Файл: 2. Разработка нефтяных месторождений 1 Общие сведения о промысловом объекте.rtf
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 74
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3.2 Тектоническое строение
В тектоническом плане по кровле кристаллического фундамента Алексеевская площадь приурочена к зоне сочленения (переходной зоне) юго-восточного склона Южно-Татарского свода (ЮТС) и северного борта Серноводско-Абдулинского авлакогена.
Согласно схеме, составленной в 1982 году ТатНИПИнефть (рис. 1.3), площадь располагается на Фоминовском и Тумбарлинском мезоблоках, разделенных субмеридиональным Северо-Кряжлинско-Ивановским прогибом. В пределах блоков по поверхности кристаллического фундамента закартированы структуры третьего порядка: Фоминовская и Алексеевская. Северо-западная граница площади контролируется Сок-ско-Бавлинским прогибом, а на юго-западе прослеживается Пашкинский прогиб.
Структурный план кровли верхнепротерозойских (рифей-вендских) осадочных отложений представляет собой полого погружающуюся в юго-восточном направлении моноклиналь с величиной перепада абсолютных отметок порядка 200 метров.
Поверхность терригенных отложений девона в сглаженной форме несет общие унаследованные черты сходства с додевонским рельефом. По подошве репера «аяксы» закартированы Алексеевское, Галицкое и Купавное поднятия.
Структурный план поверхности терригенных отложений нижнего карбона в общих чертах повторяет структурный план девонской и отождествляется с кровлей бобриковского горизонта. Наблюдаются небольшие изменения конфигураций поднятий и смещение их сводов.
Структурные соотношения нижнепермских отложений с нижезалегающими комплексами характеризуются существенными несоответствиями, что связано со значительным по времени предверхнекаменноугольным перерывом в осадконакоплении. В структурных планах пермских отложений отмечается слабая геоморфологическая выраженность структурных форм. По кровле электрорепера Р1- d2 тастубского горизонта сакмарского яруса нижней перми выделяются Тверское и Призалежное поднятия.
Согласно схеме нефтерайонирования Волго-Уральской провинции изучаемая площадь расположена в пределах Алексеевского месторождения Сулинской нефтегазоносной зоны.
3.3 Нефтеносность
Согласно технологической схеме 1997 года (ТатНИПИнефть) в пределах Алексеевской площади выделяются 10 залежей нефти, локализованных в карбонатных отложениях данково-лебедянского (2 залежи), заволжского (2 залежи), кизеловского (3 залежи) горизонтов верхнего девона и нижнего карбона и терригенных отложениях бобриковского (2 залежи) и тульского (1 залежь) горизонтов нижнего карбона.
Ниже приводится краткое описание залежей Алексеевской площади.
В карбонатных породах данково-лебедянского горизонта верхнефаменского подъяруса выделяется пласт – коллектор Ддл, расчленяющийся прослоями уплотненных пород на несколько пропластков. Толща горизонта сложена переслаивающимися известняками светло-серыми микрозернистыми, реликтово-органогенными, часто сильно перекристаллизованными с доломитами разнозернистыми, известковистыми, слоистыми, сульфатизированными, часто кавернозными, трещиноватыми. По характеру пористости коллекторы горизонта относятся к трещинно-каверновому типу. Залежи приурочены к небольшим локальным поднятиям, осложняющим приподнятые зоны.
Следующим по разрезу продуктивным объектом является заволжский горизонт верхнефаменского подъяруса. Залежи, приуроченные к этому горизонту, связаны с карбонатными коллекторами пласта Дзв . Карбонаты представлены, в основном, известняками, участками доломитизированными. Выделяются четыре структурные разности известняков: комковатые, сгустково-комковатые, мелко-детритовые и кристаллические. Последние являются преобладающими и определяют фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов. В целом, продуктивные пласты заволжского горизонта относятся к низкоемким и низкопроницаемым, а водоносная часть пластов среднеемкая, среднепроницаемая, порового, участками трещинно-порового типа.
