Карабулак-Ачалуки
Месторождение Карабулак-Ачалуки расположено восточнее Заманкульского.месторождения. Открыто в 1952 г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к западной части Сунженской антиклинальной зоны и представляет собой сложно построенную антиклинальную складку, расположенную на одной оси с Заманкульской и отделённой от нее небольшой узкой седловиной. По поверхности верхнемеловых отложений структура Карабулак-Ачалуки рисуется в виде длинной антиклинальной складки, вытянутой в восточном-юго-восточном направлении, асимметричной: с крутым северным (до 50-60°) п более пологим южным (12-30°) крыльями. Свод складки в центральной ее части осложнен тремя крупными разрывными нарушениями сбросового типа, делящими структуру на четыре блока. Некоторые из них затрудняют гидродинамическую связь между частями залежи. Промышленная нефтеносность приурочена к верхнемеловым и нижнемеловым отложениям. Верхнемеловые отложения представлены плотными трещиноватыми известняками с редкими тонкими прослоями глин и отдельными прослоями мергелей. Коллектор имеет большую мощность, залежь массивная и имеет большой этаж нефтеносности. Пористость я проницаемость пород низкие.Нефть находится преимущественно в трещинах. Трещинная проницаемость коллектора достигает 60-80 мД. Водо-нефтяной контактнаклонен с запада на восток и с севера на юг. На западном окончании структуры он находится на отметке минус 1700 м, на восточном минус 1850 м. Коллекторами нефти в нижнемеловых отложениях (аптский ярус) являются песчаники с прослоями алевролитов и глин. Водо-нефтяной контакт находится па глубине минус 2030 м. Нефтеносны также нижнемайкопские отложения, но устойчивых притоков нефти из них получить не удалось. Нефти в пластовых условиях верхнемеловых и нижнемеловых отложений месторождения Карабулак-Ачалуки, исследованные по многочисленным пробам, залегают в зоне высоких давлений и температур, содержат большое количество газа. Обращают на себя внимание низкие значения плотности и вязкости. Горизонт Рпл tпл Рнас G G' b ρн μн βt βp α Верхнемоловой 340 87 273 290 354 1,9 0.600 0.3 — 30,5 1,06 Нижнемеловой 350 93 264 251.4 304.2 1,8 0.614 0.3 11.2 29,9 0.95 Растворенные в нефти попутные газы месторождения Карабулак-Ачалуки для приведенных горизонтов очень сходны между собой по составу. Они характеризуются значительным количеством гомологов метана (30%) н наличием азота и углекислого газа. Горизонт СН4 С2 Н6 С3Н8 С4 Н10 С5 Н12 + СО2 N2+ ρг +редкие +редкие Верхнемеловой 63,3 11.7 11.0 6.0 2,0 0,6 5.4 1,045 Нижнемеловой 62.8 11,1 9.0 5,2 4,9 0,8 6,2 1,075
Дегазированная нефть месторождения Карабулак-Ачалуки относится к относительно легким, высокопарафиновым, малосернистым. По содержанию смол нефть нижнемеловых отложений может быть охарактеризована как малосмолистая, а нефть верхнемеловой залежи как смолистая. Верхне – Нижне – меловой меловой горизонт горизонт Плотность, г/см3 0,820 0,821 Содержание, % вес. парафинов 6,7 8,4 серы 0,15 0,1 асфальтенов 0,2 0,5 смол силикагелевых 9,0 3,1 Коксуемость, % 0,8 1,0 Кислотное число, мг КОН/г - 0,06 Вязкость, cП при 20о С - 7,9 при 50о С - 2,0 Температура застывания. оС - - 2 » начала кипения, оС - 51 Фракционный состав, % до 150о С - 21,5 до 200° С - 37,0 до 300° С - 58,5
К а р а б у л а к - А ч а л у к с к о е м е с т о р о ж д е н и е. Расположено к западу от г. Грозный. Первый промышленный приток нефти был получен в 1956 г. в скв. 16 при испытании карбонатной толщи верхнего мела. Эта скважина явилась первооткрывательницей верхнемеловой нефти в Чечено-Ингушской АССР. Дальнейшая разведка площади привела к открытию нефтяной залежи в нижнемеловых отложениях. Незначительная по запасам залежь выявлена в нижнемайкопских отложениях. В геологическом строении месторождения участвует комплекс осадочных пород от четвертичных до мезозойских включительно, который очень сходен по литологическому составу с комплексом других месторождений республики. Структурный план месторождения по неогеновым отложениям отличается от структурного плана по мезозойским отложениям. По третичным отложениям это месторождение представляет собой антиклинальную складку, в