Файл: Литература по теме работы геологотехнологические данные по рассматриваемому объекту.docx

По кровле верейского горизонта (отражающий горизонт «В») отмечается выположенность рельефа поверхностей, наблюдаются изменения в размерах и конфигурации локальных поднятий.

С учетом данных сейсморазведки были скорректированы структурные построения по всем объектам подсчета запасов.

Разрез месторождения сложен, как и на всей территории Республики Татарстан, толщей осадочных пород, залегающей на эродированной поверхности кристаллического фундамента. Породы кристаллического фундамента на Вишнево-Полянском нефтяном месторождении вскрыты семью скважинами (№№ 3, 5, 606, 678, 921, 922, 931) и относятся по возрасту к докембрийским образованиям, представлены гнейсами, гранито-гнейсами, в различной степени разрушенными и выветрелыми. Вскрытая мощность их составляет 6-34 м. На породах кристаллического фундамента залегают элювиальные образования мощностью от 2 до 6 м.

Осадочная толща представлена девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями терригенно-карбонатного литологического состава. Каких-либо аномалий по сравнению с разрезами других структурно-тектонических регионов Татарстана на Вишнево-Полянском нефтяном месторождении не отмечается. В его разрезе присутствуют в характерных фациях все те ярусы и горизонты, которые типичны для всей площади Республики Татарстан. Не является исключением для района наличие постурнейских врезов, для которых характерна увеличенная толщина терригенных отложений яснополянского возраста при уменьшении толщины карбонатных пород турнейского яруса за счет размыва его верхней части. Общая толщина осадочных образований составляет 2056-1092 м.

По своим литолого-петрографическим особенностям и стратиграфической расчлененности, разрез осадочной толщи месторождения аналогичен сводному разрезу Татарстана .

В целом месторождение является многопластовым , сложного геологического строения объектом разработки [6-11]. Залежи характеризуются различными типами: массивного, массивного с литологическим экраном, пластово-сводового, пластово-сводового с литологическим экраном и литологического .

На Вишнёво-Полянском нефтяном месторождении продуктивные пласты-коллекторы приурочены к карбонатным отложениям каширского и верейского горизонтов и башкирского яруса среднего карбона, а также к терригенным отложениям тульского

---

, бобриковского горизонтов и турнейского яруса нижнего карбона.

Самыми верхними продуктивными отложениями, с которыми связаны залежи нефти, являются коллекторы каширского горизонта.

В пределах разреза этого горизонта выделяется пять пластов-коллекторов, индексируемых снизу - вверх являются пласты Скш-4 и Скш-1, первый из которых является основным.

Остальные пласты горизонта представлены водонасыщенными коллекторами и лишь в одной скважине № 8295 нефтенасыщенным коллектором представлен пласт.

Верейский горизонт. На площади Вишнево-Полянского месторождения в отложениях верейского горизонта уверенно выделяются шесть карбонатных пластов-коллекторов, индексируемых снизу-вверх Свр-1, Свр-2, Свр-3, Свр-4, Свр-5 и Свр-6. Основными нефтесодержащими пластами являются пласты Свр-2 и Свр-3. Пласт-коллектор Свр-6 замещается глинистыми разностями на всей площади месторождения. Пласт Свр-5 нефтенасыщен лишь в половине скважин, в остальных водонасыщен либо замещен плотными породами. Пласты Свр-1 и Свр-4 в основном представлены уплотненными глинистыми карбонатами и нефтенасыщены в пяти и 18 скважинах соответственно.

Все пласты верейского горизонта гидродинамически связаны между собой, что позволило рассматривать их как единый нефтевмещающий резервуар, а неустойчивая нефтеносность верхних пластов повлекла за собой колебания кровли нефтесодержащей толщи.

Пласты верейского горизонта на Вишнево-Полянском нефтяном месторождении фациально выдержаны.

Особенностью строения верейского резервуара на данной территории является наличие постбашкирского эрозионного вреза, трассируемого скважиной № 922.

Нефтенасыщенность пластов верейского горизонта установлена по материалам ГИС и опробования.

Башкирский ярус. В пределах Вишнево-Полянского нефтяного месторождения в отложениях башкирского яруса промышленно нефтеносным является пласт-коллектор С₂бш. В ряде скважин месторождения нефтенасыщение отмечается и в верхней части серпуховских отложений.

Для башкирских отложений характерно, что пористо-проницаемые прослои, выделяемые в разрезах соседних скважин, между собой не коррелируются и замещаются уплотненными известняками на различных высотных уровнях и на коротких расстояниях. Вследствие этого поверхность башкирского резервуара, заключающего залежи нефти, имеет сложное строение, а эффективная нефтенасыщенная толщина в контуре залежи испытывает значительные колебания .

---

Нефтенасыщенность пластов башкирского яруса установлена по материалам ГИС и опробования.

Тульский горизонт. На площади Вишнево-Полянского нефтяного месторождения в отложениях тульского горизонта уверенно выделяются четыре пласта-коллектора, индексируемых снизу-вверх Стл-1, Стл-2, Стл-3, Стл-4. Основными нефтесодержащими пластами являются пласты Стл-1, Стл-2 и Стл-3.

Пласт Стл-3 на площади месторождения фациально не выдержан, в связи с чем, наблюдаются небольшие по площади зоны отсутствия пласта-коллектора.

Нефтеносность пласта Стл-3 установлена по материалам ГИС и опробования двух скважин №№ 970 и 8159.

