Разработка нефтяной залежи

Мощность бурцевского горизонта изменяется от 38 до 84м.

       Иргинский, саргинский, саранинский горизонты-(P1irg+sr+srn) Доломиты светло-серые, серые, тёмно-коричневато-серые, реликтовые, органогенно-детритовые и кристаллически-зернистые, неравномерно окремнённые,

Известняки от светло- до тёмно-серых с  желтоватым и коричневатым оттенками, органогенно-детритовые,  в различной степени перекристаллизованные, слоистые, неравномерно сульфатизированные, с прослоями и включениями битуминозного материала, участками и прослоями окремнелые, с единичными стилолитовыми швами. Мощность  артинского яруса 200-313м.

        Кунгурский ярус-P1 kg. Отложения яруса распространены на всей площади работ и подразделяются на филипповский и иренский горизонты, выделенные по литологическому признаку.

        Филиповский горизонт-(P1 fl). Нижняя часть горизонта сложена доломитами и доломитизированными известняками преимущественно серого цвета. Верхняя часть горизонта сложена преимущественно доломитами серыми, светло-серыми, желтовато-светло-серыми, микро-тонкозернистыми, пелитоморфными, с прослоями оолитовых и псевдооолитовых разностей. Мощность филипповского горизонта 46-78м.

         Иренский  горизонт-(P1ir). Сульфатные пачки сложены ангидритами голубовато-серыми, серыми мелкокристаллическими, плотными, крепкими с прослойками, прожилками и включениями доломитов серых, желтовато-серых, коричневато-серых, реже глин тёмно-серых, чёрных.

Карбонатные пачки представлены в основном доломитами серыми, желтовато-серыми, коричневато-серыми,  светло-серыми, почти белыми, кристаллическими и пелитоморфными, известковистыми, в различной степени глинистыми, загипсованными, плотными, крепкими с включениями и тонкими прослойками ангидритов и глин. Мощность иренского горизонта от 0 до 143м.

Верхний отдел-Р2.

Уфимский ярус-P2u. представлен отложениями соликамского и шешминского горизонтов.

Соликамский горизонт(P2 sl) В подошвенной части горизонта залегают светло-серые, серые доломиты, прослоями глинистые, иногда  с хорошо выраженной волнистой слоистостью, участками окремнелые, с тонкими прослоями тёмно-серой глины, перекрывающиеся пачкой желтовато- и зеленовато-серых песчано-алевритовых пород, состоящих из мелкозернистых песчаников и алевролитов с редкими прослоями известняков, красно-бурых глин и голубовато-серых ангидритов с прожилками гипса-селенита. Мощность соликамского горизонта от 0 до 73м.

Шешминский горизонт(P2 sh) представлен неравномерным чередованием слоёв красно-бурых аргиллитов, алевролитов и песчаников. Наряду с существенным развитием песчано-глинистых красноцветных образований, в составе горизонта присутствуют серые известковистые аргиллиты и песчаники, пёстрые и серые мергели, внутриформационные конгломераты и незначительные по мощности прослои конгломератов с галькой уральских пород. Мощность шешминского горизонта от 0 до 133м.

Четвертичные отложения Q. представлены аллювиальными, элювиальными и элювиально-делювиальными осадками.

Аллювиальные образования слагают пойменные и надпойменные террасы рек и представлены буровато-желтыми песчанистыми суглинками, красно-бурыми глинами и серыми песками с редкой галькой.

Элювиальные осадки  развиты на водоразделах и сложены красновато-бурыми суглинками и глинами с обломками коренных пород.

Элювиально-делювиальные отложения распространены на склонах водоразделов. Представлены бурыми, красновато-бурыми глинами, супесями, суглинками, содержащими гальку из местных разрушенных пород. Мощность четвертичных и обвально-карстовых отложений изменяется от 2 до 60м.

 

                                                       3.2. Тектоника.

        Енапаевская площадь в тектоническом плане по палеозойским отложениям расположена в северо-восточной части Башкирского свода (БС), в пределах внешней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов. Западная часть площади включает в себя юго-восточную часть Таныпского атолла и северо-восточную часть Чернушинской валообразной зоны.

        Рассматриваемая площадь расположена во внешней прибортовой зоне ККСП, что обуславливает структурно-фациальные особенности строения разреза верхнефранско-турнейской толщи, сформировавшейся в условиях мелководного шельфа. Характер волнового поля и данные ГИС указывает на то, что в позднедевонскую эпоху  в условиях мелководного шельфа происходил рост биогермов франского и фаменского возраста.

Сейсморазведка и геофизические исследования скважин свидетельствуют о неоднородном строении верхнедевонской карбонатной толщи, в разрезах которой выделяются интервалы развития органогенных известняков, характеризующиеся массивной текстурой и интервалы представленные слоистыми, глинистыми карбонатами.

