Геолого-промысловая характеристика Прасковейского месторождения
Прасковейское месторождение расположено в западной части Терско-Кумской депрессии и входит в состав Прикумской зоны поднятий, представляя собой брахиантиклинальную складку длиной 35-37 км, шириной до 8-10 км.. Открыто в 1956 г. Нефтяные залежи были выявлены в отложениях хадумского горизонта и черкесской свиты, в палеоценовых и верхнемеловых отложениях. Нефтеносность почти всех горизонтов приурочена, в основном, к трещинным коллекторам. Тип залежей хадумского горизонта – пластовый, сводовый с элементами литологического и, возможно, тектонического экранирования. Хадумский горизонт представлен глинами с прослоями мергелей, аргиллитов и очень редко алевролитов. Черкесская свита представлена аргиллитами, глинами и мергелями с редкими прослоями глинистых алевролитов. Продуктивный горизонт палеоцена также сложен аргиллитами, глинами и глинистыми алевролитами, III горизонт верхнего мела литологически представлен известняками, иногда неравномерно глинистыми. Средние значения пористости для всех горизонтов, по данным 130 анализов, составляют 7%, проницаемость колеблется от нуля до 10 мД. Пластовые нефти Прасковейского месторождения залегают в зоне высоких пластовых давлений и высоких температур и очень мало отличаются по своим свойствам друг от друга (исключение составляют нефти III горизонта верхнего мела). Они легкие, имеют значительные газосодержание и коэффициент растворимости. Горизонт Рпл tпл Рнас G G' b ρн μн βp α Хадумский 300 135 86 78,8 92,9 1,31 0,724 0,4 11,5 0,92 Черкесский 315 130 88 70,9 83,2 1,24 0,764 0,6 15,2 0,80 Палеоценовый 302 144 114 86,4 102,0 1,29 0,740 0,5 17,3 0,76 III горизонт - - 97 56,0 65,1 1,31 0,715 - 17,7 0,58 Растворенные в нефти попутные газы жирные, с большим содержание метана (42-48%). В газе присутствуют в небольших количествах углекислый газ и азот.
Горизонт, ярус СН4 С2 Н6 С3Н8 С4 Н10 С5 Н12 + СО2 N2+ ρг +высшие +редкие Хадумский 48,0 15,9 18,2 9,9 3,9 3,6 0,5 1,281 Черкесский 47,9 14,0 17,2 11,2 3,2 3,3 3,2 1,275 Палеоценовый 53,8 14,4 13,5 9,1 3,7 4,2 1,3 1,208 Дегазированные нефти Прасковеского месторождения маловязкие, малосернистые, парафиновые, в основном малосмолистые со сравнительно высоким выходом светлых фракций. Хадумский Черкесский Палеоценовый горизонт горизонт горизонт Плотность, г/см3 0,848 0,852 0,847 Содержание, % вес. парафинов 4,9 5,2 4,4 серы 0,3 0,3 0,2 асфальтенов 1,4 2,4 1,4 смол силикагелевых 8,3 5,0 5,1 Вязкость, cП при 50о С 4,2 4,9 5,2 Температура начала кипения, оС 59,0 64,0 69,0 Фракционный состав, % до 200° С 26,3 20,0 25,2 до 300° С 46,9 45,0 48,1
БЫСТРИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Быстринское нефтяное месторождение расположено в правобережье р. Оби, в среднем течении ее. Открыто в 1964 г. В тектоническом отношении месторождение приурочено к группе поднятий Обского свода и представляет собой антиклинальную складку с небольшими углами падения пород на крыльях. Северная часть складки характеризуется меридиональным простиранием, в южном направлении простирание меняется на юго-западное. На Быстринском месторождении выявлено три продуктивных горизонта, два из них нефтеносные: Б1 и Б2 усть-балыкской свиты нижнего мела. Основным по запасам нефти является горизонт Б1. Коллекторами нефти служат песчаники. Абсолютная глубина залегания горизонта составляет 2024-2067 м. Нефти продуктивных горизонтов, исследованные по пробам из восьми скважин, залегают в условиях высоких давлений, но имеют небольшое газосодержание, давление насыщения в 2 раза ниже пластового давления. Плотность нефти и вязкость в пластовых условиях довольно высокие.