своде которой на поверхность выведены верхнемайкопские осадки. Почти на всем протяжении складка скошена к югу и осложнена разрывами по южному крылу и частично по своду складки. В результате этого северное крыло надвинуто на южное и на свод складки. Южное крыло вблизи разрыва поставлено круто и даже подвернуто, но вниз по падению быстро выполаживается до 20-30°. Северное крыло, как правило, на всем протяжении складки падает под углом 35-50°. По мезозойским отложениям складка имеет более простое строение, хотя также разбита четырьмя тектоническими нарушениями на три блока: западный, центральный и восточный. Разрывы имеют амплитуды от 50 до 800 м и секут складку, как правило, в диагональном направлении. Верхнемеловая залежь связана с трещиноватыми карбонатными породами мощностью около 300 м и залегает на глубине в среднем 2100 м. Несмотря на большую мощность известняков верхнего мела, установлено наличие внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. Однако поверхность водо-нефтяного контакта не является горизонтальной плоскостью и имеет сложную форму. Водо-нефтяной контакт на крыльях и периклиналях имеет разные отметки (от 1600 до 2100 м), что обусловлено различным характером трещиноватости и условиями формирования залежей. Этаж нефтеносности 1050 м, коэффициент нефтеотдачи 0,8. Нижпемеловая залежь приурочена к песчанисто-алевролитовым отложениям апта, залегающим па глубинах 2400-3100 м. Нефтеносными являются пять песчаных горизонтов (II, III, IV, V, V2), которые благодаря наличию разрывных нарушений и трещиноватости пород образуют единую залежь с одинаковым водо-пефтяным контактом и пластовым давлением (344 кГ/см2). Этаж нефтеносности 555 м. Коллекторские свойства горизонтов невысокие. Карабулак-Ачалукское месторождение находится в разработка на верхне-, нижнемеловые п майкопские отложения. Скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами до 150 т/сутки.
1. Геолого-промысловая характеристика Покровского месторождения
Покровское месторождение расположено в юго-западной части Куйбышевской области. Открыто в 1949 г. Месторождение приурочено к тектонически резкой взбросовой зоне в теле кристаллического фундамента на юго-восточном заволжском погружении Жигулевского свода. На базе этой тектонической зоны, имеющей северо-северо-восточное простирание, сформировался так называемый Покровский тектонический вал, основным элементом которого и является структура Покровского месторождения. Структура асимметрична: крутое западное и пологое восточное крылья. На месторождении выявлено девять нефтяных залежей, из которых шесть приурочены к карбонатным коллекторам, две — к песчаным и одна — к песчано-карбонатным. В основании разреза к известняково-доломитовой толще данково-лебедянского горизонта верхнего девона приурочена нефтяная залежь — ДЛ. Коллектором для нее служат литологически неоднородные известняки и доломиты со средней пористостью 8%. В вышележащих отложениях упинского горизонта турнейского яруса располагается нефтеносный пласт В3 литологически представленный известняками, имеющими среднюю пористость 10%. В отложениях вышележащего кизеловского горизонта турнейского яруса располагается пласт В1. Коллектором являются органогенно-водорослевые известняки пористостью в среднем 8%. К вышележащей терригенной толще нижнего карбона приурочены залежи (пласты Б2) в бобриковском горизонте и шнурковая залежь Б0 в тульском горизонте. Пласт Б2 в ряде крыльевых участков связан с залегающим ниже пластом Б3, имеющим с ним общую отметку водо-нефтяного контакта, т. е. представляющим с ним как бы единую залежь. Приуроченная к вышележащим отложениям веневского горизонта окского надгоризонта залежь (пласт 02) расположена в известняках, имеющих среднюю пористость 8%. Кроме того, встречены залежи в кровле очень пористых и проницаемых известняков башкирского яруса среднего карбона (пласт А4) в слабопроницаемых глинистых известняках и песчаниках верейского горизонта (пласт А3) и в литологически невыдержанных известняках каширского горизонта (пласт А0). В пластовых условиях нефти в большинстве сравнительно легкие, маловязкие, имеют небольшое газосодержание.
