Файл: 2 Геологическая часть 5 1 Основные сведения о месторождении 5.docx

Каширский горизонт

По промыслово-геофизическим данным в подошве каширского и кровле верейского горизонтов прослеживаются пласты К и В₁. Пласты представлены известняками органогенными, преимущественно фораминиферовыми, с редкими прослоями доломитов. В связи с однородностью литологического состава пород, а так же небольшой толщиной как пористых, так и разделяющих их плотных пород эти пласты объединены в единый продуктивный пласт КВ₁. Пласт распространен по всей площади залежи, и только в одной (скважина 60) замещен плотными породами. Плотная толща детритово-биоморфных известняков и доломитов толщиной 8.0 - 10.2 м служат покрышкой залежи. Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 8.4×2.9 км, высота 33.2 м. ВНК установлен на отметке минус 793 м. Общая толщина пласта изменяется от 13,9 до 20.2 м и в среднем составляет 15,3м.

Верейский горизонт

В нижней части верейского горизонта по промыслово-геофизическим данным выделяются пласты В₃ и В₄, разделенные аргиллитовым прослоем толщиной 1 - 4 м. В связи с однородностью литологического состава порода так же небольшой толщиной как пористых, так и разделяющих их плотных пород, эти пласты объединены в единый пласт В₃В₄. Пласт состоит из биоморфных фораминиферовых известняков, реже известняковых раковинных песчаников. От вышележащего продуктивного пласта КВ₁ пласт В₃В₄ отделен пачкой плотных пород толщиной около 30 метров. Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах контура нефтеносности 7.9×2.3 км, высота залежи 23.3 м. Общая толщина пласта изменяется от 5.7 до 10.7 м и в среднем составляет 7.75 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 2.9 м.

Башкирский ярус

В пределах комплекса нефтегазоносны пористые разности известняков башкирского яруса – пласт Бш. От вышележащего продуктивного пласта В₃В₄ пласт Бш отделен пачкой плотных пород, состоящей из известняков биоморфных, детритовых, реже обломочных, толщиной около 15 метров. Пласт распространен по всей площади. ВНК принят на отметке минус 850 м. Залежь по типу массивная, зона ЧНЗ отсутствует. Размер залежи составляет 8.25×2.6 км, высота залежи 27.4 м. Общая толщина пласта изменяется от 19.3 до 47.9 м и в среднем составляет 33.45 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5.54 м.

---

Терригенный продуктивный комплекс нижнего карбона

Тульский горизонт.

Пласт Тл_2-а выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается только в двух скважинах 452, 445. Залежь пласта Тл_2-а пластовая сводовая, с размерами в пределах контура нефтеносности 2-3.6×8.5 км, высота залежи 75.2 м. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин ВНК для продуктивных пластов тульского горизонта является единым и принят на отметке минус 1205м. Область максимальных нефтенасыщенных толщин расположена линейно вдоль восточного борта структуры. Общая толщина пласта изменяется от 4.9 до 18.2 м и в среднем составляет 9.0 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4.1 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 4.9 м, коэффициент песчанистости – 0.54 доли ед., расчлененности - 0.61 доли ед.

Пласт Тл_2-а отделяют от пласта Тл_2-б прослои глин (1.6 - 4.0 м) и известняка (2-3 м).

Как уже отмечалось выше, по условиям седиментации пласт Тл_2-б неоднороден по площади.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1.4-3.2×8.2 км, высота – 58.4 м.

Общая толщина пласта изменяется от 1.5 до 5.8 м и в среднем составляет 2.82 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.0 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 1.9 м (интервал изменения от 0.4 до 4.0 м), коэффициент песчанистости – 0.67 доли ед., расчлененности - 0.78 доли ед.

Бобриковский горизонт.

В результате корреляции установлено, что к бобриковским отложениям приурочено два продуктивных плата - пласты Бб₁ и Бб₂.

Залежь пласта Бб₁ пластовая сводовая, литологически экранированная, характеризуется наиболее резко выраженной литолого-фациальной изменчивостью по площади и расчлененностью в вертикальном разрезе. ВНК для залежи принят на отметке минус 1198 м.

Общая толщина пласта изменяется от 11.3 до 22.0 м и в среднем составляет 17.9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1.5 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 3.05 м (интервал изменения от 1.5 до 16.9). Количество пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности - 0.34 доли ед., песчанистости – 0.19 доли ед.

