Геологическое обоснование постановки поисково-оценочного бурения в пределах Краснобойцовской структуры

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В качестве объекта для написания курсовой работы была взята Краснобойцовская структура, которая находится в Иргизском прогибе, в зоне сочленения с Клинцовской вершиной Пугачевского свода и западным бортом Бузулукской впадины, как показано на рисунке 1. В системе нефтегазогеологического районирования Краснобойцовская структура относится к Бузулукской нефтегазоносной области (НГО) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). Волго-Уральская НГП наибольшую роль в добыче нефти и газа играла в 70-е годы прошлого века, когда на нее приходилось 70% добычи нефти в СССР. Несмотря на снижение добычи, она и в настоящее время остается важной нефтедобывающей провинцией России, занимая 2-ое место после Западной Сибири. На нее приходится более 20% общей добычи России. К 2009-2010 гг. в провинции открыто около 1400 месторождений.

Целью написания курсовой работы является обоснование постановки поисково-оценочного бурения в пределах Краснобойцовской структуры.

Задачи:

- сбор геолого-геофизического материала

- изучение геологического строения разреза и тектонического развития территории в пределах изучаемого месторождения

- изучение основных нефтегазоносных комплексов территории

- анализ собранных материалов

- рекомендации на заложение поисково-оценочного бурения

- построение профильного разреза по профилю 030192

- дополнение проектного литолого-стратиграфического разреза

В административном отношении Краснобойцовская структура расположена в пределах Саратовской области, Перелюбского района, в 20км к западу от ст. Ново-Перелюбской Куйбышевской железной дороги, как это показано на рисунке 1.

Гидрографическая сеть образована притоками рек Сестра, Сухой Камелик и Большой Иргиз и большим количеством водоемов искусственного происхождения (пруды - Семыкин, Осиновый, Ямки и др). Притоки в засушливый летний период практически пересыхают.

Климат умеренно-континентальный, с холодной, продолжительной зимой и жарким летом. Средняя температура января минус 9єС, средняя температура июля составляет 23єС. Среднегодовая сумма осадков -- около 460 мм. Влажность воздуха в среднем за год составляет около 70 %.

Рельеф слабо увалистый, осложненный долинами рек, крупными балками и оврагами. Средняя высота Сыртовой равнины от 80 до 100 м, встречаются отметки свыше 120 и ниже 25 м. Территорию района дренируют реки Большой Иргиз, Малый Иргиз, Камелик, Малая Чалыкла и их притоки. В балках и на малых реках построены пруды и водохранилища.

Ближайшие наиболее крупные месторождения: Железнодорожное, Кустовское.

Рисунок 1 - Обзорная карта района. Масштаб 1:500000

1. Геолого-геофизическая изученность

В период с 1939 по 1959 гг. на территории Саратовской области была проведена крупномасштабная геологическая съемка. Геологической съемкой, применявшейся с целью выявления локальных поднятий, были закартированы все районы с удовлетворительной обнаженностью мезозойских пород. В пятидесятые годы все большее применение находит структурное бурение. В правобережных районах структурное бурение проводилось преимущественно на мезозойские реперы, с целью подтверждения данных геологической съемки и выявления новых структур.

Гравиметрические исследования Саратовской области производились с 1928 по 1955 г. Этим методом изучена вся территория Саратовской области и составлены сводные карты аномалий силы тяжести для всей области, которые использовались при определении направлений геолого-поисковых и разведочных работ.

Пятидесятые годы характеризуются возрастающим значением геофизических методов и, главным образом, сейсморазведки для картирования каменноугольных отложений.

Работы по изучению геологического строения района Краснобойцовской структуры выполнялись в рамках единых проектов по Черемушкинскому и Кожевскому участкам. За время действия лицензий и составления Зонального проекта на Черемушкинском и Кожевском лицензионных участках (где находится рассматриваемая структура) силами ОАО «Самаранефтегеофизика» выполнены сейсмические исследования МОГТ 2Д суммарно по двум участкам выполнены в объеме 1504 пог.км.- 238,7% от общего объема лицензионных обязательств (630 п.км.) согласно действующих с 1998 г. лицензионных соглашений (ЛС) [1].

По результатам геофизических работ в 2000-2004 годах пробурено 5 поисковых скважин - первооткрывательниц - скв.1п на Кожевском участке и 4 скважины - 10п, 12п, 11п, 13п на Черемушкинском участке, всего открыто 5 месторождений углеводородов. В процессе пробных откачек и пробной эксплуатации трех скважин в 2005-2006 годах добыто 13 тыс.т. жидких углеводородов, данные скважины 1п, 11п, 13п после ликвидации осложнений и ремонта в 2008-2009 годах введены в консервацию. На 01.01.2010 все 5 скважин в консервации. С начала геологоразведочных работ проходка поисковых скважин составила по двум участкам по пяти пробуренным скважинам 17216 м.

В результате выполненных сейсморазведочных работ по двум лицензионным участкам подготовлено к поисковому бурению 14 структур. Суммарный объем перспективных ресурсов углеводородов категории С₃ по 14 структурам, подготовленным к поисковому бурению сейсморазведкой 2Д, согласно паспортов и дополнений к ним составлял: 16146 / 5374 тыс.т. нефти, 1093 млн. м³ газа попутного, 1849 млн. м³ газа природного, 979 / 488 тыс. т конденсата - всего извлекаемых 8,8 млн. тонн нефтяного эквивалента (ТНЭ). Полученные результаты явились следствием выполнения следующих геолого-геофизических исследований [1].

В 1996 г. были выполнены (Бондаренко В.В.) аэрокосмические исследования и составлены геологические профили по территории Черемушкинского, Кожевского и Северо-Пригорского лицензионных участков. В результате работ была выделена серия линеаментов субмеридианального простирания. Данные дешифрирования были сопоставлены с результатами газогеохимической съемки. Лицензионная территория была районирована по степени перспективности на основе морфоструктурного анализа и степени неотектонической активности с привязкой к Тепловскому, Даниловскому и Южно-Первомайскому месторождениям нефти, газа и газоконденсата.

