В кровле пласты-коллекторы перекрываются одновозрастными плотными глинистыми породами.

На Катергинском поднятии установлена залежь нефти литологически ограниченная с юга зоной отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 932 равна 1,6 м. ВНК проведен по результатам ГИС и опробования на абсолютной отметке минус 1119,0м.

Размеры залежи составляют 0,7•0,62 км, этаж нефтеносности равен 1,9м.

Две самые большие по площади залежи нефти (р-н скв. № 1745 и 9273) вскрыты 102 и 32 скважинами соответственно. Залежи занимают центральную часть Нурлатского вала и имеют северо-западное простирание. Значительная часть площади залежей характеризуется отсутствием пласта-коллектора.

Размеры залежей составляют 8,4•2,8 км и 5,6•1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 11,2 м и от 1,0 до 7,9 м соответственно. Различие в отметках контакта нефть-вода в западной и восточной частях залежей (от минус 1136,0 до минус 1141,0 м) может быть связано с существованием наклонного ВНК.

Однако авторы работы склоняются к версии блокового строения фундамента и образованием грабенообразных прогибов в осадочном чехле над разломами.

В процессе разбуривания Корнеевского поднятия было уточнено геологическое строение залежи нефти: пробурены четыре скважины, две из которых (скв. № 1847, 1055) вскрыли продуктивные отложения с нефтенасыщенными толщинами равными 1,2 и 12,8 м. В пределах контура нефтеносности, принятого на абсолютной отметке минус 1127 м, площадь залежи составляет 0,23 км2, высота равна-10,8 м.

В юго-восточной части месторождения установлены три залежи нефти (р-н скв. №1835, 9269, 1850) пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением. Площади небольшие, составляют 0,42; 2,0; 1,0 км2 соответственно. ВНК изменяются от минус 1116,0 до минус 1152,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 7,2 м.

Вверх по разрезу на глубине 1004 м залегают карбонатные породы башкирско-серпуховского возраста, к которым приурочены четыре залежи нефти массивного типа.

Продуктивные породы сложены переслаиванием пористо-проницаемых пород и их плотных разностей. Толщины проницаемых прослоев и их количество от скважины к скважине меняется за счет замещения плотными известняками и доломитами. Число эффективных прослоев по разрезу достигает 17, нефтенасыщенных – 10. О большой неоднородности разреза свидетельствует величина коэффициента расчлененности, равная 4,98. Средняя общая толщина отложений равна 29,0 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 6,9 м, эффективная- 12,0 м, поэтому доля коллекторов достигает лишь 0,36ед. В подошве башкирских пластов-коллекторов залегает пачка плотных карбонатных пород толщиной от 0,6 до 15,6 м.

Самая большая залежь нефти имеет вытянутую форму северо-западного простирания площадью около 50 км2. В пределах контура нефтеносности пробурены 206 скважин

Этаж нефтеносности составляет 52,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 17,6м в зависимости от положения скважины на структуре. В двух скважинах № 40 и 1804 пласты-коллекторы замещены на плотные разности известняков.

На Катергинском (р-н скв. №932), Восточно-Узеевском (р-н скв. № 920) и Проселочном (р-н скв. № 1060) поднятиях выявлены залежи нефти небольших размеров. ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 864 м. Этажи нефтеносности равны 9,7 м, 5,3 м и 25 м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 19,7 м.

Покрышкой для залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса (до 19,6 м) и в подошвенной верейского горизонта .

Выше по разрезу на глубине 958 м залегают карбонатные породы верейского горизонта, к которым приурочены три залежи нефти пластово-сводового типа. Нефтеносность данных отложений связана с пластами, индексируемыми сверху вниз как С2вр-5, , С2вр-3 и С2вр-2. Пласты С2вр-6, С2вр-4, С2вр-1 являются коллекторами лишь в единичных скважинах. Они разделены друг от друга пачками аргиллитов и глинистых алевролитов толщиной до 6,0 м.

В 42 скважинах все шесть пластов фациально замещены уплотненными и глинистыми известняками. Наиболее выдержанным по всей площади месторождения является пласт-коллектор С2вр-3 .

Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 3,2. Непосредственный контакт нефть-вода не отмечен ни в одной скважине.

Самая большая залежь нефти вскрыта 188 скважинами. Она имеет удлиненную форму северо-западного простирания. В пределах контура нефтеносности, принятого на абс. отметке минус 853,0м, размеры залежи составляют 23,2 3,5 км.

Этаж нефтеносности равен 65,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в интервале от 0,8 до 6,6м.

В северо-западной части месторождения выявлены две небольшие по площади залежи нефти на Катергинском (р-н скв. № 932) и Восточно-Узеевском (р-н скв.№ 920, 1065) поднятиях пластово-сводового типа с узкими водо-нефтяными зонами.

ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 853 м. Этажи нефтеносности равны 12,3м и 11,5м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 6,4м и 5,0-6,0м.

Покрышкой для верейских залежей служат глинисто-карбонатные пачки в верхней части верейского и подошвенной части каширского горизонтов.

Таким образом, отложения продуктивных горизонтов Нурлатского месторождения характеризуются:

- сложным строением и значительной фациальной изменчивостью;

- полным совпадением структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям и частичным с девонским;

- наличием тектонических нарушений в кристаллическом фудаменте;

- достаточно большими размерами залежей нефти;

- размывом палеоповерхности турнейского яруса на Корнеевском поднятии и увеличением толщин терригенных отложений бобриковско-радаевского возраста, в результате компенсации ими размытых карбонатных отложений.

ВНК по залежам определялись по данным опробования и ГИС. Для кыновских, бобриковско-радаевских и верейских продуктивных отложений характерен поровый тип коллектора, а для турнейских и башкирских – трещинно-поровый.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Характеристика коллекторов Нурлатского месторождения изучена по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и данным образцов керна.

Нижними по разрезу являются пласты-коллекторы До-б и До-в кыновского горизонта.

Пласт До-б представлен песчаниками и алевролитами и поэтому неоднороден по коллекторским свойствам. Песчаники коричневые и бурые от пропитки нефтью, кварцевого состава, слабо сцементированные, алевритистые, неравномерно глинистые. По данным гранулометрического анализа преобладает мелкозернистая (0,1-0,25 мм) фракция, составляющая 58,2-79,7 %. Содержание крупнозернистой алевролитовой фракции составляет 3,6-25,5 %, пелитовой- 2,4-35,4 %. Тип цемента контактовый, а также пойкилитовый. Состав цемента различен: наряду с глинистыми минералами присутствует сидерит.