Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...
Особенности сооружения опор в сложных условиях: Сооружение ВЛ в районах с суровыми климатическими и тяжелыми геологическими условиями...
Топ:
Устройство и оснащение процедурного кабинета: Решающая роль в обеспечении правильного лечения пациентов отводится процедурной медсестре...
Выпускная квалификационная работа: Основная часть ВКР, как правило, состоит из двух-трех глав, каждая из которых, в свою очередь...
Интересное:
Отражение на счетах бухгалтерского учета процесса приобретения: Процесс заготовления представляет систему экономических событий, включающих приобретение организацией у поставщиков сырья...
Средства для ингаляционного наркоза: Наркоз наступает в результате вдыхания (ингаляции) средств, которое осуществляют или с помощью маски...
Наиболее распространенные виды рака: Раковая опухоль — это самостоятельное новообразование, которое может возникнуть и от повышенного давления...
Дисциплины:
2021-06-30 | 147 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Девонская система (D)
Средний отдел (D2)
Непосредственно на метаморфизованных породах кристаллического фундамента залегают песчаники живетского яруса среднего девона.
Живетский ярус (D 2 2)
Старооскольский горизонт (D2st)
Отложения старооскольского горизонта представлены воробъевскими, ардатовскими и муллинскими слоями.
Воробъевские слои (D2 vb). В составе горизонта выделяются нижняя песчаная пачка (пласт DIV) и пачка глинистых пород. Пласт DIV слагается преимущественно песчаниками, значительно реже встречаются глинисто-песчано-алевритовые породы и аргиллиты. Верхняя пачка состоит из глинистых алевролитов. Мощность горизонта составляет 0–10 м.
Ардатовские слои (D2 ar) подразделяются на две пачки: нижнюю песчано-алевритовую (пласт D III) и верхнюю карбонатно-глинистую. Нижняя пачка слагается преимущественно глинистыми алевролитами и песчаниками мощностью 8-11 м. Верхняя пачка сложена аргиллитами с прослоями карбонатных пород (репер «Средний известняк»). «Средний известняк» обычно хорошо выдержан. Мощность его колеблется от 0,8 до 1,5 м. Мощность карбонатно-аргиллитовой пачки достигает 4-5 м редко 8 м.
Муллинский слой (D 2 ml). В составе горизонта выделяется песчано-алевритовый пласт D II и алеврито-аргиллитовая пачка над ним. Мощность пласта D II 2-4 м, мощность алеврито-аргиллитовой пачки колеблется от 10 до 22 м.
Верхний отдел (D3)
Франский ярус (D3)
В составе франского яруса выделяются нижнефранский, среднефранский и верхнефранский подъярусы.
Нижнефранский подъярус (D131)
К нижнефранскому подъярусу в терригенной толще девона относятся пашийский и кыновский горизонты.
Пашийский горизонт (D3 pash) (в промысловой практике индексируется как D l) сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Мощность горизонта колеблется от 28 до 42 м, чаще всего 36-40 м.
|
Кыновский горизонт (D3 kn) выделяется в интервале, ограниченном регионально выдержанными реперами. В подошве это репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород. Выше залегают песчано-алевритовые отложения пласта D 0, которые представлены серыми алевритистыми песчаниками и серыми алевролитами, выше которых залегают аргиллиты. Кровля горизонта проводится по подошве репера «аяксы», сложенного известняками. Мощность горизонта составляет 10-24 м.
Среднефранский подъярус (D13 2)
В среднефранском подъярусе выделяются отложения саргаевского, семилукского и мендымского горизонтов.
Саргаевский горизонт (D3 sr) залегает с размывом на нижележащих кыновских образованиях и представлены известняками темно-серыми, в различной степени перекристаллизованными. В верхней части встречаются прослои брекчеевидного известняка. Мощность горизонта колеблется от 3 до 28 м.
Семилукский горизонт (D3 sm) представлен известняками темно-серыми, битуминозными, органогенно-обломочными, брекчеевидными, участками сильно трещиноватыми с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность горизонта меняется в пределах 14-57 м.
Мендымский горизонт (D3 mnd) залегает с размывом на отложениях семилукского горизонта и представлен серыми и темно-серыми, прослоями органогенными известняками. Мощность горизонта составляет 35-50 м.