В 1996-1997 годах (Гончарова О.П., Михайлов В.А., Саратовская геофизическая экспедиция) была выполнена переобработка и переинтерпретация материалов МОГТ с целью уточнения геологического строения южной части Черемушкинского и Кожевского лицензионных участков. Было уточнено строение девяти приподнятых зон по горизонтам девона и карбона: Северо-Черемушкинской, Черемушкинской, Южно-Черемушкинской, Кустовской, Кожевской, Южно-Тепловской, Северо-Кожевской, Южно-Сентябрьской и Южно-Кожевской; выявлены антиклинальные перегибы по отдельным сейсмическим профилям. Выделены целевые сейсмические отражающие горизонты, по комплексу признаков положительно оценена нефтегазоностность отложений среднего и верхнего девона и нижнего карбона.

В 1998-1999 годах ОАО "Самаранефтегеофизика" с/п 3/98 были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2Д в объеме 380 пог. км на Кустовской площади (Черемушкинский лицензионный участок) и Кожевской площади (Кожевский лицензионный участок) и переобработаны материалы прошлых лет в объеме 394 пог. км.

В результате интерпретации полученных данных, выполненной в 1999 г. ООО НПФ "Недра Сервис", построены: структурная схема поверхности кристаллического фундамента и структурные карты масштаба 1:25000 по основным отражающим горизонтам. Северо-Кожевская, Кустовская и Анинская структуры подготовлены к поисковому бурению и на них выданы паспорта.

В результате поисковых геологоразведочных работ на прилегающих площадях открыты месторождения нефти, газа и конденсата. В непосредственной близости расположены Тепловское, Рахмановское, Даниловское, Южно-Первомайское, Западно-Степное, Западно-Вишневское, Разумовское, Таловское месторождения.

Основные перспективы нефтегазоносности в районе связаны с отложениями карбонатно-терригенного комплекса девона и нижнего карбона [2].

В период с 1998 по 2003 год сейсморазведочные работы МОГТ в пределах Кожевского и Черёмушкинского лицензионных участков проводились партией ОАО “Самаранефтегеофизика”.

Работы выполнялись в 4 цикла на Кожевской, Аннинской, Черемушкинской и Юловской поисковых площадях. В результате этих работ впервые на участке протрассированы грабенообразные прогибы северо-восточного направления. Последние, по всей вероятности, девонские грабенообразные прогибы (ДГП), имеющие продолжение на территории Самарской области, которые имеют поисковое значение.

На Кожевском лицензионном участке выявлены две новые структуры - Северо-Кожевская IV, как западное осложнение Северо-Кожевского террасовидного поднятия, и Овчинская. К поисковому бурению было подготовлено пять структур: Северо-Кожевская, Южно-Тепловская, Центрально-Кожевская, Южно-Кожевская и Овчинская.

В 1999г. в НВНИИГГ выполнен прогноз физических и емкостно-фильтрационных параметров разреза по данным сейсморазведки МОГТ 2D, методика ВЛП и построены литолого-формационные модели девонских осадочных комплексов на Черемушкинском и Кожевском лицензионных участках (Скорнякова Е.Г. и др., НВНИИГГ, 1999). Построены схемы развития физических и емкостно-фильтрационных параметров коллекторов пашийского, ардатовсого и воробьевского горизонтов. С целью оптимизации заложения поисковых скважин оконтурены зоны ухудшенных коллекторских свойств в песчаных пачках.

В 2000г. НВНИИГГ выполнена комплексная интерпретация материалов сейсморазведки и электроразведки ЗСМП по методике «СЭВР». В пределах Северо-Кожевской структуры по совмещенным профилям - сейсмическому 26593-05 и электроразведочному 26595-06, а также сейсмическому 4491-33 и электроразведочному 26595-07 прогнозировались совпадающие в плане зоны возможного скопления УВ в основании нижне-каменноугольного и в среднедевонском отделах.

В результате сейсморазведочных работ 1998-2003 годах на Черемушкинском участке выявлено два новых поднятия - Краснобойцовское и Яружское, уточнено строение семи ранее выявленных - Восточно-Черёмушкинского, Южно-Черёмушкинского, Кустовского, Железнодорожного, Аннинского, Центрального, Кожевского. Пять структур - Кустовская, Железнодорожная, Яружская, Кожевская, Северо-Кожевская были подготовлены к глубокому поисково-разведочному бурению. На них первыми скважинами открыты месторождения. Бурение глубоких поисковых скважин за западной границей Черёмушкинского лицензионного участка на Рахмановской площади выполнено в 1958-1964 гг., получены притоки нефти и газа, что подтверждает высокие перспективы данного участка в нефтегазоносном отношении и удовлетворительное качество всех выполненных ранее целевых работ. Семь выявленных ранее поднятий по периферии участка остались не доизученными сейсморазведкой.

В 2011 г. в НВНИИГГ выполнены электроразведочные ЗСБ (зондирование становлением поля в ближней зоне) на Черемушкинском и Кожевском лицензионных участках с целью выявления и оконтуривания в палеозойском интервале разреза перспективных объектов и их ранжирования по очередности ввода в поисково-разведочное бурение (Соколова И.П. и др., НВНИИГГ, Саратов. 2011г.) В результате выполненных работ, по совокупности сейсмогеоэлектрических признаков наиболее привлекательным для заложения поисково-разведочных скважин авторы считают Центрально-Кожевское, Овчинское и юго-западный купол Северо-Кожевского поднятия (пересечение профилей №1 и 4), где существует вероятность вскрытия продуктивных пластов, как в девонском, так и в каменноугольном интервалах осадочного чехла.

Также в 2011 г. ОАО «Самаранефтегеофизика» выполнены работы по переобработке и переинтерпретации данных сейсморазведки МОГТ-2Дв пределах Черемушкинского и Кожевского лицензионных участков, где находится исследуемая - Краснобойцовская структура. В процессе выполения работ произведены:

- переобработка сейсмических материалов в объеме 600 пог.км. Комплексная интерпретация сейсмического материала в объеме 1100 пог.км и данных ГИС глубокого бурения.

- намечена серия грабенообразных прогибов как северо-западной, так и северо-восточной ориентации.