Пласт Бб₂ сложен хорошо проницаемыми песчаниками, в кровле и подошве пласта часто прослеживаются глинистые прослои. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 475, 478, 479, ВНК для залежей пласта Бб

---

₂ принят на отметке минус 1205 м

Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 5.8×2.3 км, высота залежи 48.2 м.

Общая толщина пласта изменяется от 9.8 до 26.5 м и в среднем составляет 15.7 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7.7 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 8.13 м (интервал изменения от 1.3 до 18.8). Область максимальных нефтенасыщенных толщин линейно простирается с востока на северо-запад, вдоль восточного борта структуры. Коэффициент песчанистости – 0.68 доли ед., расчлененности - 0.26доли ед.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Нефтегазоносность комплекса связана с мелководно карбонатными морскими отложениями турнейского яруса (пласт Т). Залежь нефти заключена в фораминиферово-сгустковых, сгустково-комковатых известняках, образованных в результате перекристаллизации и грануляции водорослевых и фораминиферовых разностей.

ВНК принят на отметке минус 1200 м. Покрышкой залежи являются аргиллиты, глинистые алевролиты и известняки малиновского надгоризонта. Залежь пласта пластовая сводовая, водоплавающая, размеры ее 1.7×1.1 км, высота залежи 23м.

Средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности соответственно равны 0.79 доли ед. и 0.44 доли ед. (таблица 2.2).

Общая толщина пласта изменяется от 21.7 до 30.9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.9 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5.8 м (интервал изменения от 0.4 до 12.1)

---

Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам разработки. Гондыревское месторождение указано на рисунке 1.1.1

Рисунок 1.1.1

Распределение накопленной добычи нефти и остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки. Гондыревское месторождение указано еа рисунке 1.1.2


Рисунок 1.1.2

2.1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Свойства и состав нефти, газа и воды Гондыревского месторождения определены по пластам КВ₁,В₃В₄,Бш, Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂ и Т. Пластовые нефти Гондыревского месторождения находятся в условиях пластовых давлений от 10 (пласт Бш) до 15 МПа (пласт Бб) и температур от 18.5 (пласт Бш) до 29.0⁰С (пласт Бб). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и изменяется в диапазоне от 5.3 (пластыКВ₁ и В₃В₄) до 8.7 МПа (пласт Бб₂). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения повышенной вязкости (от 12.27 до 16.39 мПа·с). Плотность нефтей в пластовых условиях меняется от 865.0 (пласт Т) до 877.0 кг/м³(пласт Бш).

Нефти Гондыревского месторождения характеризуются как сернистые (пласты КВ₁, В₃В₄) и высокосернистые (пласты Бш, Тл_2а Тл_2б, Бб₂ и Т), парафинистые, малосмолистые (пласты КВ₁, В₃В₄) и смолистые (пласты Бш, Тл₂,Бб и Т)с содержанием асфальтенов от 2.96 (пласт Т) до 5.68 % (пласт Бш). Технологический шифр нефти пластов - II ТП₂ (пласты КВ₁, В₃В₄) и III

---

ТП₂ (пласты Бш, Тл_2а, Тл_2б, Бб₂ и Т).

По результатам хроматографического анализа, нефтяной газ на месторождении тяжелый, высокожирный, низкометановый, среднеазотный (пласты Бш, Тл₂, Бб и Т) и высокоазотный (пласты КВ₁ и В₃В₄). Молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта Бш ниже (5.34 %), чем в других пластах. С точки зрения плотности (при однократном разгазировании), нефти пластов средние (пласты КВ₁ и В₃В₄) и тяжелые (пласты Бш, Тл₂, Бб и Т).

Воды характеризуются высокой минерализацией (т.е. являются рассолами). С точки зрения содержания сульфат-ионов, они относятся к водам средней сульфатности от 4.5 (яснополянский горизонт) до 26.0 мг-экв/л (пласт Бш). Группа воды – сульфатная, подгруппы – кальциевая (пласты КВ₁, Бш, Тл_2а, Тл_2б, Бб₂ и Т) и магниевая (пласт В₃В₄), рН находится в диапазоне от 5.2 (пласт КВ₁) до 6.7 (пласт Бш).

Согласно генетической классификации вод по В.А.Сулину, воды пластов Гондыревского месторождения относятся к хлоридно-кальциевому типу

2. 1   2   3   4   5

---