Наиболее продуктивным объектом разработки на Алексеевской площади является кизеловский горизонт турнейского яруса (пласт Скз). Сложен он известняками, участками доломитизированными, среди которых установлены те же четыре вышеприведенные структурные разности. Преобладающими являются комковатые, сгустково-комковатые известняки, которые определяют емкостно-фильтрационные свойства пород. В целом, пласты-коллекторы характеризуются как породы среднеемкие, среднепроницаемые, трещинно-порового типа. Залежи нефти приурочены к структурам, осложняющим более крупные приподнятые зоны, разделенные между собой прогибами.
В разрезе продуктивной части горизонта выделяются до 6 пористо-проницаемых прослоев, разделенных между собой плотными пропластками карбонатов, которые, как правило, плохо коррелируются между собой, в связи с чем залежи нефти являются единым гидродинамическим резервуаром массивного типа.
Залежи нефти в бобриковском горизонте, как и в кизеловском, приурочены к приподнятым структурным зонам, осложненным мелкими поднятиями. Связаны они с терригенным пластом-коллектором, индексируемым как Сбб. Пласт неоднороден по литологическому составу и коллекторским свойствам. Представлен он кварцевыми алевролитами, песчанистыми прослоями до перехода в песчаники алевритистые. Структура порового пространства межзерновая, цемент базальный (песчаники), по составу глинистый. В целом, породы пласта Сбб характеризуются как среднеемкие коллекторы порового типа.
Залежи нефти тульского горизонта приурочены к мелким поднятиям, осложняющим крупные приподнятые зоны, и связаны с пластом-коллектором Стл-2. Пласты неоднородны по литологическому составу и коллекторским свойствам. Представлены они алевролитами песчанистыми с прослоями песчаников. Алевролиты глинистые, слабо песчанистые, кварцевые. Цемент неполно поровый, в глинистых разностях нередко базальный, пелитовый. Структура порового пространства межзерновая. Песчаники алевритистые, слабо глинистые, кварцевые. Цемент поровый, реже базальный, по составу глинистый. Структура порового пространства межзерновая.
Бобриковский горизонт
Нефть бобриковского горизонта в пластовых условиях имеет следующие средние параметры: давление насыщения 3,1 МПа, вязкость пластовой нефти – 23,4 мПа*с, плотность пластовой нефти 0,870 г/см3, сепарированной – 0,885 г/см3. Газовый фактор – 16,9 м3/т.
Кизеловский горизонт
Нефть турнейского яруса составляет 50% от начальных извлекаемых запасов по всему месторождению. Основные физические параметры следующие: давление насыщения составляет в среднем 4,0 МПа, газовый фактор – 18,3 м3/т, вязкость – 15,5 мПа/сек, плотность сепарированной нефти – 0,870 г/см3.
По данным анализа поверхностных проб нефть турнейского яруса тяжелая, плотность составляет в среднем 0,9 г/см3, сернистая – серы в среднем 1,8%, парафинистая – парафина в среднем 3,9%, содержание смол – 22%.
Заволжский горизонт.
Нефть заволжского горизонта в пластовых условиях имеет следующие средние параметры: давление насыщения 2,9 МПа, газовый фактор – 16,1 м3/т, плотность пластовой нефти – 0,850 г/см3, сепарированной – 0,870 г/см3, вязкость пластовой нефти – 12 мПа*с.
По данным анализов поверхностных проб нефть заволжского горизонта имеет плотность 0,89 г/см3, нефть сернистая, содержание серы 1,8%, парафинистая – 4,2%, смолистая, смол – 23,9%.
Данково-Лебедянский горизонт
Нефть данково-лебедянского горизонта в пластовых условиях имеет средние параметры: давление насыщения – 3,5 МПа, газовый фактор – 15,6 м3/т, вязкость пластовой нефти – 10,94 мПа*с; плотность пластовой нефти – 0,856 г/см3, сепарированной – 0,876 г/см3.
Пашийский горизонт.