- в пределах исследуемой территории прослежены, очевидно, юго-западные продолжения Ломовского и Пиненковского девонских грабенообразных прогибов.

- уточнено строение и подтверждено наличие закартированных ранее поднятий.

- к первоочередным объектам для постановки глубокого бурения отнесены Краснобойцовская, Юловская, Черемушкинская, Центрально-Кожевская, Фоминская структуры.

- даны рекомендации на выполнение дополнительных сейсмических исследований МОГТ-2Д в объеме 220 пог.км сейсмических профилей.

Параметрическое бурение на участке не проводилось.

Таким образом, в настоящее время Черемушкинский и Кожевский ЛУ можно охарактеризовать как территорию средней степени изученности с законченным региональным этапом и, в основном выполненным объемом детальных сейсмических работ.

По результатам переобработки сейсмических данных прошлых лет были уточнены структурные построения и подготовлены дополнения к паспортам на следующие 10 локальных структур: Молодежная, Овчинская, Северо-Кожевская, Краснобойцовская, Фоминская, Центрально-Кожевская, Черемушкинская, Южно-Кожевская, Южно-Тепловская, Юловская.

Таким образом Краснобойцовская структура выявленная в 1998-2003 годах, после проведения дополнительных сейсморазведочных работ является подготовленной для проведения поисково-оценочного бурения.

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Краснобойцовской структуре принимают участие породы архейской акротемы; девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, неогеновой и четвертичной систем. Строение осадочного чехла, показано на приложении А.

Архейская акротема - АR

Самые древние породы отнесены к архейской акротеме. Они представляют верхнюю часть кристаллического фундамента, сложенную гранито-гнейсами серыми до темно-серых, крупнокристаллическими, с включениями граната красного цвета и темноцветных минералов. Вскрытая толщина на соседних площадях 28 м.

Палеозойская эратема

Девонская система - D

Средний отдел - D₂

Эйфельский ярус

Вскрытый на соседних площадях разрез представлен эйфельским ярусом, который в свою очередь включает нерасчлененные бийский, клинцовский, мосоловский и черноярский горизонты.

Отложения эйфельского яруса со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на эродированной поверхности кристаллического фундамента, представлены чередованием песчаников и аргиллитов.

Толщина 24-59 м.

Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт

Воробьевский горизонт (D₂vb), представлен двумя терригенными и разделяющей их карбонатной частями. Нижняя терригенная толща горизонта представлена неравномерным чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, алевролиты серые, аргиллиты темно-серые. Карбонатная часть горизонта сложена известняками глинистыми, серыми, темно-серыми, мелкокристаллическими.

В кровле горизонта залегает пачка аргиллитов серых, темно-серых с коричневым оттенком тонкослоистых, с прослоями песчаника темно-серого.

Толщина 32-38 м.

Ардатовский горизонт (D₂ar) состоит из терригенной и карбонатной частей.

Нижняя терригенная часть горизонта сложена аргиллитами серыми и темно-серыми, слоистыми, с тонкими прослоями песчаников серых, кварцевых, тонко- и мелкозернистых, и алевролитов светло-серых, кварцевых.

Карбонатная часть горизонта представлена известняками светло-серыми, скрыто-мелкокристаллическими, трещиноватыми.

Толщина 54-69 м.

Муллинский горизонт (D₂ml) сложен преимущественно аргиллитами темно-серыми, тонкослоистыми, средней крепости. Встречаются тонкие прослои алевролита кварцевого, серого.

Толщина 22-36 м.

Верхний отдел-D₃

Представлен франским и фаменским ярусами

Франский ярус

Представлен в полном объеме нижним, средним и верхним подъярусами. Нижний включает пашийский и тиманский нерасчлененные горизонты, средний представлен нерасчлененным саргаевским и семилукским горизонтами, в верхнем подъярусе выделяют петинский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты.

Нижний подъярус

Надгоризонт Коми

Пашийский и тиманский горизонты (D₃tm-љ) представлены чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, тонкозернистые. Аргиллиты голубовато-серые, горизонтально слоистые. Алевролиты светло-серые, кварцевые, плотные.

Толщина 40-63 м.

Средний подъярус

Российский надгоризонт

Семилукский и саргаевский горизонты (D₃sm-sr) представлены известняками светло-серыми и серовато-коричневыми, мелкокристаллическими, крепкими, мелкокавернозными, а также органогенно-обломочными.

Толщина 40-41 м

Верхний подъярус

Донской надгоризонт

Петинский горизонт (D₃pt) в подошвенной части горизонт сложен чередующимися аргиллитами серыми до черных, тонкокосослоистыми, алевролитами светло-серыми, кварцевыми, плотными и крепкими и песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми.

Средняя часть разреза представлена преимущественно мергелями серыми и темно-серыми, слабо доломитистыми. Верхняя часть сложена известняками серыми, темно-серыми, скрыто- и мелкокристаллическими, доломитизированными, с прослоями аргиллитов темно-серых, известковистых.

Толщина 133-143 м

Воронежский горизонт (D₃vr) представлен чередованием известняков, мергелей и аргиллитов. Известняки серые, темно-серые, коричневато-серые, скрытокристаллические, пелитоморфные, плотные, иногда доломитизированные. Мергели слабо доломитистые. аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие.

Толщина 34-85 м

Евлановский и ливенский горизонты (D₃ev-lv) сложены известняками серыми и темно-серыми, тонкозернистыми до пелитоморфных, глинистыми, доломитизированными, средней крепости, с прослойками аргиллитов черных, известковистых.

Толщина 95-142 м

Фаменский ярус

Представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов. Нижний подъярус включает задонский и елецкий горизонты, средний-лебедянский и данковский горизонты, верхний - представлен заволжским надгоризонтом.