Верхнефранский подъярус (D13 3)
В пределах верхнефранского подъяруса выделяются воронежский (D3 vr), евлановский (D3 ev) и ливенский (D3 lv) горизонты. Характерным для этих горизонтов является сложение их известняками серыми и темно-серыми, в различной степени глинистыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными кальцитизированными. Для воронежских образований характерно наличие трещиноватых и брекчеевидных прослоев, а для евланово-ливенских органогенных разностей, представленных водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Общая мощность образований подъяруса может достигать 200 250 м.
|
Фаменский ярус(D233)
Фаменский ярус представлен нижнефаменским, среднефаменским и верхнефаменским подъярусами.
Нижнефаменский подъярус (D23 1)
Нижнефаменский подъярус представлен задонским (D3 zd) и елецким (D3 el) горизонтами, отложения которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они сложены светло-серыми известняками микрозернистыми, доломитизироваными, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, перекристаллизованными, иногда с включениями гипса и ангидрита. Мощность подъяруса составляет 55-150 м.
Среднефаменский подъярус (D23 2)
Среднефаменский подъярус представлен данково-лебедянским (D3 d+lb) горизонтом. Для него характерно переслаивание светло-серых, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчеевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Мощность горизонта составляет 37-102 м.
Верхнефаменский подъярус (D23 3)
В верхнефаменском подъярусе выделяется заволжский (D 3 zv), который сложен известняками серыми, светло-серыми, прослоями доломитизированными. Мощность горизонта составляет 63-92 м.
Нижний отдел (С 1)
Турнейский ярус (С11)
Турнейский ярус подразделен на два подъяруса: нижнетурнейский (лихвинский надгоризонт) и верхнетурнейский (чернышинский).
Визейский ярус (С 1)
Визейский ярус подразделяется на малиновский, яснополянский и окский надгоризонты. Первые две составляют терригенную часть яруса.
Окский надгоризонт (С1 ok)
В пределах надгоризонта выделяются отложения алексинского и михайловского горизонтов.
Алексинский горизонт (С1 al) в целом сложен переслаиванием терригенных и карбонатных пород, представленных аргиллитами и алевролитами темно-серыми, углистыми, нередко пиритизированными и известняками органогенно-обломочными и микрозернистыми нередко трещиноватыми. Мощность горизонта составляет 20-50 м.
Михайловский горизонт (С1mh) представлен доломитами, перекристаллизованными, с линзами ангидрита и известняками органогенно-обломочными, серыми и коричневато-серыми. Мощность горизонта колеблется от 60 до 95 м.
|
Средний отдел (С2)
Средний карбон представлен отложениями серпуховского, башкирского и московского ярусов.
Серпуховский ярус (С2 sp) представлен кристаллически-зернистыми желтовато-серыми и буровато-белыми доломитами, перекристаллизованными, прослоями кавернозными и трещиноватыми. Мощность яруса составляет 70-150 м.
Башкирский ярус (С2 b) представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными и зернистыми с прослоями доломитов светло-серых, тонко- и микрозернистых, прослоями загипсованных. Верхняя граница проводится по смене карбонатных пород на терригенные верейского горизонта. Мощность яруса колеблется в пределах 20-40 м.
Московский ярус (С 2 m) подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт (С2 ver) представлен чередованием органогенно-обломочных и органогенных, неравномерно-глинистых серых и темно-серых известняков, иногда доломитов, а также темно-серых аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мощность горизонта составляет 18-19 м.
Каширский (С2 kch), подольский (С2 pd) и мячковский (С2 mc) горизонты характеризуются присутствием известняков светло-серых органогенных и органогенно-обломочных, прослоями микрозернистых, доломитизированных, перекристаллизованных, а также доломитов светло-серых, участками известковистых. Наблюдаются фораминиферовые, брахиоподовые и водорослевые разности. Общая мощность горизонтов достигает 200-250 м.
Верхний отдел (С 3)
Отложения верхнего карбона в нижней части представлены серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными, доломитизированными известняками. Верхняя часть представлена доломитами светло-серыми и серыми, мелкокристаллическими и гранулярными. Характерна сильная загипсованность пород, изредка отмечаются прослойки кремней. Мощность отложений может достигать 200-250 м.