Пласт Рпл tпл Рнас G G´ b ρн μ βp α Б1 211 60 100 43,5 49,3 1,119 0,828 4,4 8,5 0,43 Б4 208 58 113 43,3 48,3 1,117 0,830 6,3 8,0 0,38
Растворенные в нефтях газы довольно жирные (гомологов метана 15-16%), с невысоким содержанием азота и углекислого газа. Горизонт, ярус СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ С02 N2 + ρг + высшие + редкие Б1 80,9 2,6 4,4 6,2 3,4 1,1 1,4 0,935 Б4 84,2 2,2 3,7 4,4 4,9 0,6 - 0,921 Дегазированная нефть горизонта Б1 довольно тяжелая, сернистая, парафиновая и смолистая. Выход светлых фракций небольшой.
Плотность, г/см3 0,885 Содержание, % вес. парафинов 3,3 серы 1,6 асфальтенов 1,8 смол силикагелевых 12,6 Вязкость, мПа·с при 20° С 36,5 при 50° С 11,2 Температура начала кипения, оС 65 Фракционный состав, % до 150о С 7,4 до 200° С 15,0 до 300о С 32,5
Быстринское месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области. Месторождение открыто в августе 1964 г. по данным сейсморазведочных работ и глубокого разведочного бурения. В тектоническом отношении месторождение представляет собой. куполовидную складку северо-восточного простирания размером по кровле юрских отложений 6 х 3 км (см. рис. 188). Амплитуда поднятия 40 м. На Быстринском месторождении нефтяные залежи приурочены к пластам Б1 и Б2 (готерив-баррем). Газовая залежь связана с пластом A7-8. Однако характер ее распространения и наличие в ней нефтяной оторочки еще не выяснены. Пласт Б1 залегает на глубине 2070-2087 м и представлен песчаником мелкозернистым, аркозовым или полимиктовым с кварцево-хлоритовым цементом. Мощность пласта 5,2-7,6 м, пористость 25%, средняя проницаемость 0,831 мкм2. При опробовании пласта получен нефтяной фонтан с дебитом 84,4 м3/сутки на 6-мм штуцере. Пласт Б2 залегает на глубине 2089-2097 м и сложен песчаниками и алевролитами. Он характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористостью 26,9%, проницаемостью 267,6 мД. При испытании пласта получен фонтан нефти с дебитом 69,2 м3/сутки на 8-мм штуцере. Пластовое давление 20,8 МПа. Пластовая температура 58° С. Пласт А7-8 сложен алевролитами крупнозернистыми мощностью 3,8-5 м. Пористость коллекторов 25%, проницаемость 0,047 мкм2. При испытании получен фонтан нефти с ориентировочным дебитом 54,2 м3/сутки. Разведка месторождения продолжается.
Рисунок 8 - Западно-Сургутская группа нефтяных месторождений. Структурные карты по отражающему горизонту В по кровле продуктивного пласта Б1 1 - изогипсы по отражающему горизонту В; 2 - изогипси по кровле продуктивного пласта Б1; 3 - контуры нефтеносности по пласту Б1; 4 - скважины.
Вынгинское Быстринское Западно-Сургутское
Рисунок 9 - Геологический разрез по линии А - В 1 - песчаники газоносные; 2 - песчаники нефтеносные; 3 - песчаники водоносные; 4 — аргиллиты и глины; 5 — алевролиты.
ШКАПОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Месторождение расположено в юго-западной части Башкирской АССР, южнее Белебеевского, в непосредственной близости от него. Открыто в 1953 г. В тектоническом отношении оно приурочено к юго-восточному склону южного купола Татарского свода и представляет собой пологое платформенное поднятие северо-западного простирания. Углы наклона даже на наиболее крутом юго-западном крыле не превышают 1°, а на других крыльях составляют 20- 50'. Промышленная нефтеносность выявлена в пластах Д1 (папшйская свита верхнего девона) и Д4 (воробьевский и старооскольский горизонты среднего девона). Горизонт Д4 подразделяется на две самостоятельные пачки. Верхняя пачка в свою очередь делится на три самостоятельных песчано-алевродитовых пласта, характеризующихся различным гранулометрическим составом и коллекторскими свойствами. Пористость песчаников верхней пачки меняется в пределах от 14,2 до 21,3%, проницаемость от 0,160 до 1,456 мкм2. В пластовых условиях нефти пластов Д1 и Д4 существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д4 обладает высоким газосодержанием и давлением насыщения, низкими значениями плотности и вязкости.