Нижний подъярус

Задонский (D₃zd) и елецкий горизонты (D₃el) представлены в основании известняками кремовыми, пелитоморфными, микротрещиноватыми. Выше по разрезу - известняками коричневыми и темно-коричневыми, от тонкокристаллических до пелитоморфных, с тонкими прослоями зеленовато-серого глинистого материала. Перекрываются известняками, серыми и коричневато-серыми, органогенно-детритовыми, тонкотрещиноватыми, средней крепости, выше залегают доломиты светло-серые, серые и светло-коричневатые, средне- и крупнокристаллические, слабоизвестковистые, средней и слабой крепости.

Толщина 125-140 м

Лебедянский (D₃lb) и данковский горизонты (D₃dn) разрез составляют в основании доломиты светло-серые, серые и светло-коричневатые, средне- и крупнокристаллические, слабоизвестковистые, средней и слабой крепости. Перекрываются известняками светло-серыми и коричневато-серыми, тонкокристаллическими до пелитоморфных, микротрещиноватыми.

Толщина 186-187м

Заволжский надгоризонт (D₃zv) представлен известняками светло-серыми, органогенно-детритовыми, пелитоморфными. трещиноватыми. В кровле выделяется пачка глинистых известняков.

Толщина 92-93 м

Каменноугольная система - C

Нижний отдел - С₁

Выделяется в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус

Выделяется в объеме гумеровского, малевского и упинского нерасчлененных горизонтов нижнего подъяруса, черепетского и кизеловского нерасчлененных горизонтов верхнего подъяруса.

Нижний подъярус

Ханинский надгоризонт

Гумеровский, малевский и упинский горизонты (С1gm-ml-up) сложены известняками серыми, реже коричневато-серыми, тонкокристаллическими с прослоями аргиллитов голубовато-серых, серых, известковистых.

Толщина 56-65 м.

Верхний подъярус

Шуриновский надгоризонт

Черепетский и кизеловский горизонты (C₁иp-kz) сложены известняками светло-серыми, мелко- и среднекристаллическими, средней крепости, плотными.

Толщина 43-49 м

Визейский ярус

Представлен кожимским надгоризонтом в составе косьвинского, радаевского и бобриковского нерасчлененных горизонтов. Перекрывается окским надгоризонтом в составе тульского, алексинского, и нерасчлененных михайловского и веневского горизонтов.

Нижний подъярус

Кожимский надгоризонт

Косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты (C₁ks-rd-bb) горизонты представлены аргиллитами темно-серыми и темно-бурыми до черных, тонко-микрослоистыми, слабодислоцированными, с прослоями песчаников, кварцевых, мелкозернистых.

Толщина 24-29 м

Верхний подъярус

Окский надгоризонт

Тульский горизонт (С₁tl) в основании горизонта известняки светло-и темно-серые, плотные, крепкие. Верхняя часть горизонта сложена аргиллитами темно-серыми, средней крепости, с подчиненными прослоями известняков коричневых, мелко- и среднекристаллических.

Толщина 46-58 м

Алексинский горизонт (С₁al) сложен известняками серыми до светло-коричневых, мелкокристаллическими, доломитовыми, микротрещиноватыми с прослоями доломитов и ангидритов в нижней части.

Толщина 50-55 м

Михайловский и веневский горизонты (С₁mh-vn) представлены известняками и доломитами. Известняки белые, бежевые, коричневато-светло-серые и серые, разнокристаллические, с прослоями ангидритов. Доломиты серые, разнокристаллические, известковые, с прослоями ангидритов.

Толщина 130-152 м

Серпуховский ярус

Выделяется в составе тарусского, нерасчлененных стешевского и протвинского горизонтов.

Тарусский горизонт (С₁tr) представлен так называемыми «покровскими глинами» - аргиллитами серыми и темно-серыми, слоистыми, средней крепости.

Стешевский и протвинский горизонты (С₁st-pr) в нижней части залегают доломиты белые и светло-коричневые, мелко-тонкокристаллические до крупнокристаллических, слабоизвестковистые, с прослоями аргиллитов темно-серых до черных. В верхней части разреза - известняки белые, иногда доломитистые, средней крепости, микротрещиноватые, кавернозные.

Толщина 191-194 м

Средний отдел - С₂

Породы среднекаменноугольного возраста выделены в объеме башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус

Выделяются аксынбашский и архангельский подъярусы. Аксынбашский подъярус представлен прикамским горизонтом, архангельский подъярус - мелекесским горизонтом.

Аксынбашский подъярус

Прикамский горизонт(С₂pk) сложен известняками белыми, средне- и крупнодетритовыми, трещиноватыми и известняками беловатыми со слабым коричневатым оттенком, доломитистыми, слоистыми, плотными.

Толщина 74-121 м

Архангельский подъярус

Мелекесский горизонт (C₂mk) представлен чередованием аргиллитов серых до черных, тонкослоистых и известняков серых, тонкокристаллических, сильно глинистых, алевритистых.

Толщина 59-60 м.

Московский ярус

Верейский подъярус

Верейский горизонт (C₂vr) представлен аргиллитами серыми, средней и слабой крепости, с подчиненными прослоями алевролитов кварцевых и песчаников.

Толщина 60-72 м.

Каширский подъярус

Каширский горизонт (С₂kљ) в нижней части сложен известняками светло-серыми, средней крепости, пористыми с редкими прослоями аргиллитов и песчаников. Выше по разрезу известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, тонкокристаллическими, слабодоломитистыми, средней крепости.

Толщина 145-150 м

Подольский подъярус

Подольский горизонт (С₂pd) представлен известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, органогенно-обломочными, слабодоломитистыми, средней крепости.

Толщина 151-156 м

Мячковский подъярус

Мячковский горизонт (С₂mи) представлен известняками и доломитами серыми, темно-серыми, плотными, мелкокристаллическими.

Толщина пород 192-207 м

Верхний отдел - С₃

Касимовский и гжельский ярусы

Сложены преимущественно карбонатными породами - известняками темно-серыми, мелкокристаллическими, в верхней части с глинистыми пропластками и в подчиненном количестве, доломитами светло-коричневыми, мелкокристаллическими, трещиноватыми.

Толщина 212-229 м

Пермская система - Р

Представлена приуральским, биармийским и татарским отделами.

