных пропластков с изменяющимися свойствами, чередуясь с уплотненными интервалами, образуют связанную гидродинамическую систему. Кроме того, развитая трещиноватость улучшает сообщаемость локальных участков и пластов между собой.

Залежь нефти приурочена к верхней пачке евлано-ливенских отложений, которые на полную толщину в своих стратиграфических границах вскрыты только в скв.№2. В остальных скважинах вскрывалась, в основном, нефтеносная залежь разреза. Поэтому для характеристики толщин продуктивной пачки (табл.2.1) использованы фактически вскрытые толщины по скважинам. При этом среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины - 71,1 м несколько отличается от принятой величины при подсчете запасов нефти (66,7 м), так как последняя расчитана не по скважинам, а как средневзвешанная по всему объему залежи. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представлена на рис.2.6. В общих чертах эта карта повторяет структурную карту по кровле резервуара, что свидетельствует об относительно равномерном распределении доли эффективной толщины в общей толщине продуктивной пачки. Распределение эффективных толщин по разрезу также имеет, преимущественно, равномерный характер. Однако интервалы не включенные в эффективную толщину, как отмечалось, нельзя рассматривать как абсолютно изолирующие прослои, так как они содержат сеть микротрещин, обеспечивающих взаимосвясь пластов, отнесенных к неэффективным толщинам. Поэтому представленную в табл.2.3 оценку коэффициента расчлененности следует рассматривать как условную.