По отражающему горизонту I размеры и конфигурация структуры сохраняются, амплитуда уменьшается до 15 м. По отражающему горизонту III на месте структуры отмечается моноклинальное погружение.

3.3 Нефтегазоносность

Иньвинская разведочная площадь находится в Висимской впадине, приурочена к бортовой зоне Камско-Кинельской системы, где перспективны на нефть все региональные нефтегазоносные комплексы Пермского Прикамья. Промышленная нефтеносность на соседних с Иньвинской площадью месторождениях - Майкорском и Чермозском установлена только в яснополянских отложениях.

Визейские терригенные отложения в данном районе имеют общую толщину от 40 м до 50 м. Коллекторами нефти являются песчаники и алевролиты, толщина которых колеблется от нескольких метров до 26 м. Коллекторские свойства их также очень изменчивы: средняя пористость изменяется от 11 до 22%, проницаемость находится в пределах 0,008-0,333 мкм

Из-за резкой изменчивости коллекторских свойств пластов залежи, приуроченные к ним, относятся к пластовым сводовым литологически экранированным. Площадь залежей небольшая от 0,9 км2 до 8,9 км2, высота 3,6 м - 18 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 м до 3,1 м. Коэффициент заполнения ловушек находится в пределах 20-75%.

Притоки нефти по скважинам составляют от 9,1 т/с до 64,5 т/с на штуцере 5 мм.

Нефть по плотности относится к средним (0,873-0,893 г/см3), по содержанию серы к сернистым (1,78%) и высокосернистым (2,13%) от 13 сп до 32,6 сп. Нефть слабо газонасыщена (12-17 м3т).

Кроме вышеописанной визейской терригенной толщи, основного объекта для поисков нефти в данном районе, заслуживают интерес и другие отложения в разрезе осадочного чехла Палеозоя.

В нижнепермских отложениях на многих площадях глубокого и структурного бурения поблизости от Иньвинской площади, в том числе на Майкорском и Чермозском местороздениях, отмечены нефтепроявления различной интенсивности: от битумов и слабых нефтепроявлений до равномерно насыщенных прослоев известняков.

Комплекс очень слабо изучен.

В среднекаменноугольном комплексе в пределах Висимской впадины нефтепроявления отмечаются на всех разведочных площадях. При опробовании этих отложений получен непромышленный приток нефти на Кассибском месторождении, в скважине 2 в интервале 1420-1503 м пластоиспытателем получено за 60 минут 3 м3 нефти.

В терригенной толще девона в Висимской впадине различной интенсивности нефтепроявления установлены в керне на Чермозской, Восточно-Майкорской и Тузимской площадях. Ближайшие промышленные залежи нефти в данном комплексе выявлены на Чердынском месторождении на север от Иньвинской площади и на юге -Кузнецовском и Полазненском.

В пределах Инъвинской площади в настоящее время подготовлено к глубокому бурению четыре поднятия: Иньвинское, Безгодовское, Рябовское,

Запольское. По этим поднятиям подсчитаны ресурсы нефти категории С3 только по и. окскому и кошминскому надгоризонтам, как наиболее изученному в данном районе, и лишь на Рябовском поднятии подсчитаны ресурсы по башкирскому и турнейскому ярусам.

Все остальные перспективные на нефть нефтегазоносные комплексы необходимо при бурении и освоении глубоких скважин детально изучать с целью выявления в них возможных скоплений нефти.

3.4 Гидрогеология

Иньвинская площадь расположена на восточной окраине Волго - Камского артезианского бассейна II порядка.

Ближайшая Майкорская площадь в гидрогеологическом отношении практически не изучена. Кроме того, были использованы данные структурного бурения на Новочураковской площади.

Региональным водоупором, разделяющим нижнюю и верхнюю зоны, является доломито-ангидритовая толща кунгурского яруса с прослоями каменной соли. Толщина его 120-140 м.

Глубина залегания подошвы пресных вод у п. Майкор достилает 171 м, в остальной части площади до 100 м.

Характерной особенностью верхней зоны на данной площади является значительная глинистость разреза. Она обуславливает незначительную водообильность, небольшой модуль подземного стока, спорадическое распространение подземных вод и повышенное содержание натрия. На небольших участках со смешанным и песчаным типом разреза встречаются родники с повышенным дебитом воды. Малая мощность, отсутствие выдержанных водоупоров, слабая водообильность, неглубокое залегание уровня воды, способствующее легкому загрязнению, отсутствие водообильных зон позволяют считать водоносные комплексы в четвертичных и казанских отложениях бесперспективными для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Подземные воды шешминского водоносного комплекса, циркулирующие ниже местного эрозионного вреза, отличаются разнообразием химического состава и минерализации. В пределах водораздельных пространств преобладают воды НС03 -Na и НС03-Na-Ca(Mg) состава с минерализацией до 1 г/л, воды - С04-НСО3-Na-Са и SO4-Са состава с минерализацией до 3 г/л - в устьевых частях р. Иньвы, на глубине свыше 140 м вскрыты Cl- SO4-На и С1-Na воды с минерализацией до 5 г/л. Преобладание Na и SO4 объясняется глинистостью и загипсованностъю разреза.На восточной окраине площади в данном водоносном комплексе выделена водообильная зона суммарным дебитом 3,3 л/с. На остальной части площади небольшие ресурсы ограничивают использование подземных вод для целей крупного хозяйственно-питьевого снабжения. Сведения о воде Соликамских отложений отсутствуют.

В гидрогеологическом отношении район работ очень слабо изучен.

В нижнепермских отложениях наблюдаются зоны с повышенными напорами, в водах комплекса присутствует водо-растворенный сероводород, закрытость комплекса - удовлетворительная.

Наиболее благоприятными условиями для сохранности залежей углеводородов по гидрогеологическим показателям обладают башкирский и нижне-средневизейский комплексы. В верхнедевонско-турнейском и средне-верхнедевонском комплексах предполагается некоторое снижение показателей закрытости.

По содержанию йода и брома подземные воды всех газонефтеводоносных комплексов относятся к категории промышленных. Геотермический градиент в этом районе от 1,3 до 1,5°С/100 м [10].

Зависимость температуры от глубины залегания пластовых флюидов описывается уравнением

Т =0,0135 х Н +4,7

В целом, в данном районе установлена достаточно хорошо выраженная гидродинамическая и гидрохимическая зональность.

Пластовые давления могут быть рассчитаны в зависимости от залегания водоносных толщ.

ГЛАВА 4 Методика и объем проектируемых работ

4.1 Цели и задачи поисково-оценочного бурения

Обоснованием для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади является:

1. приуроченность площади к восточной окраине Верхне-Камской впадины и к бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, являющихся одним из основных направлений геологоразведочных работ.

2. наличие на Рябовской площади локального поднятия подготовленного под глубокое бурение сейсморазведочными работами, достоверными для данного района методами.

3. Расположение Рябовского поднятия в пределах Иньвинской площади по соседству с открытыми месторождениями, что даёт возможность при получении положительных результатов быстро ввести в эксплуатацию открываемые залежи.