Пермская система (Р)
Нижний отдел (Р1)
В пределах нижней перми выделены ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Асельский ярус (Р1 ass) сложен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных доломитов частично окремнелых.
|
Сакмарско-артинские (Р1 s-art) отложения сложены в основном карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями мергелей и глин.
Кунгурский ярус (Р1 kng) представлен гипсами с прослоями доломитов. Общая мощность отдела может достигать 400 м.
Верхний отдел (Р2)
В разрезе верхней перми выделяются уфимский, казанский и татарский ярусы.
Уфимский ярус (Р2 uf) представлен пестроцветными и красноцветными песчанистыми глинами, разнозернистыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и мергелями. Кроме того, встречаются прослои известняков и включения гипса. Мощность яруса составляет 60-100 м.
Казанский ярус (Р2 kaz) подразделяется на два подъяруса. Нижнеказанский сложен серыми и зеленовато-серыми, сильно-известковистыми песчаниками и глинами с прослоями оолитовых известняков. Верхнеказанские отложения представлены образованиями лагунно-континентальной фаций и слагаются красноцветными глинами и песчаниками, которые переслаиваются между собой и с незначительными по толщине прослоями светло-серых известняков и мергелей. Мощность яруса достигает 150 м.
Татарский ярус (Р2 tat) залегает на размытой поверхности казанского яруса и представлен пестроокрашенными, бурыми, желтовато-бурыми и красными глинами и песчаниками с редкими прослоями серых глинистых известняков и мергелей. Мощность отложений яруса может достигать 100 м.
Четвертичные отложения (Q)
Представлены на всей территории аллювиальными осадками речных долин в виде галечников и суглинков, а также желтыми и желтовато-серыми суглинками и глинами делювия водоразделов и склонов. Мощность отложений изменяется от 5 до 10 м. [2]
3. ТЕКТОНИКА
В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенным отложениям девона рассматриваемая площадь относится к северному склону Южно-Татарского свода (ЮТС), приурочена к Сулеевско-Поповской и Сармановской террасам, разделенным Сармановским прогибом, глубиной порядка 30-35 м. По отношению к внутриформационному Нижнекамскому прогибу она располагается в его внешней прибортовой зоне. [2]
В пределах ЮТС и его склонов по поверхности кристаллического фундамента выделяется ряд блоков меридионального простирания, которые разделены один от другого зонами разломов, контролирующими грабенообразные прогибы.
На западе площади в меридиональном направлении трассируется Алтунино-Шунакский грабенообразный прогиб. Он отделяет купольную часть ЮТС от его западного склона. К западу от прогиба выделяется Акташско-Новоелховский линейный блок, который является первой ступенью погружающегося на запад склона ЮТС. Ширина его 20 км. Поверхность блока осложнена цепочкой пологих (до 10м) выступов. На северном склоне ЮТС в морфологии кристаллического фундамента выделяются пологие линейные террасы субмеридионального простирания, осложненные локальными выступами незначительной амплитуды.
|
Юго-восточную и восточную части площади занимают северные окончания Миннибаевско-Алькеевского и Чишминско-Южно-ромашкинского блоков, разделенные Миннибаевским грабенообразным прогибом. Вышеназванные структурные элементы второго порядка осложняют купольную часть ЮТС, отделяющуюся от его северного склона Сакловским структурным уступом.
Терригенные отложения живетско-кыновского возраста в несколько сглаженном виде повторяют структурно-эрозионные формы кристаллического фундамента, наследуя, таким образом, основные черты его тектонического строения. По кровле терригенных отложений девона на фоне ступенчатого погружения слоев в северо-западном направлении выделяются те же структурные элементы второго порядка, что и по поверхности кристаллического фундамента.[2]
Существенное изменение структурного плана начинается в семилукско-бурегское время в связи с усилением тектонических процессов в Уральской геосинклинали, активизировавших движение по разломам. На востоке Русской платформы в отложениях верхнего девона и нижнего карбона в результате некомпенсированных прогибаний сформировался самостоятельный структурно-тектонический этаж, где наряду с чертами унаследованного структурного облика сформировались новые структурно-седиментационные элементы.