Пласт Рпл tпл Рнас G G´ b ρн μ βt βp α Д1 173 38 99 36,9 42,2 1,12 0,829 3,9 10,0 8,8 0,37 Д4 177 38 152 100,7 122,7 1,30 0,740 1,0 11,7 13,2 0,66
Растворенные в нефти газы содержат большие количества гомологов метана, превышающие содержание самого метана, и значительное количество азота. В газе пласта Д4, гомологов метана больше, чем в газе пласта Д1.
Пласт СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 С6Н14+ N2 + ρг + высшие + редкие Д1 40,3 13,3 18,4 8,4 3,3 1,1 15,3 1,325 Д4 32,9 20,5 19,6 8,9 3,1 - 15,0 1,367
Дегазированные нефти пластов Д4 и Д1 также существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д1 значительно тяжелее, содержит больше асфальтенов, серы, смол и кокса и более вязкая. Нефть пласта Д4 содержит больше парафина и дает больший выход светлых фракций. Пласт Д4 Пласт Д1 Плотность, г/см3 0,812 0,869 Содержание, % вес. парафинов 4,3 3,9 серы 0,6 1,9 асфальтенов 0,8 5,6 смол силикагелевых 7,7 13,9 Коксуемость, % 2,1 5,9 Кнслотное число, мг КОН/г 0,01 0,03 Вязкость, сП при 20° С 3,6 14,4 при 50° С 1,9 6,2 Температура застывания. оС -34 -40 Фракционный состав, до 150° С 18,5 14.0 до 200° С 28,8 21,2 до 300° С 47,0 36,9
Шкаповское месторождение (рисунок 25) расположено в краевой части татарского свода, в пределах Бижбулякского района, к югу от г. Белебея. Глубокое разведочное бурение на площади месторождения было начато в 1952 г. по материалам структурно-поискового бурения, в результате были открыты залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта нижнего отдела каменноугольной системы, в пластах Д1 и Д4 терригенной части девонской системы. В последующие годы в процессе разведочного бурения были выявлены залежи в отложениях турнейского яруса, верхнефаменского подъяруса и кыновского горизонта нижнефранскогоподъяруса. Глубоким разведочным бурением на площади вскрыты отложения от бавлинских до антропогеновых. Шкаповская структура расположена в юго-восточной краевой части Татарского свода в пределах одноименного вала. Само Шкаповское локальное поднятие является крупной структурой платформенного типа почти широтного простирания. Отложения палеозойской группы залегают согласно и подстилаются мощной толщей бавлинских образований, которые в свою очередь залегают моноклинально с наклоном на юг. Поднятие имеет асимметричное строение: северо-восточное крыло более пологое, юго-западное - более крутое. Периклинальные окончания структуры пологие (30'). Свод складки осложнен рядом вторичных поднятий и прогибов. Основным продуктивным горизонтом является пласт Д1 пашийского и пласт Д4 старооскольского горизонтов девонской системы. Кроме того, промышленное значение имеют отложения бобриковского горизонта. Остальные залежи не играют существенной роли ни в запасах, ни в добыче нефти. В бобриковском горизонте коллекторами нефти являются песчаники, развитые в центральной и южной частях Шкаповской площади, где суммарная мощность их достигает 20 м. На остальной площади песчаники замещаются аргиллитами и плотными алевролитами или выклиниваются. Пористость песчаников довольно высокая - до 18%, проницаемость 550 мд. На Шкаповском месторождении выявлено шесть изолированных друг от друга залежей, относимых к пластово-сводовым и литологически экранированным типам. Режимы залежей упруго-водонапорные. В турнейском ярусе коллекторами нефти являются трещиноватые и пористые известняки, залегающие в кровле яруса. Их средняя эффективная мощность 10 м, пористость - 11%. При опробовании был получен приток безводной нефти плотностью 0,900 г/см3. Залежь пластово-сводового типа. В верхнефаменском подъярусе коллекторами нефти являются карбонатные породы, разделенные на два пласта. Их средняя эффективная мощность равна 4 м и пористость 8%. При испытании верхнего пласта был получен приток безводной нефти. При испытании нижнего пласта насосом был получен приток нефти с водой с дебитом в 16 т/сутки при содержании 15% воды. Залежь относится к типу массивных. В кыновском горизонте коллекторами являются песчаники и алевролиты, которые образуют две линзы. Их мощность непостоянна и колеблется от 0 до 5 м при средней эффективной - 2 м, пористость 15%, проницаемость 0,24-0,25 мкм2, дебиты от 1 до 25 т/сутки. Залежи нефти пашийского горизонта (Д1) приурочены к средней и