Приуральский отдел

Несогласно залегает на породах верхнего карбона. Присутствует в объеме ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов. По литологическому составу нижний отдел отчетливо делится на три пачки - карбонатную, карбонатно-сульфатную и карбонатно-сульфатно-солевую.

Нижняя карбонатная пачка выделяется в объеме ассельского и сакмарского ярусов. Представлена преимущественно органно-обломочными известняками и доломитами.

Толщина пачки 173-177 м

Средняя карбонатно-сульфатная пачка, стратиграфический объем которой - артинский ярус и филипповский горизонт кунгурского яруса - несогласно залегает на подстилающих породах и представлена переслаивающимися известняками, доломитами и ангидритами.

Толщина пачки 138-188 м

Верхняя карбонатно-сульфатно-солевая пачка представлена иреньским горизонтом кунгурского яруса и уфимским ярусом. Сложена преимущественно ангидритами серыми, мелкокристаллическими, с прослоями гипсов белых и доломитов, галитом с включениями калийных и калийно-магнезиальных солей, с прослоями доломито-ангидритовых пород. В верхней части разреза (уфимский ярус) - переслаивание доломитов и пестроцветных глин. Толщина пачки 199-273 м.

Биармийский отдел

Представлен казанским ярусом

Казанский ярус (Р₂kz) нижняя часть яруса представлена известняками глинистыми. Средняя часть яруса представлена гидрохимической свитой - ангидритами голубовато-серыми. Верхняя часть яруса представлена известняками сосновской свиты - серыми, скрытокристаллическими, с прослоями серых доломитов.

Толщина пород - 132-158 м

Татарский отдел

Представлен чередованием глин аргиллитоподобных, алевролитов с прослоями глинистых песчаников.

Толщина 21-25м

Мезозойская эратема -MZ

Представлена нерасчленёнными отложениями триасовой и юрской систем. Нижняя часть сложена чередующимися между собой глинами коричневыми и красновато-коричневыми, песчаниками и алевролитами. Верхняя часть глинистыми отложениями байосского яруса.

Толщина 68-89 м.

Кайнозойская эратема - KZ

Неогеновая система

Представлена верхним отделом в составе акчагыльского яруса.

Акчагыльский ярус (N₂ak) представлен глинами серыми, вязкими с пачкой песков серых, мелкозернистых.

Толщина 91-162 м.

Четвертичная система

Представлена почвенно-растительным слоем и аллювиальными суглинками желто-коричневыми с прослоями песка кварцевого.

Толщина 8 м.

Из выше написанного следует, что разрез имеет сложное строение, обусловленное достаточным количеством перерывов в осадконакоплении, чередованием карбонатных и терригенных пород. В разрезе развиты породы коллекторы (песчаники, алевролиты, известняки, доломиты) и флюидоупоры (аргиллиты, глинистые известняки, соли, ангидриты)

3. Тектоническое строение

В региональном тектоническом плане площадь (Краснобойцовская структура) располагается в пределах северного склона додевонского Иргизско-Рубежинского погребенного мегапрогиба (Иргизского прогиба) в зоне его сочленения с Клинцовской вершиной Пугачевского свода и западным бортом Бузулукской впадины, что показано на рисунке 2.

По поверхности кристаллического фундамента район расположения Краснобойцовской структуры представляет собой выступ с региональным погружением в юго-восточном направлении, в сторону осевой части Бузулукской впадины. На фоне этого погружения по фундаменту выделяются локальные выступы амплитудой до 120 м, которые в свою очередь осложнены поднятиями в девоне. Они группируются в протяженные структурные разновозрастные зоны юго-восточного простирания, разделенные девонскими грабенообразными прогибами [3,4].

Накопление среднедевонско-раннефранского осадочного чехла происходило в условиях мелководно-морского бассейна с образованием переслаивания терригенно-обломочных и карбонатных пород. Формы залегания нижней дофаменской части осадочного чехла определились проявлением активной фазы тектогенеза на рубеже средне-позднефранского времени, которая обусловила дизьюнктивную нарушенность как кристаллического фундамента, так и карбонатно-терригенного комплекса девона. Амплитуда тектонических нарушений составляет 20-50 м [5].

Последующая история тектонического (фаменский век и каменноугольный период) развития характеризуется проявлением относительно пассивных движений при унаследованном формировании зональных и локальных структур.

Рисунок 2 - Тектоническая схема

В довизейское время в условиях ослабленного дифференцированного прогибания происходило преимущественно карбонатное осадконакопление, которое продолжалось вплоть до башкирского века. В среднекаменноугольное мелекесское и верейское время карбонатное осадконакопление сменилось терригенным. Начиная с каширского времени московского века вновь преобладало мелководное осадконакопление.

В раннепермское время на рассматриваемой территории формируется моноклинальный склон на юго-восток - происходит смена мелководного карбонатного осадконакопления на карбонатно-сульфатное.

На моноклинальном склоне формирование ранее сформированных зональных структур отражено слабо. В послефилипповское время завершилось формирование современного структурного плана осадочной толщи.

Таким образом, контролирующим фактором образования структур в пределах исследуемой территории послужили: блоковое строение поверхности кристаллического фундамента и активные разнонаправленные движения отдельных блоков в зоне сочленения крупных структурных элементов. Ядром поднятий являются приподнятые блоки фундамента, послужившие цоколем для формирования структур облекания в отложениях осадочного чехла.

На Краснобойцовской площади закартирована антиклинальная структура северо-восточного простирания.

В основании структуры по данным геофизических исследований отмечается локальный выступ кристаллического фундамента, оконтуренный изогипсой минус 3270 м, размеры его составляют 2,3 х 1,1 км, амплитуда 65 м. Являясь структурой облекания локального выступа фундамента, Краснобойцовское поднятие находит отображение и по горизонтам осадочной толщи, как это показано на приложении Б.

Как следует из приложения Б по отражающим горизонтам девона D₂vb, nD₂ar^k, приуроченным к кровле карбонатов воробьевского горизонта и подошве карбонатов ардатовского горизонта соответственно, размеры и амплитуда его изменяются незначительно и в контуре изогипс минус 3220 м и минус 3170м составляют 2,7х1,2 км, 55м (D₂vb) и 2,4 х 1,0 км, 45м (nD₂ar^k).

