Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Характеристика нефти, газа и пластовых вод
Технологическая часть
Анализ состояния системы ППД
Проектная часть
Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт
Расчетная часть
Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины
Безопасность и экологичность проекта
Навигация
Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений
84004
знака
2
таблицы
12
изображений
1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Его длина по контуру нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) составляет более 100 км, ширина - до 30 км. Нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Месторождение приурочено к обширной асимметрической антиклинали северо-западного направления. Ее юго-западное крыло - крутое (до 4°), северо-восточное - более пологое (до 1°). Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе 1190 м составляет 90-100 м. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста. По кровле ТТНК структура осложнена большим числом локальных поднятий меньших размеров и амплитуды. Их размеры различаются, но не превышают 1-5 км. Вверх по разрезу структура менее контрастная и в пермских отложениях практически нивелируется. Глубина залегания ТТНК – 1250-1300 м, регионально погружается с юга на север. В разрезе ТТНК выделяются и четко коррелируются девять пластов песчаников: алексинский горизонт – пласт С0; тульский горизонт – пласты CI, CII, CIII, CIV0, CIV, CV и CVI0; бобриковско-радаевский горизонт - пласт CVI. Толщина пластов резко меняется от скважины к скважине. К числу основных и наиболее выдержанных по площади относятся пласты CII, CIII (на северной части месторождения) и CVI. Остальные пласты имеют меньшие толщины и более неоднородны. Песчаники характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Толщина ТТНК колеблется от 33 до 150 м. Резкое ее увеличение приурочено к зонам глубокого размыва карбонатной толщи турнейского яруса. В отдельных скважинах известняки турнейского возраста размыты полностью, а образовавшиеся карстовые провалы заполнены мощной толщей терригенных отложений. Карбонатные коллекторы среднего карбона (каширо-подольские и турнейские) имеют гораздо худшие ФЕС (низкие проницаемость и пористость, малая толщина). Нефти всех объектов обладают повышенной вязкостью (20-30 мПа⋅с), плотность их равна 0,88-0,90 т/м3. Давление насыщения в ТТНК составляет 8 МПа, газонасыщенность – от 5 до 20 м3/т. Нефтеносность разреза среднего карбона изучалась в основном попутно с поисками и разведкой нефтяных залежей в терригенной толще нижнего карбона. Стратиграфически среднекаменноугольные отложения включают верхнюю часть башкирского яруса и в полном объеме московский ярус. Они сложены карбонатными породами с подчиненными прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов, встречающихся главным образом в верейском горизонте. По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов рассматриваемые отложения расчленяются на 11 пачек (I- XI), из которых промышленно нефтеносны II-VII пачки каширского и подольского горизонтов, причем продуктивность последних установлена лишь на Вятской площади. Выделенные пачки достаточно четко прослеживаются не только в пределах рассматриваемого месторождения, но и на значительной территории Бирской седловины и примыкающих к ней площадях Пермско-Башкирского свода и Верхнекамской впадины. Каждая из пачек представляет собой ритмически построенный литологический комплекс, нижняя часть которого выполнена карбонатными породами с повышенным содержанием пористо-проницаемых разностей, а верхняя - преимущественно плотными непроницаемыми карбонатами, глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями. По стандартному каротажу низы каждой пачки, как правило, характеризуются отрицательными показаниями СП, низкими ГМ, положительными приращениями МЗ, низкими и средними значениями НГМ и при расчленении и корреляции разреза среднего карбона выделяются условно как продуктивный пласт. Противоположную электро- и радиокаротажную характеристику имеет верхняя, наиболее плотная часть разреза рассматриваемых пачек, которая выделяется как "плотный раздел" и оценивается как нефтеупор. Отмеченные продуктивные пласты приурочены: Б1 (пачка XI)-к башкирскому ярусу, вышележащие В1-В3 (пачки VIII-X) - к верейскому, K1-K4 (пачки IV- VII)-к каширскому, П1-П3 (пачки I и III) - к подольскому горизонтам. При сопоставлении указанных продуктивных пластов выявляется сложный линзовидный характер распространения содержащихся в них прослоев коллекторов, обусловленный частым изменением