В строении Буруновского месторождения, как и месторождений кинзебулатовской группы, принимают участие отложения четвертичной и пермской систем, а также нижележащие – верхнего и среднего отделов каменноугольной системы. В разрезах глубоких скважин Кинзебулатовской, Карлинской и Салиховской площади были вскрыты отложения нижнекаменноугольного и девонского возраста. В самых низах разрезов этих скважин прослеживаются породы ашинской свиты предположительно определенные как вендские.
В результате изучения шлама, керна, промыслового и литературного материала по разрезам разведочных и эксплуатационных скважин месторождений « кинзебулатовской» группы, была получена схема стратиграфического расчленения отложений структур кинзебулатовского типа. Имеющийся каротажный материал (КС, ПС) практически не позволяет сделать стратиграфическую корреляцию разрезов. По кривым кажущегося удельного сопротивления и ПС трудно определить как пачки пород различного литологического характера, так и границы отдельных стратиграфических единиц.
Промышленная нефтеносность Буруновского месторождения приурочена к отложениям пермской системы, ниже приведена стратиграфическая характеристика этого разреза.
Пермская система представлена ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами нижнего отдела и уфимским ярусом верхнего отдела. Ввиду неполноты разреза артинско-сакмарских отложений и отсутствия в них руководящих форм фауны трудно расчленить эту толщу на ярусы и тем более на горизонты. .
Артинско-сакмарский ярус , вскрытый скважинами по всем структурным поднятиям «кинзебулатовской» группы, представленный сильно трещиноватыми породами депрессионной глинисто-карбонатной фации, содержит основные промышленные залежи нефти и газа. Толща пород яруса не выдержана на площади и по разрезу скважин как своей мощностью, так и литологическим составом. В разрезе артинского-самарского яруса Буруновской площади мергели преобладают над известняками и часто нижняя часть разреза сложена полностью глинистыми разностями пород толщиной до 29 м. Продуктивный разрез месторождения представлен следующими породами-коллекторами: мергели темно-серые, черные, плотные, слоистые, прослоями переходящие в глинистые известняки иногда доломиты, трещиноватые. Толщина прослоев мергелей изменяются от 0,5-5 м до 20м. Иногда вся вскрытая часть продуктивного разреза сложена полностью мергелистыми породами и составляет 150м. Известняки буровато-темно-серые, прослоями светло-серые, тонкокристаллические, пелитоморфные, в разной степени глинистые, доломитизированные, прослоями в виде пятен сульфатизированные, сильно трещиноватые, тонкопористые, редко прослоями кавернозные. В верхней и нижней частях разреза известняки часто оолитовой структуры, брекчевидные, окремнелые, подтверждающие размывы кровли артинского яруса и границы нижнепермских и каменноугольных отложений. Вскрытая мощность артинско-сакмарского яруса на Буруновском месторождении 17 – 173 м.
Кунгурский ярус распространен повсеместно и представлен гидрохимическим осадками. Литологически ярус разделен на две крупные пачки – нижнюю мергельно-ангидритовую и верхнюю гипсоангидритовую, хотя в верхней пачке также встречены прослои мергелей. В нижней пачке среди плитчатых ангидритов часто прослеживаются прослои доломитов и известняков. Толщина яруса колеблется от 190 до 370 м . В присводовой части она минимальна, на крыльях резко увеличивается за счет появления пачек глин, мергелей и солей.
Неогеновые отложения распространены повсеместно по площади и представлены гипсами, песчаниками и галечниками зеленовато-серой окраски. Толщина от 40 до 175 м.
Четвертичные отложения представлены почвенно-растительным слоем, супесями, галечниками и песками; распространены они почти повсеместно. Толщина- 15- 40 м.
В тектоническом отношении Буруновское месторождение приурочено к локальной брахиантиклинальной структуре Кинзебулатовского антиклинория в южной части Предуральского прогиба.
Буруновская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-северо-восточного простирания, западное крыло которой осложнено западным разломом Кинзебулатовского антиклинория. Наличие его установлено присводовой параметрической скважиной № 61, где на глубине 988 м под отложениями московского яруса вновь вскрыты осадки артинского яруса. Амплитуда вертикального смешения по стволу скважины составила 480м.
Размер структуры по контуру нефтеносности (-240м) по длинной оси – 2,5 км, по ширине – 0,6м. Более крутое западное крыло имеет угол наклона 29-30о, восточное несколько меньше – 18,5о. Этаж нефтеносности – 75м.
На всех месторождениях «кинзебулатовского» типа ВНК определялся по материалам опробования и эксплуатации скважин. Имеющийся промыслово-геофизический материал, а также отсутствие материалов исследования керна (низкий процент его выноса) не дает возможности определить характер и степень насыщения пород-коллекторов по разрезу скважин. Трудности в определении положения ВНК также во многом определяются сложностью строения порового пространства и литологической неоднородностью коллекторов.
Буруновская залежь нефти относится к массивному типу, где верхняя часть, отсекаемая плоскостью ВНК, занята нефтью, а нижняя – водой.
На площади опробован разрез артинско-сакмарского яруса в открытом стволе скважин при спуске эксплуатационных колонн в верхнюю часть испытываемых отложений. При опробовании скважин №№ 2,3,4,8,11,16,17, забои которых в пределах абсолютных отметок –210 –239,1 м, получена нефть.
ВНК определен (Подсчет запасов Копытова) на отметке –240м. (Таблица 2.1)
В скважинах №№ 5,15,18, расположенных в нефтеносной части структуры, при забоях соответственно –236,2м,-224,3м и –231,6м при опробовании получены слабые притоки минерализованной воды или эмульсии, скважины почти «сухие». Разрезы артинско-сакмарского яруса по этим скважинам сложены почти полностью мергелями, т.е. породами- неколлекторами.
Все 7 скважин Буруновского месторождения, давшие приток нефти, при эксплуатации примерно в течение года быстро обводнились. В последующие три года (к концу 1953г.) обводненность всех скважин достигла 90-95%, эксплуатация их стала нецелесообразна. Период разработки залежи составил 5 лет.
Пластовые воды активны, контур ВНК подвижен. Анализ разработки «кинзебулатовской» группы месторождений позволяет высказать предположение, что появление воды в процессе разработки мало зависит от гипсометрического положения скважин и глубины забоя. Основным определяющим фактором является литолого-коллекторская характеристика разреза. Непосредственной причиной, вызывающей приток воды, является сложная система развития трещин, а так же снижение пластового давления в процессе эксплуатации скважин. При этом часть зон дренирования скважин освобождается от нефти, и проникающая в них вода образует конусы обводнения Эффективные научно-технические разработки предотвращения конусообразования в то время отсутствовали, и скважины приходилось выводить из эксплуатации по причине их нерентабельности.
Толщина продуктивных отложений варьирует от 17 м (скв.№11) до 61.2 м (скв.№2) (таблица 2.1).
Средняя толщина нефтесодержащих пород по Буруновскому месторождению определялась в «Подсчете запасов нефти и газа» («Подсчет…А.В.Копытов) путем определения объема нефтегазодобывающих пород в пределах разреза от водонефтяного контакта до кровли поверхности продуктивных отложений с использованием структурной карты.
| Месторождение | Площадь,тыс.м2 | Объем, тыс.м3 | Средняя толщина,м |
| Буруновское | 688,5 | 23864,3 | 34,7 |