По отражающему горизонту nD₃^k, приуроченному к подошве карбонатного девона, амплитудная выразительность структуры оконтуренной изогипсой минус 3010м, ослабевает до 25м. Размеры ее в контуре указанной изогипсы-1,9 х 1,0 км.

По отражающим горизонтам карбона C₁t и nC₁al, приуроченным к поверхности турнейского яруса и подошве алексинского горизонта соответственно, структура выполаживается до 15м. Размеры ее составляют 1,4 х 1,1 км (C₁t) и 1,1 х 0,6 км (nC₁al).

Местоположение свода Краснобойцовской структуры по всем опорным горизонтам совпадает и определяется в районе пересечения профилей 0301311 и 030192 [6].

Как следует из приложения В на карте изопахит сейсмостратиграфического интервала Ф-nD₂ar^k толщина терригенно-карбонатных отложений на участке структуры изменяется от 80 до 100 м.

На карте изопахит сейсмостратиграфического интервала nD₂ar^k- nD₃^kтолщина терригенных отложений пашийско-тиманского возраста в пределах поднятия составляет 130-140 м.

На карте изопахит сейсмостратиграфического интервала nD₃^k- nC₁al дается представление об изменении толщины карбонатных отложений франско-турнейского и терригенно-карбонатных отложений бобриковско-тульского возрастов. Толщина этого интервала на участке Краснобойцовской структуры составляет 890-920м.

На карте изопахит сейсмостратиграфического интервала nC₁al- С₂рk, характеризующего изменение толщины карбонатно-терригенных отложений визейско-башкирского возраста на участке Краснобойцовского поднятия составляет 450-460м.

Все построенные карты на участке Краснобойцовской структуры (структурные карты, карты изохрон, карты скоростей, карты изопахит) не противоречат друг другу, что свидетельствует о правильной методике их построения. Свидетельством перспективности Краснобойцовской структуры в нефтегазоносном отношении по отложениям среднего (воробьевский и ардатовский горизонты) и верхнего (пашийско-тиманский горизонты) девона, нижнего карбона (упинский горизонт турнейского яруса, бобриковский горизонт) является ее близость к ряду месторождений (Железнодорожное, Кустовское, Тепловское и др.), а также ее формирование как замкнутой структурной ловушки со среднедевонского времени.

геологический стратиграфический нефтегазоносный краснобойцовский

4. Нефтегазоносность

В системе нефтегазогеологического районирования Краснобойцовская структура относится к Южно-Бузулукскому нефтегазоносному району Бузулукской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. По составу флюидов в области преобладают нефтяные месторождения, встречаются, но реже, газонефтяные и газоконденсатнонефтяные месторождения [7,12].

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в осадочном чехле выделяется более 60 продуктивных пластов, объединённых в 6 основных нефтегазоносных комплексов:

- среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный;

- верхнефранско-турнейский карбонатный;

- нижнекаменноугольный терригенно-карбонатный;

- среднекаменноугольный терригенно-карбонатный;

- верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный;

- верхнепермский карбонатно-терригенный.

Перспективы нефтегазоносности в основном связаны с нефтегазоносными комплексами:

- среднедевонско-нижнефранским;

- верхнефранско-турнейским;

- нижнекаменноугольным;

- среднекаменноугольным;

На территории Самарской и Саратовской областей, на площадях прилегающих к рассматриваемому участку открыт ряд нефтяных и газоконденсатных месторождений (Тепловское, Даниловское, Южно-Первомайское, Западно-Степное, Крюковское, Перелюбское, Западно-Вишневское и др.). По результатам выполненного поискового бурения на территории Кожевского и Черемушкинского ЛУ на данный момент открыто 5 месторождений: Северо-Кожевское и Железнодорожное нефтяные и Кожевское, Кустовское и Яружское газо-конденсатно-нефтяяные.

На основе имеющихся геолого-геофизических материалов в разрезе исследуемой территории прослежено 9 горизонтов с доказанной на соседних площадях продуктивностью. На ближайших месторождениях, по результатам выполненных поисковых работ, пока установлена продуктивность 5 горизонтов: D₂vr, D₂ar, D₃tm-ps, D₃sm-sr, C₂pk. При этом только воробьевские отложения содержат одну нефтяную и три газоконденсатных залежи. В остальных продуктивных горизонтах отмечены только нефтяные залежи.

Среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный комплекс включает в себя клинцовский (морсовский), воробьёвский, ардатовский нефтегазоносные, тимано (кыновско)-пашийский нефтеносный и мосоловский газоносный горизонты.

Клинцовский (морсовский) горизонт. Коллектор представлен серыми и тёмносерыми кварцево-полевошпатовыми мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. Покрышкой являются залегающие выше плотные, слабоизвестковистые тёмно-серые аргиллиты. Залежи нефти и свободного газа в данном горизонте обнаружены на Западно-Степном месторождении. Получен дебит газа 30 тыс.м³/сут, нефти 230 м³/сут. На территории Черемушкинского и Кожевсклго ЛУ клинцовские отложения испытаны в 1п Северо-Кожевской и 12п Железнодорожной скважинах. Испытание отложений D₂kl возраста, показали отсутствие притоков («сухо»), что не может являться однозначным заключением об их непродуктивности в опробованных скважинах и, тем более на других площадях.

Мосоловский горизонт. Коллектор представлен тёмно-серыми мелкокристаллическими известняками, местами глинистыми. Покрышкой являются черноярские аргиллиты. Залежь свободного газа в мосоловских отложениях выявлена на Западно-Степном месторождении. Получен приток газа 290 тыс.м³/сут, конденсата 160 м³/сут. На территории Черемушкинского и Кожевсклго ЛУ мосоловские отложения испытаны в скважинах 1п Северо-Кожевской и 12п Железнодорожной, где были получены притоки пластовой воды. Промышленные притоки газоконденсата получены на Кустовской, Железнодорожной, Кожевской, Северо-Кожевской и Яружской площадях, притоки нефти на Железнодорожной и Северо-Кожевской площадях.