По отложениям каменноугольной системы Акташско-Новоелховский блок сливается с центральной частью ЮТС, образуя северную ветвь Сокско-Шешминской зоны дислокаций, осложненную локальными поднятиями, не имеющими отображения в терригенных отложениях девона и поверхности кристаллического фундамента.
Структурный план поверхности турнейского яруса осложнен зонами предвизейских врезов, которые выявлены эксплуатационными скважинами на различных частях площади. Глубина врезания терригенных отложений бобриковского возраста в карбонатные породы турнейского яруса достигает 25 м.
Современные структурные планы отложений среднего и верхнего карбона в выпалаженном виде повторяют структурные планы горизонтов нижнего карбона и верхнего девона.
Структурные планы отложений пермской системы детально изучены структурным бурением и по кровле ассельского яруса неравномерно- ступенчато погружаются в северном и северо-западном направлении. Структурно-эрозионная поверхность сакмарского яруса в основных чертах повторяет структурный план кровли ассельского яруса, но вследствие неравномерного размыва кровельной части сакмарских отложений резко дифференцирована.
Приведенные выше данные свидетельствуют о сложной истории тектонического развития территории, на протяжении которой процессы структурообразования определялись тектоническим и седиментационным факторами и их сочетаниями.
На исследуемой территории по поверхности бобриковского продуктивного горизонта выделяются ряд локальных поднятий и впадин, беспорядочно расположенных относительно друг друга. Они имеют размеры от 0,3 х 0,6 км до 1,2 х 2,0 км и в зависимости от этого разбурены от одной до пяти скважинами. Наивысшие точки поднятий имеют отметку до -860м.
Таким образом, поверхность бобриковского горизонта на изучаемой территории является сложным, осложненным локальными куполами и впадинами. А структурный план плавно снижается в северном и северо-западном направлении до абсолютных отметок – 906м.
4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В результате проведения большого объема поисково-разведочных работ и промыслово-геофизических исследований на территории Татарстана было установлено, что Ромашкинское месторождение является многопластовым месторождением платформенного типа. К началу 90-х годов была доказана нефтеносность и битуминосность в диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в горизонтах девона и карбона, однако их промышленная значимость различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона. Залежи нефти находятся также в карбонатных отложениях девона и карбона. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший интерес.
Как известно, на землях восточной части РТ с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и по простиранию, изолированности их друг от друга, выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1- терригенной толщи девона; 2- карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3- карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4- карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижнего перми; 5- терригенного уфимской толщи; 6-7- терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. Они, как правило, отделены
друг от друга повсеместно выдержанными плотными (глинистыми, глинисто
-карбонатными или сульфатными) породами. Для каждого комплекса присущи характерные типы залежей и особенности их залегания, а также различия в свойствах насыщающих их флюидов.
На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными верхние комплексы.
На изучаемой залежи № 12 эксплуатационным объектом (ЭО) является сложнопостроенные терригенные отложения нижнего карбона, приуроченные к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов.
Залежь №12 рассматривается как укрупённая, объединяющая все залежи, расположенные в пределах Восточно - Сулеевской и Алькеевской площадей, а именно собственно залежь №12, залежи 29,37,114,115.
В структурно-тектоническом отношении отложения нижнего карбона в районе Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей контролируются Сулеевско-Поповской структурной террасой, в пределах которой расположено большое количество локальных структур и поднятий. Общей для них является очень сложная конфигурация, наличие отдельных мелких локальных структур, рассчленённость на отдельные обособленные участки залежи зонами развития водонасыщенных коллекторов и зон отсутствия коллекторов. Залежи пластово-сводовые, участками литологически-осложнёные.
Залежь №12 является крупнейшей по размерам в пределах Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей. Длина её 15 км, ширина 22 км. Высота залежи – 38 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений –1100м. Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметкок – 843м-886м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна-881м.. Залежь пластово-сводовая.
Блок №29 состоит их двух участков (восточного и западного), расположен в пределах Алькеевской площади и приурочен к нескольким малоамплитудным поднятиям. В целом длина его равна 10 км, ширина 9 км, высота- 25 м. Абсолютные отметки кровли залежи от –854 до – 881 м. На восточном участке ВНК на юге принят на отметке – 875 м с понижением к северу до – 880 м, на западном участке – 882 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений – 1130 м. Залежь пластовая сводовая, литологически осложнённая [1].