нижней части пласта Д1 Коллекторами нефти в нижней части являются песчаники и алевролиты, обладающие пористостью 18,1% и проницаемостью в 0,52 мкм2. Мощность их 12,3 м. Верхний коллектор сложен хорошо отсортированными песчаниками мощностью от 0 до 19,5 м. На некоторых участках оба коллектора сливаются в один. Из пласта Д1 при опробовании был получен приток нефти с дебитом 39-112 т/сутки плотностью 0,870 г/см3. Залежь пластово-сводового типа, обладает упруго-водонапорным режимом. С 1957 г. оба пласта разрабатываются совместно с применением законтурного и внутриконтурного заводнений по системе кольцевыми батареями с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 400-450 м. Залежь нефти пласта Д4 связана с двумя пачками. Коллекторами нижней пачки являются песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов, средняя мощность коллекторов равна 9,5 м, пористость 18% и проницаемость 0,2-1,0 мкм2. Коллекторы верхней пачки крупнозернистые песчаники с редкими прослоями алевролитов. Отдельные прослои песчаников имеют линзовидную форму залегания и выклиниваются. Средняя их мощность равна 11 м, пористость 6-22%, проницаемость 0,025-2,0 мкм2. На отдельных участках верхняя и нижняя пачки сливаются. При опробовании пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 88-183,8 т/сутки. Залежь пластово-сводового типа, залегает в среднем на глубине 2100 м, водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 1770,7 – минус 1766,6 м. Залежь разрабатывается с 1955 г. с применением законтурного и внутриконтурного заводнений кольцевыми рядами с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 500 м. Залежь нефти бийского горизонта приурочена к реперу «нижний известняк», который сложен известняками различной степени пористости. Общая мощность горизонта 20-35 м. В результате опробования пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 10- 80 т/сутки.
Рисунок 25 - Шкаповское нефтяное месторождение (по А. В. Поле).
а - структурная карта по кровле пашнйского горизонта девона и положение залежи пласта Д1; б- схематический профильный разрез терригенных отложений девона по линии I – I. 1 - карбонатные породы; 2 - глинистые карбонатные породы; 3- песчаники и хорошо проницаемые породы; 4 - нефть; 5 - контур нефтеносности; 6 - граница выклинивания коллекторов; 7 - скважины.
ПОКРОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Покровское месторождение расположено в 80 км к востоку от г. Бузулук. Открыто в 1963 г. В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Русской платформы. По кровле угленосного горизонта структура представляет собой резко асимметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с крутым северо-восточным крылом и пологим южным. Складка осложнена серией небольших куполов, расположенных двумя рядами вдоль длинной оси структуры. Прогибы между куполами имеют небольшую амплитуду. По турнейскому ярусу структура отличается еще большим углом наклона северного крыла и западной периклинали. Залежи нефти установлены в верейских, башкирских, угленосных, турнейских и девонских отложениях. Основные промышленные запасы нефти отнесены к угленосной залежи. Угленосный горизонт литологически представлен песчаниками, переслаивающимися алевролитами и аргиллитами, пористость которых колеблется от 3 до 28%. Среднеарифметическое значение пористости составляет 20%, а проницаемость колеблется от 0,0064 до 3,0987 мкм2 и составляет в среднем 0,760 мкм2 по керну. Турнейская нефтяная залежь приурочена к верхам турнейского яруса. Коллектор представлен карбонатными породами с редкими тонкими прослоями аргиллитов. Известняки пористые и трещиноватые — средняя пористость 10%, проницаемость колеблется от 0,00035 до 0,180 мкм2. Осредненные свойства пластовых нефтей Покровского месторождения определялись по большому числу глубинных проб, отобранных из угленосного, турнейского и девонского горизонтов. Исходя из полученных данных, нефти угленосного горизонта и турнейского яруса можно охарактеризовать как легкие, с небольшим газовым фактором (32-33 м3/м3), вязкостью 3 мПа·с. Коэффициент растворимости газа в нефти по горизонтам изменяется, как и другие параметры, незначительно. Нефть из отложений девона имеет значительно большее газосодержание, меньшие плотность и вязкость.