Воробьёвский горизонт. Коллектор представлен серыми, средне-, мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, залегающими в основании воробьёвской толщи. Покрышкой служат плотные тёмно-серые и чёрные аргиллиты. Промышленные притоки нефти получены на Южно-Первомайском месторождении (49,9 м³/сут), газа на Южно-Первомайском Тепловском, Западно-Стенном (12,2-300 тыс. м³/сут). Дебиты конденсата изменяются в интервале 13 - 130 м³/сут.

Ардатовский горизонт. Залежи нефти и газа выявлены на Южно-Первомайском, Тепловском, Западно-Степном, Придорожном месторождениях. Коллектором служат карбонаты верхней части горизонта и тонко-, среднезернистый тёмно-серый, кварцевый песчаник залегающий в его подошве. Покрышкой карбонатных коллекторов являются тёмно-серые и чёрные аргиллиты муллинского горизонта, терригенных - аргиллиты нижней части ардатовского. Дебит нефти изменяется в интервале 12-384 мЗ/сут, газа от 1,6 до 275,4 тыс.м³/сут, конденсата 79,62-104 м³/сут. Из ближайших месторождений промышленная нефтеносность ардатовских отложений установлена на Кустовском, Железнодорожном и Яружском месторождениях.

Тимано-пашийский (кыновско-пашийский) горизонт. Коллектор представлен светло- и тёмно-серым, средне- и тонкозернистым кварцевым песчаником. Покрышка представлена аналогичными по составу песчаниками и алевролитами, с высоким содержанием глинистых частиц. Вверх по разрезу залегают тёмно-серые и чёрные аргиллиты. Промышленный приток нефти из данных отложений получен на Южно-Первомайском, Тепловском, Западно-Вишневском месторождениях. Дебит нефти изменяется в интервале 130-152,6 м³/сут.

Верхнефранско-турнейский карбонатный комплекс

Залежь нефти выявлена в кизеловско-черепецких отложениях. Коллектор представлен трещиноватыми известняками. Покрышкой служат аргиллиты верхней части кизеловского горизонта или нижней части бобриковского. Приток нефти 8 м³/сут. получен на Крюковском месторождении.

Нижнекаменноугольный терригенно-карбонатный комплекс

Залежи нефти выявлены в тульском и бобриковском горизонтах.

Бобриковский горизонт. Коллектор представлен светло-серыми и тёмносерыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками. Покрышкой являются пласты аргиллитов верхней части бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Притоки нефти получены на Тепловском, Западно-Степном, Даниловском, Перелюбском месторождениях. Дебиты нефти изменяются от 51,6 до 286,9 м³/сут.

Тульский горизонт. Коллектором являются серые и темносерые мелкокристаллические известняки. Покрышкой служат глинистые известняки с прослоями аргиллитов, залегающие в верхней части тульского горизонта. Залежи нефти выявлены на Западно-Степном и Даниловском месторождениях. Дебит нефти меняется от 17,8 до 110 м³/сут.

Среднекаменноугольный терригенно-карбонатный комплекс.

Залежь нефти установлена в прикамском горизонте. Коллектором являются светло-серые, мелко- и среднезернистые известняки верхней части прикамского горизонта. Покрышка - пласты чёрных, аргиллитоподобных глин верхней части горизонта. На Крюковском месторождении получен приток нефти 5 м³/сут.

Таким образом, на Краснобойцовской структуре по аналогии с ближайшими месторождениями наиболее вероятны залежи УВ в клинцовских, мосоловских, воробьевских, ардатовских, тимано-пашийских, кизеловско-черепетских, бобриковских, тульских, прикамских отложениях.

5. Геологическое обоснование постановки поисково-оценочных работ на Краснобойцовской структуре

Обоснованием для постановки поисково-оценочного бурения на Краснобойцовской структуре служит наличие в разрезе пород-коллекторов и флюидоупоров, наличие продуктивных комплексов и подсчет перспективных ресурсов по категории С₃.

По результатам выполненного поискового бурения на исследуемой территории (Кожевский и Черемушкинский ЛУ) на данный момент открыто 5 месторождений: Северо-Кожевское и Железнодорожное нефтяные и Кожевское, Кустовское и Яружское газо-конденсатно-нефтяные. На сегодняшний день на территории этих лицензионных участков и сопредельных территориях (нефтяные и газоконденсатные месторождения Тепловское, Даниловское, Южно-Первомайское, Западно-Степное, Крюковское, Перелюбское, Западно-Вишневское) установлена продуктивность клинцовского, воробьевского, ардатовского, тимано-пашийского, мосоловского, кизеловско-черепетского, тульского, бобриковского и прикамского горизонтов. Исходя из приложений Г, Д в разрезе Краснобойцовской структуры, предполагается отсутствие клинцовских и мосоловских отложений. Анализ структурных построений позволяет сделать вывод о, наличии структурной ловушки благоприятной для формирования залежей УВ в разрезе Краснобойцовской структуры с воробьевских до алексинских отложений. Наиболее вероятны залежи УВ в воробьевском, ардатовском, тимано-пашийском горизонтах.

Геологические задачи на стадии поисков и оценки перспектив нефтегазоносности структуры следующие:

- выявление залежей углеводородов;

- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

- уточнение структурных построений и геологической модели выявленных структур;

- испытание и опробование перспективных интервалов разреза;

- оценка их добывных возможностей (в случае получения притоков УВ);

- подсчет запасов нефти по категориям С₁+С₂;

- предварительная геолого-экономическая оценка выявленного месторождения;

- обоснование необходимости постановки разведочных работ.

Для решения поставленных геологических задач предусматривается:

- отбор керна, шлама, проб нефти, газа, конденсата, воды и их лабораторное изучение;

- геофизические исследования скважины и их качественная и количественная интерпретация;

- геохимические, гидрогеологические, гидродинамические и другие виды исследований скважины в процессе бурения, опробования и испытания.

С целью подтверждения нефтегазоносности и решения поставленных задач на Краснобойцовской структуре рекомендуется заложение скважины №14п, основой для размещения скважины служат структурные карты по отражающим горизонтам показанным на приложении Б и временной разрез по профилю 030192, показан на рисунке 3.