Блок № 37 расположен в пределах Алькеевской и Восточно - Сулеевской площадей на северо-восточном крае Сулеевско-Поповской террасы. Она представлена небольшими поднятиями, имеющими размеры от 3,0х1,2 км до 0,7х 0,5 км. Кровля залежи вскрыта в абсолютных отметках от –862 м до 888 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна-888,5м. Высота залежи составляяет 26 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений равна 1105 м. Залежь пластовая сводовая [1].
Блок №114 расположен в юго- западной части Восточно-Сулеевской площади и приурочен к широкому поднятию с двумя куполами. Длина залежи 4,5 км, ширина- 1,5 км. Высота залежи 20м. Кровля залежи залегает в пределах абсолютных отметок от – 850 до 879 м. Средняя абсолютная отметка ВНК – 880,4м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений – 1115м. Залежь пластовая, сводовая, литологически осложнённая.
Блок № 115 расположен в южной части Восточно-Сулеевской площади. Залежь приурочена к структуре северо-восточного простирания, представлена рядом отдельных куполов. В целом длина равна 4,8 км, высота-25,5. Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от – 854,0 м до 881 м. Средняя абсолютная отметка ВНК равна 875 м. Средняя глубина залегания продуктивных отложений равна 1130м. Залежь пластовая, сводовая, литологически осложнённая.
Общей особенностью является в целом ограниченное площадное распространение коллекторов, наличие полосообразного или линзовидного развития границы распространения коллекторов в пределах отдельных залежей контролируются зонами водонасыщенных коллекторов и неколлекторов, отличаясь исключительной извилистостью.
Как в целом для Ромашкинского месторождения, так и рассматриваемой залежи, в строении осадочной толщи палеозоя, которая залегает на гранитогнейсовых породах кристаллического фундамента, принимают участия отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, представленных карбонатными и терригенными породами. По разрезу терригенные отложения нижнего карбона развиты в пределах визейского яруса, включающего малиновский и яснополянский надгоризонты.
В составе малиновского выделяются елховский и радаевский горизонты, а яснополянского- бобриковский и тульский горизонты. На рассматриваемой территории Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей бобриковско-радаевские отложения имеются повсеместное распространение. Покрышкой отложений являются непроницаемые породы тульского горизонта толщиной 8-10м, представленные темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками с прослоями известковистых аргиллитов. В подошве залегают аргиллиты елховского горизонта толщиной 2-6м и известняки турнейского яруса.
В целом для терригенных отложений характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, различное сочетание песчано-алевролитовых пластов, значительная изменчивость как всей толщи, так и отдельных песчано-алевролитовых и перекрывающих их глинистых пачек, фиксирующих отдельные литологические уровни внутри терригенной продуктивной толщи и являющихся дополнительными реперами.
Выделяются 4 разновозрастных пропластка (снизу-вверх): С1вв1, С1вв2, С1вв3, С1ввII. Пропластки С1вв1, С1вв2 и два нижних прослоя С1вв3-радаевского возраста, верхняя часть пропластка С1вв3 бобриковского и пропласток С1ввII тульского возраста. К бобриковско-радаевскому горизонту С1ввII отнесён на основании частого слияния с нижележащим пластом и наличия общего водо-нефтяного контакта (ВНК).
Коэффициент связанности составляет для С1вв1-С1вв2 - 0,85, для С1вв2- С1вв3 – 0,71 и для С1вв3- С1ввII - 0,60. Это свидетельствует о высокой степени гидродинамической связи пластов объекта, что оказывает влияние на характер выработки как отдельных пластов, так и блоков залежи.
Для выделяемых пластов характерно изменение нефтенасыщенной толщины в широких пределах. Например, нефтенасыщенная толщина пласта С1вв1 изменяется ль 0,8 м до 3,4 м, составляя в среднем 1,7 м и далее по разрезу, соответственно для С1вв2- от 0,8 до 8,4 м, 3,0 м; С1 вв3 – от 0,8 до 10,6м, 3,3 м; С1ввII – от 0,8 м до 4,0м, 1,7 м. Пропластки могут сливаться в самых различных сочетаниях вплоть до слияния всех четырёх, при этом нефтенасыщенная толщина может достигать 16,0 м. При раздельном залегании пропластков отмечается наличие глинистых разделов.
