В настоящее время основная часть разрабатываемых и подготовленных к разработке месторождений Удмуртии приурочена к Камско-Кинельской системе прогибов (ККСП), причем подавляющее большинство залежей нефти связано с карбонатными (78,5 %) и меньше с терригенными (21,5 %) породами.

По типу резервуара почти все установленные залежи относятся к пластовым сводовым и массивным, небольшое их число – к литологически ограниченным.

В стратиграфическом отношении 70,2 % запасов нефти приурочено к среднекаменноугольным, 28,3 % – к нижнекаменноугольным и 1,5 % – к девонским породам. В среднекаменноугольной толще залежи связаны с каширско-подольскими, верейскими и башкирскими образованиями; в нижнекаменноугольной – с яснополянскими и турнейскими осадками; в девонской – с кыновско-пашийскими терригенными породами.

С точки зрения увеличения ресурсов нефти на исследуемой территории терригенные отложения девона не представляют практического интереса. Наиболее перспективны терригенные и карбонатные отложения нижнего и среднего карбона.

Однако сегодня в разработку нередко вводятся недостаточно изученные месторождения нефти. Это чаще всего связано с недоизученностью площади сейсморазведкой и структурным бурением до начала проведения поисково-разведочных работ, а иногда и необоснованным проектированием местоположений скважин на структурах. Разведочные скважины часто бурятся на самых приподнятых участках структур и попадают в сводовые части осложняющих структуру куполов, а промежуточные участки между ними остаются не изученными и нередко оказываются водоносными. При геологических построениях используются лишь материалы бурения указанных скважин, что приводит к составлению искаженных структурных карт.

В процессе глубокого бурения и более детального изучения разрабатываемых месторождений выясняется, что структурные планы и геологическое строение продуктивных пластов намного сложнее, чем это представляется обычно на период подсчета запасов нефти.

В дальнейшем на фоне единой структуры, как правило, выделяется значительное число отдельных разрозненных куполов. Продуктивные пласты, залегающие в пределах поднятия, в одних случаях полностью нефтенасыщены во всех куполах и седловинах, в других – лишь в сводовых частях складок.

На разрабатываемых месторождениях чаще всего нефтеносными на всей площади структуры являются продуктивные пласты верейского и башкирского возрастов, что связано с незначительной высотой куполов, осложняющих поднятия, а также со сравнительно большой высотой залежей.

В яснополянских и турнейских породах залежи большей частью приурочены к отдельным куполам и изолированы друг от друга водоносными зонами. Это связано, во-первых, со значительной амплитудой выявленных на структуре куполов, во-вторых, высота залежей обычно в указанных отложениях значительно меньше, чем в вышезалегающих нефтегазоносных комплексах.

Нами рассмотрены вопросы уточнения геологического строения, нефтеносности разрабатываемых месторождений и прилегающих к ним площадей Удмуртской АССР и повышения эффективности доразведочных работ.

На опыте наиболее характерных и изученных месторождений – Черновского и Гремихинского – даны методические рекомендации по доразведке месторождений ККСП.

Комплексное изучение данных бурения и испытания разведочных и эксплуатационных скважин на Гремихинском месторождении также позволило изменить представление о его тектоническом строении и распределении скоплений нефти в продуктивных пластах нижнего карбона.

Из сказанного следует, что сводная часть Гремихинского поднятия – не единое валоподобное поднятие, а складка, осложненная четырьмя куполами; залежи в яснополянских отложениях не имеют сплошного развития, а приурочены к отдельным куполам и разделяются между собой водоносными зонами; при проектировании разработки этих залежей необходимо учитывать наличие межкупольных водоносных зон.

На Киенгопском месторождении после подсчета запасов нефти в процессе экспуатационного и разведочного бурения в турнейских отложениях было выявлено шесть самостоятельных залежей, приуроченных к отдельным куполам.

Подобное явление отмечается и по другим разрабатываемым месторождениям Удмуртской АССР – Лиственскому, Бегешкинскому, Мишкинскому, Ельниковскому. В большинстве случаев аналогичные структуры установлены не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих к ним площадях.

2. Учитывая соответствие структурных планов и увеличение с глубиной крутизны склонов поднятий можно ожидать, что в нижних горизонтах купола сохраняются и при благоприятных геологических условиях к ним могут быть приурочены значительные скопления нефти. Можно ожидать существования подобных куполов также за пределами открытых месторождений на прилегающих к ним площадях.

3. Для определения наиболее перспективных участков при постановке доразведочных работ на месторождениях и примыкающих к ним районах предварительно необходимо:

а) провести детальный анализ и переинтерпретацию материала сейсморазведки, структурного, разведочного, эксплуатационного бурения и данных промыслово-геофизических исследований;

б) построить методом схождения структурные карты с целью установления куполов, осложняющих рассматриваемые структуры;

4. Для доразведки месторождений первые глубокие разведочные скважины следует закладывать в сводовых частях куполов, последующие в зависимости от результатов бурения первых. При эксплуатационном бурении можно учитывать существование куполов и, в первую очередь, необходимо бурить скважины в их сводах, а последующие в зависимости от результатов первых. Кроме того, при необходимости следует предусматривать углубление эксплуатационных скважин.

5. Предлагаемая методика позволяет: а) выявлять малоамплитудные структуры в пределах разрабатываемых месторождений, уточнять их геологическое строение, намечать бурение первоочередных разведочных и эксплуатационных скважин и устанавливать перспективные на нефть участки на прилегающих к месторождению площадях; б) сократить число неудачных эксплуатационных скважин.

Рис. 2. Структурная карта по кровле тульского горизонта Гремихинского месторождения: