Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Обозначения




 

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

 

Месторож- дение Продуктив- ный горизонт Глубина залега- ния, м Пори- стость эффек-тивная, % Прони- цаемость, мД Пластовое давление, кГ/см2  
началь- ное текущее
Прасковейское Хадумский   Черкесский   Палеоценовый   2620- 1-5     1,5   100-75   120-140        

 

Мощность эффектив- ная, м Темпе- ратура пласта, о С Давление насыще- ния, кГ/см2 Газовый фактор, м3 Год начала разра- ботки Депрес- сия на пласт, кГ / см2 Дебит нефти, м3/сут  
началь- ный текущий
  40-85   6,1         92,9   83,2           15-20   10-15   10-15 3-8   30-80   20-50

 

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.

 

 

Продуктивный горизонт Эффек- тивная мощность, м Глубина залегания, м Тип пород-коллекто-ров Пластовое давление, МПа Темпера- тура пласта, оС Давление насыщения, МПа
Бобриковский+ тульский   2,5     Песчаники   14,63   -   -
Турнейский Известняки - - -
Верхнефаменскй « - - -
Пашийский, Д1 12,3 Песчаники 20,0 9,5-10,5
Муллинский, Д2 « - - -
Старооскольский, Д4   9,5     «   20,5     14-17,5

 

 

Пористость эффектив- ная, % Проница- емость, мкм2 Газовый фактор, м3 Год начала разработки Средний годовой отбор нефти, тыс. т Дебит нефти, т/сут ВНК (абс. отм.), м
    0,55   -     3,7   -(1265- 1283,5)
- - 2,5 - -
- - - -
18,1 0,52 10-112 -(1697-1702)
- - - - - - -
0,596 120,5 88-184 -(1770-1667)

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 м33), 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 м33, 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 м33.

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 м33. 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.

Продуктивный горизонт Эффективная толщина, м Глубина залегания, м Тип пород-коллектора Пластовое давление, МПа Температура пласта, оС
Верхефранский (орловские слои)   4,5   1614-1699   Песчаники   -   -
Кыновский и муллинский, Д0, Д2     7-8         «     16,43     24-28

 

Давление насыщения, МПа Пористость эффективная, % Проница-емость, мкм2 Газовый фактор, м3 Дебит нефти, т/сут ВНК (абс. отм.), м Этаж нефтенос-ности, м
  -     -     3,3   -   -
    91-98     17,5     0,138-1,96         1-130     -1468     29-30

 

 

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 м33). 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 - Д, Д4б, Д, причем нефтенасыщен только верхний пласт Д, являющийся наиболее выдержанным из них и мощным. Водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 1532 - минус 1536 м. Высота залежи 10-11 м. Залежь обладает упруго-водонапорным режимом, разрабатывается с 1954 года.


Пласт Д1 пашийского горизонта (рис. 14, 15) распространен повсе­местно и участками расслоен глинистыми породами на несколько пропластков. Коллекторами нефти являются песчаники толщиной от 15 до 20 м. Водо-нефтяной контакт колеблется в пределах минус 1485 - минус 1491,5 м и наклонен на юго-восток. Залежь относится к типу пластовых, сводовых, режим упруго-водонапорный, разрабатывается с 1950 г. с законтурным заводнением.

Залежь нефти верхнефаменского подъяруса изучена недостаточно. Она опробована в нескольких скважинах и только в одной получена нефть, а в остальных - вода. Дебит нефти после кислотной обработки равнялся 1-8 т/сутки, водо-нефтяной контакт условно проводится на отметке минус 1118 м; высота залежи 8-22 м.

К заволжским слоям (нижняя часть турнея) приурочены две залежи. Коллекторами являются карбонатные породы и их промышленная нефтеносность установлена только в отдельных скважинах. Из верхнего пласта был получен приток нефти дебитом 1-2 т/сут, а из нижнего - до 3 т/сутки, водо-нефтяной контакт условно проводится на отметке минус 1055 м.

Залежь нефти турнейского яруса (в верхней части) сливается с зале­жами соседних месторождений - Александровского и Новобавлинского.

Коллекторами являются пористо-кавернозные карбонатные породы верхней части турнейского яруса. Водо-нефтяной контакт располо­жен на отметках минус 984 - минус 990 м и наклонен на юг и юго-запад. Высота залежи 41 м.

Залежь нефти бобриковского горизонта по контурам почти совпадает с залежью турнейского яруса и также сливается с соответствующими залежами Александровского и Новобавлинского месторождений.

Коллекторами нефти являются песчано-алевролитовые породы, число прослоев которых колеблется от одного до четырех. Местами проницаемые породы замещаются непроницаемыми — плотными алевролитами и гли­нами.

Тип залежи структурно-литологический. Водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 962,5 - минус 984 м и наклонен на юго-запад.

Продуктивный горизонт, пласт Толщина эффективная, м Глубина залегания, м Тип пород-коллекто-ров Пластовое давление, МПа Темпера- тура пласта, оС
Бобриковский До 11,6 Песчаники 11,5 15,8
Турнейский До 7,00 Известняки 11,5 18,0
Пашийский, Д1 До 20,0 Песчаники 17,3 35,0
Старооскольский, Д3 До 6,80 - « - -
Воробьевский, Д До 8,00 « 17,6 -

 

Давление насыщения, МПа Газовый фактор, м3 Пористость, % Проницаемость, мкм2 Дебит нефти, т/сут. ВНК, м
48,5 - 8-19,1 0,012-1,04 До 5,0 - (962-984)
76,4 - 7-10,0 - До 73,0 - (984-990)
93,0 20,6 0,6 До 150 - (1485-1491)
- - - - До 82,0 -
- 14,4-21 0,299-0,402 5-100 - (1532-1536)

 

 

 

Рисунок12 – Структурная карта Бавлинского месторождения

по подошве пласта Д1 пашийского горизонта девона

1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности;

3 - скважины

 


 

 

Обозначения

Р – давление, МПа;

Т - температура, К;

t – температура, 0С;

ρ – плотность флюида, кг/м3;

ρо – плотность газа однократного разгазирования нефти при То и Ро , кг/нм3;

μ – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа·с;

Гф – пластовый газовый фактор, нм33;

Гф* βp – пластовый газовый фактор, нм3;

bг – объемный коэффициент нефти с растворенным газом;

βр – коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа;

βt – коэффициент термического расширения, 10-3 1/К;

α – коэффициент растворимости газа в нефти, нм33;

индексы: н, г –нефть, вода, газ; пл – пластовые условия; нас – насыщение нефти газом

 

 







Дата добавления: 2015-04-16; просмотров: 809. Нарушение авторских прав


Рекомендуемые страницы:


Studopedia.info - Студопедия - 2014-2019 год . (0.054 сек.) русская версия | украинская версия