Горизонт, ярус Рпл tпл Рнас G G' b ρн μ α Угленосный 250 43 60 33,4 39,6 1,10 0,802 3,1 0,56 Турнейский 200 45 56 32,7 38,7 1,09 0,799 2,9 0,58 Девонскпй 179 63 107 73,1 86,7 1,21 0,748 2,2 0,68
Растворенный в нефти газ жирный, с высоким содержанием гомологов метана и небольшим содержанием метана. В газе значительное количество азота. Горизонт, ярус СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ С02 H2S N2+ ρг + высшие + редкие Угленосный 10,8 19,1 30,5 20,2 5,4 0,9 0,4 12,7 1,480 Турнейский 8,3 19,4 34,3 20,3 7,1 1,1 0,7 8,8 1,534 Девонский 36,8 21,2 16,5 8,4 1,8 6,9 - 14,4 1,272
Дегазированные нефти угленосного горизонта и турнейского яруса очень мало различаются. Все они относятся к парафиновым, сернистым, характеризуются большим содержанием смол и высоким выходом светлых фракций, выкипающих до 300° С. Угленосный Турнейский горизонт ярус Плотность, г/см3 0,845 0,844 Содержание, % вес. парафинов 5,6 5,2 серы 1,8 1,9 асфальтенов 2,2 2,3 смол силикагелевых 14,2 13,1 Коксуемость, % 3,7 4,1 Вязкость, сП, при 20° С... 12,0 10,6 Температура начала кипения, оС 54,0 54,0 Фракционный состав, % до 200° С 28,0 29.0 до 300° С 50,5 51
Покровское месторождение расположено в Оренбургской области. Соответствующее поднятие выявлено в процессе структурно-геологической съемки в 1945 г. Оно подтвердилось проводившимися в 1949 г. электроразведочными работами, а позже структурным бурением (1952-1954 гг.) и сейсморазведкой (1958 г.). Нефть из отложений каменноугольного возраста впервые получена в 1961 г. В 1963 г. месторождение введено в разработку. Покровское поднятие представляет наиболее приподнятую структуру Покровско-Бобровского вала. По кровле калиновской свиты, уфимского и артинского ярусов Покровское поднятие представляет брахиантиклиналь северо-западного простирания. Размер поднятия по соответствующим замыкающим изогипсам 10,5 х 5,5 км. Амплитуда поднятия 25-40 м; отмечается усиление структуры с глубиной. По кровле верейского, бобриковского горизонтов и турнейскому ярусу положение и размеры структуры в общих чертах сохраняются; увеличение крутизны, особенно северного крыла, проявляется еще более отчетливо. Горизонты девона вскрыты только двумя скважинами. По данным этих скважин структурный план девона и карбона не совпадает. По указанным скважинам отмечается моноклинальное падение слоев девона с севера на юг. Промышленная нефтегазоносность установлена в уфимском, артинском, московском (верейский горизонт), башкирском, визейском (бобриковский горизонт) и турнейском ярусах. Признаки нефти и газа отмечаются и в других частях разреза. Газовая залежь уфимского яруса связана с терригенными коллекторами. Песчаники хорошо выдерживаются по площади и разобщены прослоем малопроницаемых пород. Залежь относится к пластовому типу, режим залежи - газовый. Нефтегазовая залежь артинского яруса приурочена к известнякам верхней части яруса. Залежь нефтяная с газовой шапкой. Тип залежи массивный. Отметка газо-нефтяного контакта минус 772 м, водонефтяного контакта минус 780 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8 м. Средняя пористость известняков 17,3%, проницаемость 0,0409 мкм2, дебиты нефтяные скважин – 7-10 т/сутки, газовый фактор - 130 м3/м3, пластовое, давление – 10,12 МПа. Нефтяная залежь верейского горизонта (рис. 31) приурочена к песчаникам, имеющим значительную (до 22 м) толщину на западной периклинали и южном крыле и полностью выклинивающихся на своде поднятия. Пористость песчаников 19,6%, проницаемость 0,056 мкм2, дебиты скважин на 10-мм штуцере достигают 70 т/сутки фонтаном, пластовое давление – 19,0 МПа. Давление насыщения – 6,1 МПа, газовый фактор - 35 м3/м3. Залежь нефти башкирского яруса связана с органогенно-обломочными известняками, характеризующимися следующими