ни приурочено Старокулаткінское родовище.
Виходячи з литологической характеристики палеозойських відкладень, розподілу нафтових покладів і нефтепроявленій в Володарської і прилеглих зонах нефтегазонакопления Волго-Уральської провінції, в розрізі виділяється чотири нафтогазоносних комплексу (НГК):
теригенний комплекс девону;
карбонатний комплекс верхнього девону - нижнього карбону;
теригенний комплекс нижнього карбону;
теригенно-карбонатний комплекс карбону.
терригенной комплекс нижнього карбону виділяється в обсязі тульського і Бобриковського горизонтів визейского ярусу нижнього карбону і містить найбільшу кількість покладів. Найбільш витриманими піщаними пластами-колекторами є пласти Б 2, Б 1. За промисловим геофізичними даними для них характерна фаціальна мінливість навіть у межах однієї площі. Лінії геологічних розрізів по пласту Б 2 представлені у додатку.
Пласт Б 1, приурочений до середньої частини Бобриковського горизонту, в межах Володарського ділянки характеризується за даними ГІС як водонасищенний або з неясним характером насичення. При випробуванні пласта Б 1 в вкв. 1-Радіщевская припливу не отримано. Пористість пісковиків змінюється від 11 до 23%.
Продуктивний пласт Б 2 залягає в підставі Бобриковського горизонту безпосередньо на вапняках Кизеловского горизонту турнейского ярусу. Пласт представлений кварцовими, дрібнозернистими, часто глинистими пісковиками і середньо- і грубозернистими алевролітами. Покрівля пласта розкрита пробуреними свердловинами на глибинах 1289,0-1378,0 м (абс. Відм. Від - 1103,5 до - 1131,0 м). Пласт в цілому витриманий по простяганню, його загальна товщина змінюється в межах 7-11 м, за винятком вкв. 4, де вона зменшується до 5,0 м, в той час, як ефективна товщина схильна до значних коливань - від 7,8 м до 1,0 м.
нефтенасищенних частина пласта Б 2 розкрита свердловинами на абс. позначках від - 1105,3 до - 1121,0 м. Водонефтяной контакт встановлений за даними ГДС і результатами випробування. За даними ГІС вкв. 1-Р розкрила ВНК на позначці - 1120,8 м. При випробуванні в свердловині інтервалу від - 1118,9 до - 1122,9 м отримано приплив нафти і пластової води. У вкв. 2 безводна нафту в початковий період випробування надходила з позначки - 1119,7 м. У вкв. 3 за даними ГДС підошва нефтенасищенной колектора розташовується на позначці - 1119,6 м, а покрівля водонасиченого - на позначці - 1121,2 м. При дослідженні свердловини пластоіспитателем в інтервалі від - 1109,0 до - 1120,9 м отримано, приплив безводної нафти. При повторному дослідженні в інтервалі від - 1109,7 до - 1123,2 м отримано великий приплив пластової води з невеликою кількістю нафти. У вкв. 43 підошва нефтенасищенной пласта за даними ГДС знаходиться на позначці - 1121,0 м, покрівля водонасиченого - на позначці - 1122,2 м. На підставі зазначених даних ВНК для підрахунку запасів нафти прийнятий на позначці - 1121,0 м.
У результаті аналізу геолого-геофізичних даних і проведеної внутрішньопластове кореляції в розрізі пласта Б 2 виділено від 2 до 5 прослоев неколлекторскіх порід, представлених щільними і глинистими різницями, товщиною 0,4-1,8 м. Середній коефіцієнт розчленованості пласта Б 2 становить 3,5. Два з цих прослоев простежуються по всій площі родовища. Вони поділяють продуктивний пласт на три
зональних інтервалу, що розрізняються характером поширення і властивостями колекторів. На сусідніх родовищах (Ружевское, Варварівське, Баранівське та ін.) Глинисті прошаруй невеликої товщини в пласті Б 2 є гідродинамічними ізоляторами.
Враховуючи особливості геологічної будови зональних інтервалів і властивостей колекторів всі три інтервалу виділені в самостійні об'єкти підрахунку балансових запасів нафти - пласти Б 2а, Б 2б і Б 2в (пр. №7). Поклади пластові сводовие, іноді тектонічно-екрановані. Пористість порід-колекторів змінюється від 11 до 24% і становить у середньому 18,9%, нефтенасищенность змінюється від 50 до 86% (в середньому 70%).
Перший подсчётний об'єкт - пласт Б 2в, розташовується в підошовної частини пласта Б 2. У його межах виділено дві поклади нафти, приурочені до північним та південним куполам. Нафтоносність пласта підтверджена випробуванням вкв, 1-Р і 2. Розміри покладів 1,6? 0,9 і 1,3? 1,0 км, висота 5-10 м. Поклади пластові сводовие, північна поклад - з тектонічним екрануванням. Нефтенасищенная товщина об'єкта не перевищує 2 м. У сводових свердловинах південного купола глинистий прослой товщиною 0,4-1,7 м розділяє пласт на нефтенасищенних та водонасичені частини і обумовлює наявність тут невеликий чисто нафтової зони.
Другий подсчётний об'єкт - пласт Б 2б, основний за запасами на родовищі. Поклад охоплює обидва купола і ме...