минералогического состава, структурно-текстурного сложения, емкостных и фильтрационных свойств пород. Как показали исследования, литологически неоднородный продуктивный разрез среднего карбона повсеместно связан с перекристаллизацией, доломитизацией, сульфатизацией, окремнением и др. В пределах Арланского месторождения при переходе к Новохазинской площади отмечается существенное качественное изменение продуктивного разреза резко усиливается литологическая неоднородность (расчлененность) III-VI пачек, увеличивается степень их доломитизации и сульфатизации, повышается интенсивность и возрастает разнообразие форм проявления постседиментационных преобразований, существенно ухудшаются коллекторские свойства, нефтенасыщенность слагающих пород и снижается стратиграфический уровень нефтеносных коллекторов. Перечисленные признаки закономерно усиливаются в юго-восточном направлении, и на Юсуповском участке Арланского месторождения весь среднекаменноугольный разрез становится непродуктивным. На Арланской и Николо-Березовской площадях промышленно нефтеносны III и IV пачки, приуроченные соответственно к подошве подольского (П3) и кровле каширского (K1) горизонта, а на Новохазинской площади, притом лишь в северной ее половине (Шариповский участок), продуктивны нижележащие V и VI пачки (К2 и К3), выделяемые в середине разреза каширского горизонта. В северо западной части Арланского месторождения на Вятской площади диапазон промышленной нефтеносности увеличивается, охватывая II-III пачки подольского горизонта (П2 и П3) и IV, V и VII пачки каширского горизонта (K1, K2 и К4), общая мощность которых достигает 110 м (рис. 1).
Рис.1. Схема распространения залежей нефти в среднем карбоне Арланского месторождения
Распространение нефтеносности продуктивных пластов: а - П2, П3, K1, К2, К4; б - П3, К1; в - К2, К3; эксплуатационные площади: 1 - Вятская 2 - Арланская, 3 - Николо-Березовская, 4 – Новохазинская. В процессе поисково-разведочных работ на территории Арланского месторождения отмечались нефтепроявления, а в скв. 92 и 210 на Николо Березовской площади были получены притоки нефти при вскрытии и опробовании пластов В2 и В3 (пачки IX и X), залегающих в нижней части верейского горизонта. Однако их нефтеносность до сих пор остается не вполне ясной. Из проведенного структурно-фациального анализа следует, что предпосылки крайне неоднородного (дифференцированного) пространственного распределения нефтеносности среднекаменноугольных (точнее, каширско-подольских) отложений Арланского месторождения были заложены в период накопления и первичного (седиментационно-диагенетического) преобразования осадков в условиях мелководного шельфового морского бассейна с резко расчлененным рельефом дна, нестабильными гидродинамическим, температурным и гидрохимическим режимами и в целом жарким климатом. Это обусловило преимущественное накопление карбонатных осадков, характеризующихся структурно минералогической неоднородностью и разнообразием форм проявления в последующие фазы их преобразования (поздний диагенез, эпигенез) вторичных процессов, в числе которых особая роль принадлежала доломитизации и генетически тесно связанной с ней сульфатизации.
Похожие работы
... обратить взор на вклад именно этого ученого в развитие нефтяной науки и нефтедобычи России в целом. По мнению автора и многих исследователей именно И.М.Губкину принадлежит роль в зарождении науки о разработке нефтяных месторождений, что прослеживается в материалах приводимых в следующем параграфе. 2. Зарождение науки о разработке нефтяных и газовых месторождений Для осуществления управления ...
... в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным ...
... заводнения для поддержания давления и при площадном заводнении. При гидрогеологических исследованиях, проводимых на эксплутационных и разведочных площадях, следует обязательно учитывать эти воды. Рисунок 1. Схема залегания подземных вод нефтегазового месторождения. 1 - грунтовая вода; 2 - нефтяной пласт; 3 - пласт, насыщенный водой; 4 - газонефтяной пласт; 5 - нефтяной пласт с пропластками ...
Геохронологическая шкала. Непско-Ботуобинская нефтегазовая область. Системы разработки с заводнением
... кальций и газ аргон. Недостатком радиологического метода является ограниченная возможность его применения главным образом для определения возраста магматических и метаморфических пород. 2. Непско-Ботуобинская нефтегазовая область 2.1 Основные черты Рассматриваемая территория, изображенная на рисунке 1, занимает южную часть Сибирской платформы в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, а в ...
0 комментариев