показателями: пористость средняя - 16,5%, проницаемость – 0,269 мкм2. Дебиты скважин - 5-12 т/cyтки нефти, пластовое давление 19,2 МПа. Залежь, массивного типа. Структурные построения позволяют предполагать дополнительный купол в районе скв. 119, где отметка ВНК понижается на 9 м. Нефтяная залежь бобриковского горизонта является основной и содержит значительные запасы нефти. Коллектором служат песчаники, хорошо выдерживающиеся по всей площади месторождения и часто разделенные непроницаемыми прослоями на несколько пропластков. Залежь, относится к пластовому типу, режим ее упруго-водонапорный с ограниченной связью с законтурной водоносной системой. Эффективная нефтенасыщенная толщина песчаников до 14 м, пористость 20%, проницаемость изменяется от 0,394 до 1,460 мкм2. Первоначальные дебиты скважин достигали 350 т/cyтки нефти (12-мм штуцер), но в течение 3-4 месяцев работы без поддержания пластового давления подача нефти снизилась до 70-120 т/сутки. Ведется эксплуатационное разбуривание залежи. Нефтяная залежь турнейского яруса приурочена к коллекторам карбонатного типа; она массивного типа. Отметка водо-нефтяного раздела принята условно минус 2185 м, но, по-видимому, расположена ниже. Эффективная нефтенасыщенная толщина известняков изменяется от 5,6 до 10,0 м. Дебиты скважин колеблются от 20 до 120 т/сутки нефти при 10-мм штуцере. Газовый фактор 30,5 м3/м3. Режим упругий. Пористость известняков по керну 7,7%, проницаемость – 0,223 мкм2. Нефть имеет такую же характеристику, как нефть бобриковского горизонта.
Рисунок 31 - Покровское месторождение (составил И. И. Купленский). а — структурная карта по кровле продуктивного пласта верейского горизонта; б — геологический профиль продуктивной толщи среднего карбона. 1 - контур нефтеносности; 2 - линия выклинивания коллектора; 3 - известняки; 4 - доломиты; 5 - глины; 6 - песчаники; 7 - алевролиты; 8 - нефть; 9 —-нефтенасыщенные известняки.
КУШКУЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Месторождение Кушкульское расположено в северо-восточной части Башкирской АССР. Открыто в 1955 г. В тектоническом отношении оно находится в пределах юго-восточного склона Башкирского свода и представляет собой в девонских отложениях четко выраженное поднятие, вытянутое в меридиональном направлении. В каменноугольных же отложениях структура ориентирована почти в широтном направлении. Промышленная нефтеносность установлена в песчаных отложениях муллинского горизонта среднего девона (пласт Д2), пашийского горизонта верхнего девона (пласт Д1) и кыновского горизонта верхнего девона (пласт Д0). Перечисленные песчаные пласты представляют собой единый эксплуатационный объект и опробовались совместно. Кроме того, в 1960 г. был получен промышленный приток нефти из карбонатных отложений верхнефранского подъяруса верхнего девона. Коллекторами пластов Д2 и Д1 являются кварцевые песчаники, разнозернистые, с глинистым цементом. Средняя пористость пласта Д2 определена в 17,8%, пласта Д1 - в 17,3%, а средняя проницаемость их соответственно равна 0,470 и 0,630 мкм2. Нефть девонских пластов Д2 и Д0 залегает в условиях невысоких пластовых давлений и температур. Нефть высоковязкая, содержит мало растворенного газа, коэффициент растворимости газа низкий. Рпл tпл Рнас G G´ b ρн μ βt βр α 135 29 88 30,2 33,7 1,10 0,867 12,1 8,7 7,5 0,34 Растворенный в нефти газ жирный, всего на одну треть состоит из метана, содержит около 50% гомологов метана и большое количество азота. СН4 С2Н6 C3H8 C4Нl0 С5Н12 С6Н14+ N2+ ρг + высшие + редкие 32.9 14.5 18,4 9,3 5,4 2,2 17,3 1,432 Дегазированная нефть Кушкульского месторождения тяжелая, высокосернистая, смолистая, парафиновая. Обращает на себя внимание высокое содержание асфальтенов и высокая коксуемость. Выход светлых фракций небольшой.
