Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

По тектонической схеме в отложениях пермской и каменноугольной системах прослеживается ряд других структурных отложений.
    Свод складки пологий. Углы падения изменяются от 60 на юго-западе до 110 градусов на северо-восточном.

В геологическом строении участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к нижней частитульского (Тл-I, Тл-II) горизонтов. В среднем карбоне продуктивными пластами являются башкирские отложения и прослои пористых известняков верейского горизонтов (В-I, В-II, В-III).

В отложениях карбона на Гремихинском месторождении выявлены три залежи нефти: в тульском и бобриковском горизонтах (стратиграфически объединены в единый комплекс – яснополянский надгоризонт), в башкирском ярусе и в верейском горизонте.

Залежи тульского и бобриковского горизонтов залегают на глубине 1200–1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав коллекторов. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.
Пласт Бб-III имеет прерывистое строение, толщина его изменяется от 4,6 до 14 м. Пласты Бб-II и Бб-III прослеживаются во всех скважинах вскрывшими нижний карбон, толщина их меняется от 0,8 до 4 м.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность приурочена двумя пластами Тл-I, Тл-II. Эффективная толщина Тл-I составляет от 0,8 до 3,8 м; Тл-II – от 1 до 7,6 м. Непроницаемый прослой между пластами Тл-I и Тл-II резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м (возможны с его полным выклиниванием).
Породы бобриковского и тульского горизонтов терригенные и сложены песчаниками, алевритами и аргиллитами. Песчаники – мелкозернистые, глинистые, известниковистые. Алевриты – глинистые, с включениями линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса А4 залегает на глубине 1075–1234 м. Породы башкирского яруса карбонатные порово-трещинные представляют собой известняки (содержание СаСО3 составляет 89,2–99,6%) органогенно-обломочные, лишенные либо содержащие в очень небольших количествах какие-либо минеральные примеси. Среди этих известняков выделяются две структурные группы: известняки шламовые и известняки детритовые и биоморфнодетритовые.

Известняки шламовые и детритово-шламовые слагают плотные пачки и прослои и распределены по всему разрезу пласта. Это светло-серые, почти белые плотные породы, 60–80% которых составляют тонкие (менее 0,1 мм) гранулированные обломки и комочки, представляющие собой неопределенные обломки органических остатков. Наряду с ними присутствуют отдельные камеры фораминифер, обломки водорослей и др. Цемент-пелитоморфный либо микрозернистый кальцит; тип цементации базальный либо порово-базальный.

Часто известняки рассекаются стилолитами, реже – трещинами. Стилолиты тонкие, мелкозубчатые, чаще всего заполнены глинисто-битумным веществом, по которому рассеяны микроскопления пирита. Ширина шва изменчива: 0,015–0,80 мм. Швы часто сопровождаются жилами кальцита, развивающимися по трещинам, параллельным шву; иногда от шва отходят тонкие (шириной 0,02 мм) извилистые трещинки, заполненные нефтью. Вертикальные трещины в этих породах редки. Шламовые известняки чаще всего не содержат нефти. Она присутствует лишь в примазках по редким трещинам.

Башкирский ярус продуктивен по всей толщине, среднеэффективная толщина 46 м. Распространение этих пластов по площади непостоянно и сложно. В этом ярусе сосредоточен основной запас нефти – 95%. Продуктивные пласты верейского горизонта залегают на глубине 995 –1176 м. Выделены тремя пластами – В-I, B-II, B-III. Промышленная нефтеносность установлена в пласте B-II, его эффективная толщина от 0,2 до 4,4 м.

Нефтяные пласты сложены оолитовыми известняками, ракушечниками пористотрищинноватыми, слабоцементированы.

Разделены пласты слоистыми аргеллитами и сильноглинистыми нелитоморфными доломитами и известняками. Толщина плотных непроницаемых пород-разделов в пределах продуктивного горизонта составляет 2–5 м (редко 7 м), а между горизонтом верейским и башкирским ярусом – 15 м, башкирским ярусом и яснополянским горизонтом – 50 м. Литологически породы пласта башкирского горизонта образованы не равномерным переслаиванием (с содержанием CaCO3 до 99,6%) светло-серых органогенно-облачных, плотных трещиноватых и пористых известняков. В разрезе объект представлен переслаиванием карбонатных порово-трещиных коллекторов с незначительным содержанием каверн и плотных со слабо-зернистыми обломочными карбонатными частицами органического происхождения размером с 0,1 – 1,2 мм; диаметры поровых каналов меняются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляющий 5–7 5 от общего объема пород. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы.

Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями. Некоторое представление об этой особенности можно получить из геологического профиля продуктивного пласта А4 башкирского яруса. По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части – верхнюю, среднюю и нижнюю. Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5–2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0–3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0 – 18,0 м. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм2. Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г./см3), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м3/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа • с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м. Средняя и нижняя части пласта А4 также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 – в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная – 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м. Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой – сложный характер их сообщности. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А4 сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083–0,149 мкм2. Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.