Пласт Рпл tпл Рнас G G' b ρ μ α А1 96 26 26 9,2 11,3 1.02 0,804 3,7 0,35 А3 94 29 50 36,5 44,8 1,12 0.777 1,7 0,73 А4 104 35 49 46,9 58,3 1.15 0.758 1,4 0,96 О2 147 38 45 18,2 20,9 1.05 0.847 13.2 0,40 Б0 147 46 65 32,7 38,6 1,08 0.803 2,6 0,50 Б2 142 46 58 27,1 31,7 1,07 0.823 3,3 0,47 В1 174 45 58 32,9 39,9 1,10 0,782 1,8 0,57 В3 146 47 53 34,6 41,4 1,10 0.783 2.3 0,65 ДЛ 144 47 67 36,3 42,2 1,10 0,808 2,7 0,54
Растворенный в нефти газ всех горизонтов относится к жирным попутным газам с высоким содержанием азота.
Пласт СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 + CO2 +H2S N2 + ρг + высшие +редкпе А1 29,3 16,9 9,1 9,8 3,2 1,3 30,4 1,288 А3 19,4 20,7 26,4 13,1 8,2 1,8 10,4 1,588 А4 31.1 15,8 23,4 13,3 5,1 0,6 10,7 1,446 О2 28,4 21,3 16,2 7,9 3,6 2,2 20,4 1,329 Б0 36,6 17,5 17,2 8,1 3,6 0,8 16,2 1,279 Б2 24,4 16,9 19,5 13,1 8,9 0,9 16,3 1,521 В1 29,2 17,9 20,4 10,4 7,7 2,5 11,9 1,458 В3 31,6 15,2 17,0 12,6 7,8 4,8 11,0 1,467 ДЛ 34,0 17,0 16,8 11,7 6,3 1,5 12,7 1,392 В поверхностных условиях нефть подавляющего большинства пластов может быть охарактеризована как легкая, маловязкая, сернистая, малосмолистая. Нефти пластов A1, В3 и ДЛ относятся к типу высокопарафиновых, а нефть горизонтов А4 и Б2 парафиновая. Исключение из всех нефтей данного месторождения представляет нефть окского горизонта, которая имеет значительно большие плотность и вязкость.
А1 А3А4 О2 Б0 Б2 В3 ДЛ Плотность, г/см3 0,815 0,815 0,806 0,873 0,847 0,856 0,837 0,860 Содержание, % вес. Парафинов 6,8 5,4 5,2 - - 5,0 8,0 7,5 серы 0,9 0,9 0,5 0,7 0,9 0,8 0.8 0,9 асфальтснов - 0,2 0,3 - 0,6 2,8 2,0 2,9 смол силикагелевых 4,7 3,4 4,0 - 6,2 8,1 6,2 6,5 Кислотн. число, мг КОН/г - - 0,140 - - 0,027 0,059 0,108 Вязкость, мПа·с при 20о С - 4,9 3,1 20,2 12,9 10,8 7,3 11,9 при 50о С - - - - - - - 4,1 Фракционный состав, % до 200о С - 29,5 35.0 25.5 24,5 25.0 28,0 26.0 до 300о С 57,0 50,5 58,0 47,5 43,5 46,0 48,5 44,5
П о к р о в с к о е м е с т о р о ж д е н и е. Расположено в Безенчукском районе Куйбышевской области, к юго-западу от г. Чапаевска. Глубокое бурение на площади начато в 1948 г. Первая нефть получена в 1950 г. из пласта А4 башкирского яруса. Месторождение разрабатывается с 1950 г. Геологический разрез изучен до кристаллического фундамента и слагается осадками верхнего отдела девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, неогеновой и антропогеновой систем. Суммарная мощность разреза составляет 2250 м. Особенностью разреза является отсутствие терригенной толщи девонской системы. Поднятие приурочено к юго-восточной части вершины Жигулёвское Пугачевского свода, осложненного Покровским валом. По кровле пласта Б2 бобриковского горизонта поднятие представляет брахиантиклиналь платформенного типа северо-северо-восточного простирания. Свод поднятия осложнен четырьмя вершинами с амплитудой 5-20 м и размерами 1-2 км. Крутым является западное крыло (угол падения 4°25'), пологим - восточное (угол падения 0° 41'). Размер поднятия 22,0 X 7,5 км. Структурный план по кровле пластов В1 и В3 (турнейский ярус) и ДЛ1 (заволжские слои) довольно хорошо совпадает с планом по бобриковскому горизонту, отличаясь от него некоторым упрощением в строении южного купола и меньшими размерами. По кровле пласта А4 башкирского яруса и кровле верейского горизонта структура также имеет много общего со структурой бобриковского горизонта. Свод поднятия по пласту А4 осложнен тремя куполами, а по верейскому горизонту пятью куполами. Купола в свою очередь осложняются небольшими вздутиями. Структура по кровле пласта А4очерчивается более рельефно. Размер структуры 15 х 4 км. Структура пласта Б0 тульского