Плотность, г/см3 0,895 Содержание, % вес. парафинов 2,6 серы 3,2 асфальтеаов 7,5 смол силикагелевых 20,6 Вязкость, сП при 20° С 36,2 при 50° С 13,3 Температура застывания, 'С -51 Фракционный состав, °0 до 200° С 18,2 до 300о С 32,1
К у ш к у л ь с к о е месторождение (рис. 27) расположено в восточной части Башкирской АССР, севернее ст. Черниковка. С 1930 по 1953 г. на площади месторождения были произведены магнитометрические, электрометрические, гравитационные и сейсмические работы. Геологическая съемка была произведена в 1937-1938 гг. и 1948-1950 гг. В 1955 г. из глубокой разведочной скважины был получен промышленный приток нефти. Глубоким разведочным бурением на площади были вскрыты н изучены отложения бавлинской серии, девонской, каменноугольной, пермской и антропогеновой систем. Кушкульское месторождение приурочено к Нуримановскому валу Башкирского свода. По бавлинским и девонским отложениям структура имеет меридиональное простирание и размер 20 х 18 км при амплитуде 40 м. По каменноугольным отложениям размер структуры увеличивается до 30 х 25 км при амплитуде 66-70 м, сохраняется прежнее простирание, но свод структуры смещается на северо- восток. Промышленные залежи нефти связаны с отложениями верхнефранского подъяруса, кыновского и муллинского горизонтов девонской системы. В верхнефранском подъярусе коллекторами нефти являются пористые известняки, приуроченные к кровельной части подъяруса. Залежь литологически ограничена со всех сторон непроницаемыми породами. Залежь кыновского и муллинского горизонтов девона (пластов Д0 и Д2) приурочена к разнозернистым, кварцевым, плохо окатанным песчаникам толщиной 7-8 м, обладающим пористостью 17,5% и проницаемостью 0,138-1,960 мкм2. Залежь нефти обладает упругим режимом. Водонефтяной контакт расположен на отметке минус 1468 м. Начальные притоки нефти равны 1-130 т/сут.
а
б
Рисунок 27 - Кушкульское нефтяное месторождение а – структурная карта кровли кыновского горизонта девона и положение кыновской залежи нефти на структуре; б - схематический профильный разрез терригенных отложений девона и нижнего карбона по линии А-В. 1 – карбонатные породы; 2 – глинистые карбонатные породы; 3 – песчаники и хорошо проницаемые породы; 4 – нефть; 5 – контур нефтеносности; 6 – граница выклинивания коллекторов; 7 – скважины.
БАВЛИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Бавлинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Татарской АССР, юго-восточнее Ромашкинского месторождения. Открыто в 1946 г. Оно приурочено к асимметричному округлому пологому поднятию, вытянутому в северо-восточном направлении. Юго-восточное крыло более крутое, с углами падения от 1,0 до 1,5°, осложнено флексурой. На фоне пологой структуры имеются отдельные местные осложнения. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона (пласты Д3, Д4), в пашийском горизонте нижне-франского подъяруса (пласт Д1) и в карбонатных отложениях верхне- фаменского подъяруса верхнего девона, а также в известняках турнейского яруса и в песчано-глинистых породах угленосного горизонта нижнего карбона. Основным промышленным объектом является пласт Д1, сложенный песчано- алевролитовыми породами. Величина пористости пласта меняется от нескольких до 27%, в сводовой части она составляет 16-18%. Средняя пористость коллекторов пласта оценивается в 20,6%. Проницаемость пласта меняется от тысячных долей до 1,540 мкм2. Средняя проницаемость коллекторов оценивается в 0,6 мкм2. Большая часть залежи подстилается водой. В турнейском ярусе залежь нефти приурочена к пористым известнякам. Угленосный горизонт представлен двумя песчаными пластами, отделенными друг от друга глинистыми породами. К ним приурочены самостоятельные залежи нефти, имеющие на некоторых участках гидравлическую связь. Свойства нефтей в пластовых условиях определялись по пробам из пласта Д1, турнейского яруса и угленосного горизонта. Нефть пласта Д1 Бавлинского месторождения наиболее легкая среди всех нефтей пласта Д1 Татарской АССР. Ее плотность в пластовых условиях колеблется от 0,774 до 0,784 г/см3, а в поверхностных условиях - от 0,836 до 0,850 г/см3. Она обладает также наименьшей вязкостью в пластовых условиях (1,8-2,5 мПа·с) и максимальным газосодер- жанием (52-65 м3/м3). Нефти турнейского яруса и угленосного горизонта резко отличаются от нефти пласта Д1. Они более тяжелые (0,879 г/см3), вязкость их значительно выше, а газосодержание ниже, чем у нефти пласта Д1. Ниже приводятся осредненные результаты исследования пластовых нефтей.
Горизонт, ярус Рпл tпл Рнас G G´ b ρн μ βр α Угленосный 115 20 56 21 24 1,08 0.853 12,8 7,5 0,38 Турнейскпй 115 21 60 20,1 22,4 1.05 0,863 12,6 7,7 0,34 Пашийский 173 35 95 59,2 70,2 1,19 0,780 2,2 10,5 0,61
Растворенные в нефти газы жирные, с высоким содержанием азота. С уменьшением стратиграфической глубины залегания процентное содержание азота в газе увеличивается, а метана - уменьшается
Горизонт, ярус СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ С02 N2+ ρг + высшие + редкие Угленосный 32,4 18,1 18,9 6,6 6,9 1,3 15,8 1,467 Турнейский 35,2 16,7 17,4 9,7 4,8 1,9 14,3 1,473 Девонский 36,9 20,2 19,1 10,1 5,0 0,5 8,2 1,423
В поверхностных условиях нефть пласта Д1 смолистая, парафиновая., сернистая.
Плотность, г/см3 0,848 Содержание, % вес. парафинов 3,6 серы 1,2 смол сернокислотных 25,1 Коксуемость, % 4,0 Температура застывания, °С Ниже - 17 Температура начала кипення, °С 57,0 Фракционный состав, % до 100° С 6,1 до 200° С 28,1 до 300° С 51,1
Бавлинское месторождение расположено в Бавлинском районе. Открыто в 1946 г. в пределах Туймазинского вала. Бавлинское поднятие отчетливо выражено по всему разрезу осадочных пород. Поверхность кристаллического фундамента опущена на 400 м, а впадина заполнена отложениями бавлинской серии. Поднятие имеет северо-восточное простирание, крутое юго-восточное и более пологое северо-западное крылья. Размер поднятия 24 х 11 км при амплитуде 35 м. Углы падения крыльев по каменноугольным отложениям следующие: крутого - 3° 35', пологого – 30-50'; по девонским отложениям углы падения уменьшаются. Структурный план каменноугольных отложений осложнен небольшими вторичными куполами. Промышленное нефтенасыщение установлено в отложениях воробьевского горизонта (пласт Д4), пашийского горизонта (пласт Д1), верхне- фаменского подъяруса, турнейского яруса и бобриковского горизонта. Нефтепроявления были отмечены в отложениях старооскольского горизонта (пласт Д3) и сакмарского яруса. Залежь нефти пласта Д4 старооскольского горизонта приурочена к наиболее приподнятой части структуры и имеет небольшие размеры. В разрезе старооскольского горизонта выделяются два-три прослоя коллекторов - Д4а, Д4б, Д4в, причем нефтенасыщен только верхний пласт Д4а, являющийся наиболее выдержанным из них и мощным.
|