Рекомендуемая поисковая скважина №14п закладывается на профиле 030192, ПК 44, проектная глубина скважины составляет 3310м с вскрытием пород кристаллического фундамента [8].

Дополнительные рекомендации:

- переинтерпретировать данные сейсморазведки с учетом данных ВСП;

- определить возможность наличия мосоловских и (или) клинцовских отложений и тектонически экранированных ловушек в этих отложениях. Временной разрез по профилю 030192 (рисунок)

Основные задачи для скважинных геофизических исследований:

- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

- выделение пластов-коллекторов и оценка их эффективных толщин;

- определение ФЕС коллекторов;

- оценка характера насыщения и количественное определение коэффициента нефтенасыщенности;

- определение пластовой температуры , геотермического градиента и сопротивления бурового раствора;

- определения пространственного положения ствола, его геометрии и местоположения забоя скважины.

Комплекс ГИС:

- стандартный каротаж

- боковое каротажное зондирование (БКЗ)

- боковой каротаж (БК)

- индукционный каротаж (ИК)

- кавернометрия (КВ)

- инклинометрия

- радиоактивный каротаж (ГК, НГК)

- гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П)

Проведение стандартного каротажа диктуется необходимостью иметь во всех скважинах района сопоставимые, независимые от геометрии зондов каротажные данные. Тип и размер зондов выбирают в зависимости от геологических условий района и технических условий бурения. Стандартный зонд должен хорошо расчленять разрез скважины и давать достаточно правильное представление об удельном электрическом сопротивлении пластов.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации основан на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах, образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина - порода и между пластами различной литологии. В используемой аппаратуре реализован следующий метод измерения потенциалов самопроизвольной поляризации. Имеются два измерительных электрода - M и N. Электрод M помещается в скважину и перемещается вдоль ее оси, электрод N располагается неподвижно на поверхности вблизи устья скважины. Регистрируется разность потенциалов, возникающая между электродами.

При работах методом КС используются трехэлектродные зонды, в которых три электрода располагаются в скважине (четвертый электрод заземляется на поверхности, вблизи от скважины). Трехэлектродный зонд, состоящий из одного питающего А и двух приемных M и N электродов, называется однополюсным. Трехэлектродный зонд, состоящий из одного приемного M и двух питающих А и В электродов, называется двухполюсным.

Боковой каротаж в масштабе глубин 1:500 относится к дополнительным методам, проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного и индукционного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности) и индукционного каротажа (пласты или участки разреза с УЭС более 40 Ом.м).

БКЗ, как один из методов кажущегося сопротивления (КС), основан на изучении искусственного электрического поля в горных породах. Кажущееся сопротивление пород определяется по измеренной разности потенциалов между приемными электродами зондовой установки (электродами M и N), созданной источником тока (электрод А).Метод бокового каротажного зондирования состоит в измерении кажущегося сопротивления пластов по разрезу скважины набором однотипных зондов разной длины.

-При проведении индукционного каротажа (ИК) изучается удельная электрическая проводимость горных пород посредством индуцированных (наведенных) токов. Для этого в скважину опускается прибор (зонд) имеющий в своем составе генераторную (Г) и измерительную (И) катушки. Расстояние между генераторной и измерительной называется длиной зонда.

Измерение диаметра ствола скважины относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в интервалах стандартного каротажа, по всему открытому стволу. Кавернометрия обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (могут выделятся прослои толщиной до 0,2-0,3 м), ее показания против пласта в основном свободны от влияния вмещающих пород.Кавернометрия обеспечивает выделение проницаемых пород по сужению диаметра ствола скважины, вследствие образования глинистой корки, которая является результатом проникновения фильтрата промывочной жидкости в проницаемые пласты.

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа.

-Метод ГГКп относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ. ГГКп в комплексе методов ГИС имеет высокую геологическую эффективность и применяется для определения объемной плотности среды, пористости, литологического расчленения разреза, выделение пластов с аномально низкой объемной плотностью. Метод плотностного гамма-гамма каротажа основан на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов.

Контроль качества цементирования:

- акустический цементомер (АКЦ) в масштабе 1:500 для изучения качества цементирования колонн. АКЦ проводится через 72 часа после цементажа колонны;

- термометрия (ОЦК) - отбивка цементного кольца электротермометром для определения высоты подъема цемента. ОЦК проводится не ранее 16-24 часа после цементажа. Масштаб регистрации диаграмм ОЦК 0,5єС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх;

- СГДТ - выявление местоположения башмака и муфт обсадных колонн, определение толщины стенок труб, оценка положения муфтовых соединений, производится в эксплуатационной колонне;

- измерение диаметра скважины перед спуском колонн проводится дополнительно для расчета объема цементного раствора при цементаже обсадных колонн;

- локация муфт для определения местоположения муфт эксплуатацинной колонны перед перфорацией;

- ВСП выполняется по всему стволу скважины после окончания бурения. ВСП проводится для изучения скоростной характеристики разреза, изучения волнового поля отраженных волн и привязки к опорным горизонтам.

Контроль над технологией проводки скважин с регистрацией прямых признаков нефтегазоносности осуществляется станциями ГТИ и газового каротажа.

Проводимые в процессе проводки скважин геолого-технологические исследования включают регистрацию параметров бурового раствора и режимов бурения, отбор и изучение литологии и вещественного состава образцов шлама. В процессе газового каротажа производится регистрация газопоказаний с отбором проб бурового раствора и образцов шлама для определения количества и состава газа. Геохимические исследования включают определение состава газа, содержащегося в буровом растворе, и люминисцентно-битуминологический анализ отбираемых образцов шлама.

Отбор керна и шлама

Выбор интервалов и объемов отбора керна по скважинам определяетсся поставленными геологическими задачами, для решения которых закладываются данные проектные скважины.

В разведочных скважинах, с установленной промышленной нефтегазоностью, отбор керна производится в пластах-коллекторах с целью определения их продуктивности, определения фильтрационно-емкостных, петрофизических свойств и обоснования подготовки залежи к разработке.

...