Нефтенасыщенные коллекторы пласта С1вв2 наиболее развиты в пределах центральной и северной частей собственно залежи №12 в виде площадного развития коллекторов, а на остальных участках залежи, как и по другим блокам в виде отдельных линз и полос различного размера, окруженных зонами развития водонасыщенных коллекторов или зон отсутствия коллекторов.
Пласт С1вв3 выделяется среди других пластов бобриковского горизонта наибольшей площадью распространения нефтенасыщенных коллекторов. По собственно залежи №12- это обширные участки в центральной, северной и восточной частей, по блоку 29- в пределах большей части восточного участка. По другим в основном это многочисленные небольшие линзы и полосообразные зоны.
Пласт С1ввII отличается довольно широкой представленностью нефтенасыщенных коллекторов в виде отдельных линз и полос, которые в большинстве случаев развиты на участках слияния с пластом С1вв3. Следует отметить наличие достаточно обширных зон нефтенасыщенных коллекторов в пределах блоков 29, 1,2, 3,4 Залежи 12. Но с учетом развития водонасыщенных коллекторов следует подчеркнуть наиболее выраженный линзовидный и полосообразный характер распространения пласта С1ввII.
Литолого-петрографическое изучение кернов позволяет отметить определённые различия в коллекторской характеристике выделяемых пластов. Наиболее характеризован керном пласт С1вв1. По коллекторским свойствам и нефтенасыщенности наименьшими значениями характеризуется пласт С1 ввII (проницаемость- 0,362 мкм2, нефтенасыщенность- 0, 749).
Промежуточное положение занимает пласт С1ввI2, у которого средняя проницаемость по керну равна 0,685 мкм2, а нефтенасыщенность- 0, 846. Наилучшие характеристики имеет пласт С1ввI3. Средняя его проницаемость составляет 1,670 мкм2, а нефтенасыщенность 0,851.
Установлено, что керн, взятый из участков слияния пластов, характеризуется более высокими значениями коллекторских свойств и нефтенасыщенности по сравнению с раздельно залегающими пластами. Приведенные в таблице результаты анализа кернового материала в целом по бобриковскому горизонту указывают, что средняя проницаемость составляет 2,08 мкм2, средняя пористость-0,247, средняя нефтенасыщенность-0,854.
Установленная по данным гидродинамических исследований средняя величина проницаемости равна 1,089 мкм2.
Для проектирования приняты следующие средние значения параметров: пористость – 0,229; проницаемость – 0,867 мкм2; нефтенасыщенность связанной воды- 0,147; нефтенасыщенность- 0,853. Эти данные получены на основании результатов промыслово-геофизических исследований, число которых значительно превышает другие виды исследований. В целом же по таблице можно отметить значительную неоднородность параметров, о чём свидетельствуют довольно высокие значения коэффициентов вариации.
Средняя абсолютная отметка залегания водо- нефтяного контакта в целом по укрупнённой залежи №12 равна-881 м. По отдельным блокам залежи средняя её величина отличается незначительно, за исключением блока №37.
ВНК встречен в самых различных пластах бобриковского горизонта и в большинстве случаев он приурочен к слияниям пластов С1вв2 и С1вв3 (86 %скважин), а в раздельно залегающих пластах он вскрыт в 10 % скважин.
Средняя общая толщина пластов с подошвенной водой изменяется по блокам от 7,2- 11,6 м и в среднем по залежи равна 9,4м, а толщина нефтенасыщенной части от 0,8 м до 13 м, составляя в среднем 5,4м.
Для проектирования и управления процессом разработки залежей нефти и газа необходимо знать условия залегания и свойства флюидов в пластовых условиях. Движение жидкостей и газов в пористой среде происходит при эксплуатации в сложных условиях определяемых не только высокими давлениями и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газа и воды в пластовых условиях.