        На Енапаевской площади исследователями выделены  с юго-запада на северо-восток Иликовская, Тавдинская, Зыковско-Енапаевская, Белоусовско-Курбатовская и Дороховская  тектонические ступени, разделённые Тавдинской, Низайской и Басинской ЛМЗ.

В юго-западной части площади расположено северо-западное окончание Иликовской тектонической ступени, которая в пределах площади имеет ширину ~11км и осложнена двумя цепочками поднятий, разделённых Камышловской ЛДЗ. К западной цепочке приурочены Северо-Костаревское, Костаревское, Западно-Костаревское, Светлогорское и Ново-Камышловское поднятия, а к восточной – Новотартинское, Мало-Тартинское, Северо-Габышевское, Габышевское, Горбатовское, Южно-Горбатовское, Куклеянское, Солдатовское, Южно-Солдатовское, Восточно-Солдатовское, Северо-Мельниковское и Мельниковское.

Центральную часть площади занимает Тавдинская тектоническая ступень, отделённая от Иликовской – Тавдинской ЛМЗ. В пределах площади ступень имеет ширину 10-11км и по ОГ карбона опущена относительно Иликовской ступени  на 30-40  м. В центральной части площади ступень осложнена тремя цепочками структур, разделёнными Уясской и Западно-Казаковской ЛДЗ, а ближе к южной границе цепочек становится две и разделены они Уясской ЛДЗ. Западная цепочка представлена Ново-Осетровской, Южно-Осетровской, Коноплянковской, Уясской, Северо-Тавдинской структурами, центральная – Каменноозёрской и Ново-Уясской, а восточная – Казаковской, Моховской, Ступинской, Колтаевской, Ишимовской, Харитоновской структурами. 

К северо-востоку от Тавдинской выделяется Зыковское-Енапаевская тектоническая ступень, отделённая от неё Низайской ЛМЗ. Ширина ступени в пределах площади работ составляет 5-7,5км. Здесь закартированы Зыковское (по реперу НГК), Угловское (ОГ карбона и девона), Штукавинское, Басинское ( по реперу НГК), Таугерское (ОГ карбона и девона), Курясское, Мартинское, Белокаменное, Енапаевское, Южно-Ширяевское поднятия.

Енапаевская площадь имеет сложное геологическое строение. К уже упомянутым особенностям (ступенчато-блоковое строение осадочного чехла, наличие дизъюнктивных нарушений, смещение с глубиной относительно репера НГК сводов локальных структур, развитие шельфовых биогермов позднедевонского возраста, песчаных тел увеличенной мощности барового генезиса, «визейского» и «каширского» врезов) можно добавить развитие на восточной части площади карста в отложениях кунгурского яруса. Карстующиеся сульфатно-карбонатные породы является одной из причин снижения информативности временных разрезов, так как создают неблагоприятную среду для возбуждения и приёма упругих колебаний.

Отмечено несогласное залегание структурного плана  по кровле терригенных отложений тиманского горизонта со структурными планами нижнего и среднего карбона, что связано с развитием органогенных построек позднедевонского возраста, а также несогласованность структурных планов карбона со структурным планом по реперу НГК.

 

 

 

                                    3.3 Нефтегазоносность.

Енапаевская площадь расположена в северо-восточной части Башкирского свода, в пределах внешней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов. Северо-западная, меньшая, часть площади приурочена к Куединско-Чернушинской зоне нефтегазонакопления, входящей в нефтегазоносный район юго-восточной пригребневой части борта ККСП нефтегазоносной области прибортовых и внутренних частей ККСП. Юго-восточная, большая, часть площади относится к Атерско-Высоковскому нефтегазоносному району нефтегазоносной области юго-восточного позднедевонского палеошельфа.

В пределах площади, из 7 нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе палеозоя Пермского Прикамья (нижнепермский карбонатный, каширско-гжельский карбонатный, верейский терригенно-карбонатный, верхневизейско-башкирский карбонатный, визейский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, девонский терригенный), промышленная нефтегазоносность была установлена в 5 нижних комплексах.

Солдатовское месторождение было открыто в 1988 г. Приурочено к Солдатовскому,  Южно-Солдатовскому, Куклеянскому, Северо-Куклеянскому, Горбатовскому и Северо-Мельниковскому поднятиям. 

Нефтеносность установлена в визейском терригенном комплексе и карбонатных отложениях турнейского и фаменского ярусов.

  По промыслово-геофизическим исследованиям в терригенных отложениях  визейского яруса выделяется четыре пласта: Тл2-а, Тл 2-б, Бб и Мл.

Тульский горизонт.

Пласт Тл 2-а.

По материалам ГИС на 2002 г. пласт водоносен на Горбатовском и Северо-Куклеянском поднятиях; на Куклеянском и Солдатовском - замещен плотными породами; на Южно-Солдатовском залежь пласта не имеет промышленного значения.

Пласт Тл 2-б.

Пласт нефтеносен на всех поднятиях месторождения. Водонефтяной контакт (ВНК) залежи, принятый первоначально на отметке -1294 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка по ГИС.

