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 Гф Гф* b ρн μ βt βp α Д1 17,3 38 9,9 36,9 42,2 1,12 829 3,9 10,0 8,8 0,37 Д4 17,7 38 15,2 100,7 122,7 1,30 740 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, кг/м3 812 869 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.
|