горизонта существенно отличается от описанных выше структур. Залежь пласта Б0 шнуркового типа, располагается в северной и восточной частях площади. В пределах залежи намечаются два купола: южный и северный. Покровское месторождение многопластовое. Продуктивные пласты приурочены к фаменскому ярусу (ДЛ1), турнейскому ярусу (В3 и B1), бобриковскому (Б2) и тульскому (Б0), горизонтам, окскому надгоризонту (02), башкирскому (А4), верейскому (А3) и каширскому (А0) горизонтам. Кроме того, выявлены нефтепроявления в мячковском горизонте. Пласты ДЛ1, В3 и В1 литологически представлены известняками пелитоморфными, мелкокристаллическими, реже органогенными, слабо пористыми, трещиноватыми, иногда с тонкими прослоями глин. Эффективная мощность пластов колеблется соответственно от 5-10 до 6,5-20 м. Пористость изменяется от 0,8 до 13,6%, проницаемость от 38,6 до 113,5 мд. Залежи пластовые и пластово-плавающие (В1). Водо-нефтяной контакт наклонен к центральной части площади и расположен на отметках: ДЛ1 -1605 м, В3 -1568 м, Вх —1530 м. Пласт Б2 представлен песчаниками мелкозернистыми, реже крупнозернистыми, плохо отсортированными, слабо уплотненными, пористыми с прослоями углистых глин и алевролитов. Пласт в целом характеризуется неоднородностью. Эффективная мощность 3-20 м, пористость 7,3-40%, проницаемость 2-2000 мкм2. Залежь пластовая, водо-нефтяной контакт наклонен в западном и южном направлениях и наблюдается на отметках -1530, -1535 м. Пласт Б0 сложен песчаниками, тонкозернистыми, слабо сцементированными. Мощность 2 - 7 м,пористость 19,4-21,1%, проницаемость 712 -776 мкм2. Залежь шнуркового типа. Пласт 02 представлен доломитами и известняками, крепкими, загипсованными. трещиноватыми и сильно кавернозными. Эффективная мощность 5 - 1 5 м,пористость довольно низкая (8%), проницаемость до 10 мкм2. Залежь пластовая, водо-нефтяной контакт не установлен (принимается условно на отметке -1275 м). Пласт A4 сложен известняками, пористыми, трещиноватыми, с прослоями крепких пелитоморфных известняков и доломитов. Эффективная мощность 4-14 м, пористость 0,8-33,9%, проницаемость - от тысячных долей мкм2 до 3500мкм2. Залежь пластовая, нефте-водяной контакт наклонен в западном направлении и расположен на отметках -1000, -1005 м. Пласт А3 представлен известняками, расчлененными глинами на три прослоя. Мощность пласта 4-16 м,пористость 6,5-23,6%, проницаемость 0-103,0 мкм2. Залежь пластово-плавающая. Нефте-водяной контакт в основном горизонтален п находится на отметке -948 м. Пласт А0 осложнен известняками плотными, мелкозернистыми, участками кавернозными и трещиноватыми, с глинистыми прослоями. Мощность 6-13 м,пористость 3,7-22,7%, проницаемость 9-21 мкм2. Залежь пластово - плавающая. Нефте-водяной контакт условно принят горизонтальным наотметке -885 м. Режим работы залежи различный: растворенного газа по пластам А0, А4, Б0, водонапорный – 02, Б2 и упруго-водонапорный – А3, Б3 и ДЛ1. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления.
Рис. 1 - Структурные карты Покровского месторождения (по А. Т. Толину 1956 г. (а) и В. Г. Лысянскому, 1956 г. (б)). а - по кровле пласта А4 башкирсного яруса; б – «шнурковая» залежь пласта Б0 тульского горизонта. 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - граница «шнурковой» залежи; 3 - скважины.
Рис. 2 - Геологический профиль продуктивных пластов среднего и нижнего карбона и верхнего девона Покровского месторождения (по А. И. Калугиной и Т. Н. Ганиной, 1956 г.). 1 - песчаники нефтенасыщенные; 2 - известняки слабо нефтенасыщенные; 3 - известняки нефтенасыщенные; 4 - глины; 5 - водонасыщенные породы; 6 - известняки плотные.
|
__