В разрезе данных скважин по ГИС в пласте было выделено 3-5 проницаемых пропластка толщиной от 0,4 до 4,4 м. Нефтенасыщенная толщина в скважинах составляла от 2,2 м до 5,2 м Средневзвешенная по площади была принята 1,9 м. Этаж нефтеносности – 16 м. Залежь - пластовая сводовая.

Коллекторские свойства пласта на данном поднятии изучались по 14 образцам керна. Пористость составляет 20,1 %, проницаемость – 0,320 мкм2. Нефтенасыщенность – 86 % .Физико-химические свойства нефти пласта изучены по одной глубинной пробе и трем поверхностным пробам. На Куклеянском поднятии коллекторские свойства тульского пласта значительно выше, чем на Солдатовском.

Вновь пробуренная скважина № 48 имеет перспективные запасы категории С2 в количестве: балансовые – 214 тыс. т., извлекаемые – 68 тыс. т.

В скв. № 48 из пласта Тл2б из интервала перфорации 1522-1531 м (- 1287,7 м -1296,7 м) получен приток нефти дебитом 6,6 т/сут, через 3,2 мм штуцер. ВНК опустился до абсолютной отметки -1296 м, принятый по подошве пласта в скв. № 48 с учетом опробования в колонне. Пластовая сводовая залежь имеет размеры 1,9х1,7 км, высоту 18,0 м. Площадь нефтеносности составила 2328 тыс. м2 [57].

В скважине № 48 в пласте Тл2б выделяется четыре проницаемых пропластка эффективной толщиной 3,8 м.

Средневзвешенная толщина составила 2,4 м (ранее - 2,6 м).

На 1.01.2001 г. начальные запасы нефти пласта Тл2б составляли: балансовые – 377 тыс.т., извлекаемые – 87 тыс. т. Запасы растворенного в нефти газа составляют 3 млн. м3.

Бобрикрвский горизонт.

Пласт-Бб.

В бобриковском пласте выделено пять проницаемых прослоев эффективной толщиной-5,2 м, нефтенасыщенная толщина– 4,6 м., средневзвешенное значение составляет -2,1 м.

Коллекторские свойства бобриковских песчаников и алевролитов изучались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Среднее значение пористости образцам керна из продуктивной части пласта составило 16 % при изменении от 12,1 до 18,5 %. Нефтенасыщенность менялась от 72 до 82 %, среднее значение составляло 79 %.

Пористость по ГИС составляла 18,5 %, нефтенасыщенность – 90 %. Проницаемость по керну– 0,102 мкм2.

Поверхностная нефть – тяжелая, высоковязкая, смолистая, высокосернистая, с высоким содержанием асфальтенов.

Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,3.

После бурения эксплуатационной скв.65 размеры залежи составили: 1,1х0,8 км, высота – 17 м.  ВНК остался прежним -1315 м. Площадь нефтеносности  уменьшилась до 695 тыс. м2. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина увеличилась до 2,6м.

Радаевский горизонт.

Пласт-Мл.

По материалам ГИС в скважинах выделено по одному нефтенасыщенному прослою; средневзвешенная нефтенасыщенная толщина: 3 - 4 м.

Коллекторские свойства пласта изучены по керну и материалам ГИС. Пористость и нефтенасыщенность приняты по керну - 22 % и 92 % соответственно, проницаемость по керну- 0, 536 мкм2.

Аналитический расчет коэффициента нефтеизвлечения – 0,382, расчет коэффициента на ПЭВМ по программе «KING» –0,490. Среднее между двумя полученными значениями – 0,436.

Турнейский ярус.

Турнейские отложения на Солдатовском месторождении подразделяются на три проницаемых пласта Т1, Т2, Т3.

Пласт Т1 приурочен к верхней части турнейского яруса, является более выдержанным по разрезу.

Пласт Т2 приурочен к средней части яруса, прослеживается в виде отдельных проницаемых прослоев.

Пласт Т3 располагается в нижней части яруса. Продуктивными являются пласты Т1 и Т3.

Пласт-Т1.

Залежь массивного типа . Нефтенасыщеная толщина4,3м.

Физико-химические свойства нефти изучены по двум поверхностным пробам.

Пласт-Т1а.

Начальные балансовые запасы – 1013 тыс. т., извлекаемые запасы - 137 тыс. т; запасы растворённого газа – 5 млн. м3.

Пласт-Т1б.

Начальные запасы – 34 тыс. т., извлекаемые запасы - 4 тыс. т.

По своей характеристике нефть идентична поверхностным нефтям турнейского пласта Судановского месторождения, расположенного в 12 км западнее, что позволило принять параметры для расчета по дифференциальному дегазированию нефтей глубинных проб этого месторождения: плотность – 0,902 г/см3, пересчетный коэффициент – 0,925, вязкость – 16,32 мПа.с.

Пласт-Т3.

Залежи нефти данного пласта приурочены к трем поднятиям: Горбатовскому, Куклеянскому и Солдатовскому.