Бобриковский горизонт. В разрезе бобриковского горизонта выделяются три пласта-коллектора, индексируемые снизу-вверх Сбр-1, Сбр-2 и Сбр-3. Следует отметить, что пласт Сбр-1 выделяется в разрезе бобриковского горизонта в скважинах вскрывших посттурнейский врез. В этих скважинах под пачкой аргиллитов, подстилающих пласт Сбр-2, развита толща терригенных пород бобриковско-радаевского возраста, к верхней части которой и приурочен песчаный пласт Сбр-1 и залегающие ниже прослои песчаников, индексируемые сверху вниз как Сбр-1’’а”, Сбр-1’’б” Сбр-1’’в” и т. д.

Нефтенасыщенность бобриковских отложений установлена по материалам ГИС и результатам опробования .

Пласты-коллекторы Сбр-2 и Сбр-3 достаточно выдержены по площади и замещаются плотными глинистыми алевролитами или углистыми сланцами часто на небольших расстояниях. Сложены они песчаниками неоднородными, реже алевролитами нефтеносными и водоносными.

Подстилаются пласты и перекрываются аргиллитами темно-серыми, плотными, слоистыми. Количество эффективных прослоев в пластах-коллекторах изменяется от одного до семи. Пласты гидродинамически связаны, отделяются друг от друга небольшими перемычками, а в отдельных скважинах месторождения они сливаются.

Эксплуатируются бобриковские пласты-коллекторы совместно и при разбуривании сеткой эксплуатационных скважин принимаются за один объект.

Ввиду этого, а также с учетом невыдержанности разделяющих их глинистых перемычек и слияния пластов, запасы нефти в них подсчитывались совместно и индексировались как Сбр-3+2. Всего установлено 11 залежей нефти.

Турнейский ярус. Продуктивные пласты турнейского яруса, где нефтенасыщенными являются отложения кизеловского

---

, черепетского и упино-малевского горизонтов, гидродинамически связаны между собой, что позволяет всю толщу карбонатных пород рассматривать как единый резервуар, в котором переслаиваются пористо-проницаемые и плотные разности известняков. На основании выше изложенного можно сделать следующие выводы:

- Вишнево-Полянское месторождение было открыто в 1956 году, введено в разработку в 1986 году;

- месторождение является многопластовым, многозалежным, сложного геологического строения;

- объём и качество полученных каротажных материалов можно охарактеризовать как хорошее, позволяющее решить поставленные задачи по изучению залежей УВ. В общем объеме геологоразведочных работ ГИС занимают значительное место;

- на месторождении продуктивные пласты приурочены к карбонатным отложениям каширского, верейского горизонтов и башкирского яруса среднего карбона, турнейского яруса нижнего карбона, а также к терригенным отложениям тульского, бобриковского горизонтов нижнего карбона;

- на месторождении выявлено 73 залежи нефти: в отложениях каширского горизонта - 14, верейского горизонта - 14, башкирского яруса - 13, тульского горизонта - 12, бобриковского горизонта - 16, турнейского яруса - четыре;

- залежи массивного, массивного с литологическим экраном, пластового сводового, пластового сводового с литологическим экраном и литологического типов;

- контуры нефтеносности приняты по абсолютным отметкам, соответствующим ВНК, подошве нижнего нефтеносного прослоя или нижних дыр перфорации, из которых получена нефть.

2. 1   2   3   4   5   6   7   8

---

Коллекторские свойства продуктивных пластов.

Вишнево-Полянское месторождение было открыто в 1956 году, введено в разработку в 1986 году. Бурение разведочных скважин позволило изучить строение и распространение по площади пластов-коллекторов, их коллекторские свойства, размеры залежей и положение их контуров. на месторождении продуктивные пласты приурочены к карбонатным отложениям каширского, верейского горизонтов и башкирского яруса среднего карбона, турнейского яруса нижнего карбона, а также к терригенным отложениям тульского, бобриковского горизонтов нижнего карбона.

На месторождении выявлено 73 залежи нефти: в отложениях каширского горизонта - 14, верейского горизонта - 14, башкирского яруса - 13, тульского горизонта - 12, бобриковского горизонта - 16, турнейского яруса – четыре. Залежи массивного, массивного с литологическим экраном, пластового сводового, пластового сводового с литологическим экраном и литологического типов.

Таблица 1.2.1 - Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС Вишнево-Полянское месторождение, турнейский ярус

№ п/п	Параметр	Пласт в целом
1	Общая толщина
	количество скважин	5
	минимальное значение, м	48,2
	максимальное значение, м	56,4
	среднее значение, м	52,3
2	Эффективная толщина
	количество скважин	5
	минимальное значение, м	13,6
	максимальное значение, м	21,2
	среднее значение, м	17,1
3	Эффективная нефтенасыщенная толщина
	количество скважин	5
	минимальное значение, м	4,7
	максимальное значение, м	17,1
	среднее значение, м	11,5
4	Коэффициент песчанистости
	количество скважин	5
	минимальное значение, доли ед.	0,284
	максимальное значение, доли ед.	0,382
	среднее значение, доли ед.	0,327
5	Коэффициент расчлененности
	количество скважин	5
	минимальное значение, доли ед.	6,0
	максимальное значение, доли ед.	11,0
	среднее значение, доли ед.	8,0
6	Коэффициент проницаемости
	количество скважин	5
	количество определений	31
	минимальное значение, 10-3мкм2	16
	максимальное значение, 10-3мкм2	199
	среднее значение, 10-3мкм2	39
7	Коэффициент пористости
	количество скважин	5
	количество определений	34
	минимальное значение, доли ед.	0,090
	максимальное значение, доли ед.	0,163
	среднее значение, доли ед.	0,100
8	Коэффициент начальной нефтенасыщенности
	количество скважин	5
	количество определений	34
	минимальное значение, доли ед.	0,579
	максимальное значение, доли ед.	0,776

---