Нефть пашийского горизонта исследовалась по пластовым пробам, отобранным сразу после бурения из последних пробуренных скважин на девон. По данным анализов пластовых проб давление насыщения составляет от 1,7 до 7,8 МПа, газовый фактор – от 7,28 до 47,16 м3/т, плотность пластовой нефти – от 0,832 до 0,864 г/см3, сепарированной – 0,885 г/см3, вязкость пластовой нефти – от 7,08 до 154,17 мПа*с. Скважины в настоящее время работают с высокими забойными давлениями, равными 148 – 198 ат.
По данным анализов поверхностных проб в отдельных скважинах кинематическая вязкость при 200С составляет от 280,5 до 467,24 мкм2/с.
3.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения
месторождение нефтяной скважина буровой
В гидрогеологическом отношении стратиграфический разрез на месторождении изучен неравномерно. При структурном бурении водоносные горизонты перми отмечены по уходам промывочной жидкости. При глубоком поисково-разведочном бурении водоносные горизонты карбона и девона отмечались по поглощениям промывочной жидкости, изучались при опробовании пластов и по данным геофизики. Во время опробования замерялись дебиты скважин, динамические уровни, отбирались пробы на химический анализ. Результаты химических анализов вод приведены в таблице. Описание вскрытых водоносных горизонтов приведено сверху вниз. При характеристике подземных вод использована классификация В.А.Сулина.
Четвертичные отложения
Четвертичные отложения в описываемом районе не имеют широкого распространения и не постоянны по своему литологическому составу. Грунтовые воды приурочены к элювиальным, делювиальным и аллювиальным образованиям. Положение уровня вод изменяется в течение года и зависит от выпадения атмосферных осадков.
Пермские отложения
В верхнепермских отложениях водоносные горизонты проявляют себя частичными и полными поглощениями промывочной жидкости. Поглощения происходят в терригенных и карбонатных породах татарского, казанского и уфимского ярусов.
Воды татарского яруса
Водоносными породами являются песчаники, реже пористые и трещиноватые известняки. Водоупорными породами служат плотные глины или мергели. Дебит воды из водозаборной скважины в д.Ивановке равен 112.3м3/сут. Воды татарского яруса бесцветные, пресные. Относятся к сульфатнонатриевому и гидрокарбонатнонатриевому типу, сульфатной и гидрокарбонатной группе, кальциевой подгруппе, классу S2, А2. Плотность вод равна 1.0006 г/см3.
Водоносные горизонты верхнеказанских отложений
Часто и интенсивно проявляют себя поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Водоносными породами являются песчаники и известняки, водоупорными – плотные глины и мергели. Притоки вод из верхнеказанских отложений и поверхностных источниках и в скважинах равны 0.7-2л/сек. Воды прозрачные, бесцветные, без запаха и вкуса, пресные, мягкие, гидрокарбонатнонатриевого или сульфатнонатрие-вого состава, пригодны для питья. Плотность вод достигает 1.0005г/см3.
Водоносные горизонты нижнеказанских отложений
Установлены в песчаниках и доломитах. Водоупорные породы- плотные глины и мергели. В структурной скважине №219 дебит воды равен 1л/сек, а в скважине №217 водоносный горизонт, вскрытый в кровельной части нижнеказанского подъяруса, дал фонтанный приток – 8 л/сек. Физико-химические свойства вод аналогичны верхнеказанскому подъярусу.По данным режимных наблюдений уровень вод казанских отложений изменяется в течение года.
Воды уфимских отложений
Водоносные горизонты связаны с прослоями и линзами песчаников и алевролитов, залегающих среди водопроницаемых глин. Дебиты скважин, расположенных в долинах рек, колеблются от 2 до 15 л/сек., дебиты водозаборных скважин обычно не превышают 5-6л/сек. По данным химических анализов воды пресные и солоноватые. Плотность изменяется от 1.0056 до 1.0159г/см3, минерализация достигает 47.9 мг-экв/л. Воды относятся к сульфатнонатриевому типу, сульфатной группе,