Геолого-промысловая характеристика Ульяновского месторождения
Ульяновское месторождение расположено в южной часта Татарской АССР, северо-восточнее Черемшанского месторождения. Открыто в 1951 г. В тектоническом отношении в отложениях нижнего и среднего девона месторождение представляет собой четко выраженное поднятие северо- восточного простирания. Промышленная нефтеносность приурочена к горизонтам Д1 пашийского горизонта и Д0 кыновского горизонта, а также к угленосному и верейскому горизонтам карбона. Нефть залегает в песчаниках значительной пористости (25% для пласта Д0 и 19-24% для угленосного горизонта). В пластовых условиях нефти пластов Д1 и Д0 очень схожи по свойствам. Нефть угленосного горизонта резко отличается от них очень малым содержанием газа и высокой плотностью. Горизонт Рпл tпл Рнас G G' b ρн ρндег μ β Угленосный - 22 44 5,7 6,2 1,00 0,929 0,927 - 7,5 0,13 Кыновскпй - 35 89 42 48 1,14 0,819 0,872 4,0 9,3 0,47 Пашийский 180 36 85 40 46 1,12 0,826 0,866 4,2 9,3 0,47
Растворенный в нефти девонских пластов газ является типичным для залежей южной части Татарии. В нем содержится большое количество гомологов метана, а также азота. Горизонт СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 CO2 N2 + ρг + редкие Кыновский 45,2 19,5 11,9 8,8 4.3 1,4 8,9 1,415 Пашийский 41,9 16,5 16,6 7,9 5.8 0,6 10.7 1,384
У л ь я н о в с к о е м е с т о р о ж д е н и е. Расположено на западном склоне Альметьевского купола Татарского свода в Первомайском районе Татарской АССР. Разведочные работы на месторождении начаты в 1954 г. По кровле кыновского горизонта и нижележащим отложениям, так же как и по поверхности кристаллического фундамента, месторождение приурочено к структурному носу, осложняющему моноклинальный склон с падением пород на запад. По кровле отложений турнейского яруса Ульяновское поднятие имеет форму брахиантиклинали, осложненной небольшим прогибом. Структура имеет восточно-северо-восточное простирание. Северо-западное крыло относительно крутое и наклонено под углом 2°, юго-западное - более пологое и наклонено под углом 1о 17'. В районе скважин 63 и 124 намечается небольшое, вторичное поднятие северо-восточного простирания. Вышележащие отложения каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы сохраняют структурный план турнейского яруса. По отложениям верхнего отдела пермской системы структурный план поднятия довольно резко изменяется. На месте Ульяновской структуры расположена юго-западная периклиналь Ульяновско-Новокадеевского вала. Промышленная нефтеносность на Ульяновском месторождении установлена в отложениях бобриковского горизонта, турнейского яруса и кыновского горизонта. Залежь нефти бобриковского горизонта приурочена к пластам B1 и В2, залегающим в верхней части бобриковского горизонта. Коллекторами нефти являются песчаники и песчанистые алевролиты, обладающие высокими коллекторскими свойствами. Коллекторы перекрыты плотными аргиллитами. Залежь имеет неправильную, линзообразную форму из-за замещения пород-коллекторов плотными разностями пород и относится к структурно-литологическому типу. На месторождении были получены фонтаны нефти с наибольшими дебитами для такого типа месторождений - до 77 т/сутки. Залежь кыновского горизонта приурочена к песчано-алевролитовым коллекторам, расположенным в нижней части горизонта. Породы-коллекторы в восточном направлении замещаются малопроницаемыми глинистыми алевролитами и аргиллитами. Залежь относится к литологически-экранированному типу. Обильные нефтепроявления отмечены в верхней части турнейского яруса и приурочены к трещиноватым известнякам, открытая пористость которых изменяется от 10 до 17 %, а проницаемость от 6 до 220 мд. Залежи турнейского яруса недоразведаны.
Рис. 1 - Структурная карта кровли продуктивного пласта В2 бобриковского горизонта нижнего отдела каменноугольной системы Ульяновского месторождения нефти (составили В. А. Киров и А. В. Поле). 1 - нефтенасыщенные породы; 2 - водопасыщенные породы; 3 - границы выклинивания коллекторов; 4 - контур нефтеносности.
Рис. 2 - Гоологическвй разрез залежи нефти бобриковского горизонта нижнего отдела каменноугольной системы Ульяновского месторождения нефти (составили В. А. Киров и А. В. Поле). 1 - залежи нефти; 2 - карбонатные породы; 3 - нефтенасыщенные карбонатные породы: 4 - граница размыва кровли турнейского яруса: 5 - мало- и непроницаемые породы (глины, аргеллиты и плотные алевролиты).
1. Геолого-промысловая характеристика Киенгопского месторождения
Киенгопское месторождение расположено на территории Удмуртской АССР, в центральной части Киенгопского вала, в пределах Верхнекамской впадины. Открыто в 1962 г. По структуре месторождение представляет собой небольших размеров антиклинальную складку северо-западного простирания. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса и терригенных коллекторах яснополянского надгоризонта визейского яруса. Нефти месторождения в пластовых условиях тяжелые и вязкие, содержат очень мало растворенного газа. Нефть яснополянского надгоризонта обладает большими вязкостью и плотностью, чем нефть башкирского яруса.
Горизонт Рпл tпл Рнас G G' b ρн μн βp α Башкирский 124 30 115 18,3 21,1 1,04 0,877 11,8 5,9 0,16 Яснополянский 150 32 97 7,7 8,5 1,01 0,908 34,2 8,1 0,08
Растворенные в нефти попутные газы Киенгопского месторождения содержат большое количество метана. Газы башкирского горизонта резко отличаются по составу от газов яснополянского надгоризонта.
Горизонт, ярус СН4 С2 Н6 С3Н8 С4 Н10 С5 Н12 С6 Н14 + СО2 N2+ ρг +высшие +редкие Башкирский 7,1 10,4 15,0 9,4 3,8 0,9 0,7 52,7 1,456 Яснополянский 2,8 1,6 3,4 4,4 2,7 0,1 0,7 83,3 1,295
В поверхностных условия нефти Киенгопского месторождения высокосернистые, смолистые, парафиновые. Нефть яснополянского надгоризонта имеет большие плотность, содержание серы и вязкость, чем нефть башкирского яруса. Башкирский Яснополянский Ярус надгоризонт Плотность, г/см3 0,868 0,912 Содержание, % вес. парафинов 3,1 3,1 серы 2,1 3,8 асфальтенов 2,5 4,9 смол силикагелевых 10,5 20,1 Коксуемость, % 5,3 - Вязкость, cП при 20о С 15,4 67,0 при 50о С 5,6 Температура начала кипения, оС 83 69 Фракционный состав, % до 150о С 8,0 11,0 до 200° С 18,5 18,0 до 300° С 57,0 38,0
|
α;