Свойства и состав пластовых флюидов продуктивных отложений бобриковского горизонта приведены в таблицах 4.1- 4.4. В них указаны диапазоны изменений и средние значения параметров пластовых и поверхностных нефтей, компонентный состав газа, состав и свойства пластовой воды, полученные по результатам анализа исследований скважин с начала разработки залежей, входящих в состав залежи №12, по настоящее время.
Таблица 4.1
Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи №12 бобриковского горизонта.
Наименование | Бобриковский горизонт | |||
Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | ||
сква-жин | проб | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
а) Нефть Давление насыщения газом, Мпа | 36 | 71 | 1,00-6,50 | 3,94 |
Газосодержание, м3/т | 40 | 93 | 5,1-45,9 | 15,4 |
Плотность, кг/м3 | 48 | 114 | 0,826-0,897 | 0,868 |
Вязкость, мПа * с | 45 | 110 | 7,12-55,05 | 22,74 |
б) Пластовая вода газосодержание м3/т | 0,114-0,256 | 0,185 | ||
Объёмный коэф., доли ед. | 1,0065-1,015 | 1,011 | ||
Продолжение Таблица 1.4.1 | ||||
Вязкость, мПа * с | 94 | 121 | 1,56-1,78 | 1,73 |
Общая минерализация, г/л | 94 | 121 | 200,4237-251,2223 | 239,3170 |
Плотность, кг/м3 | 94 | 121 | 1139-1174 | 1166 |
Пластовый газовый фактор в целом по залежи равен 15,4 м3 /т, вязкость пластовой нефти – 22,7 МПа*с, плотность пластовой нефти – 0,868 кг/м3. Рабочий газовый фактор был определен в промысловых условиях при среднегодовой температуре на промыслах Татарии, равной 9º С, и составляет 11,9 м3/т.
По своим физико- химическим параметрам нефти залежи относятся к категории сернистых парафинистых и смолистых нефтей.
Таблица 4.2
Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %).
Наименование | Бобриковский горизонт | ||
При однократном разгазировании пластовой нефти в станд.условиях | Пластовая нефть | ||
Выделившийся газ | Нефть | ||
Сероводород | 3,60 | - | 0,06 |
Углекислый газ | 0,74 | - | 0,16 |
Азот + редкие | 31,70 | - | 3,55 |
В т.ч. гелий | - | - | - |
метан | 22,89 | 0,45 | 4,41 |
этан | 15,29 | 0,48 | 4,17 |
пропан | 15,39 | 0,39 | 5,43 |
изобутан | 2,53 | 0,5 | 1,21 |
н.бутан | 1,14 | 1,67 | 2,27 |
изопентан | 1,56 | 1,81 | 2,59 |
н.пентан | 1,14 | 1,67 | 2,27 |
гексаны | 0,82 | 92,75 | 72,66 |
молекулярная масса | 32,02 | 241,32 | 227,50 |
Таблица 4.3
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти залежи №12 бобриковского горизонта.
№ |
Наименование | Бобриковский горизонт | ||||
Кол-во исследований | Диапазон изменения | Среднее значение | ||||
скважины | пробы | |||||
1. | Месторождение, площадь Горизонт | Ромашкинское Залежь №12 Бобриковский горизонт | ||||
2. | Вязкость, сП | - | - | - | - | |
3. | при 20ºС | 25 | 40 | 20-115 | 46,7 | |
4. | при 50ºС | 19 | 21 | 13,6-27,2 | 17,1 | |
5. | Темпер-ра застывания, С | - | - | - | - | |
7. | Смол селикагелевых | 6 | 8 | 19,2-24,6 | 20,3 | |
8. | Сера | 25 | 37 | 1,5-4,4 | 2,9 | |
9. | Асфальтенов | 13 | 23 | 2,2-10,5 | 4,8 | |
10. | Парафинов | 11 | 19 | 2-5,6 | 3,3 | |
11. | Н.К.-100С | 13 | 21 | 2-9 | 4,5 | |
12. | До 150 ºС | - | - | - | - | |
13. | До 200º С | 15 | 23 | 8,7-32 | 18,4 | |
14. | До 300º С | 15 | 23 | 23,7-51 | 38,9 | |
В табл.1.4.4 приводится материальный баланс распределения углеводородов. Как установлено в процессе проведения исследований, потери от испарения в процессе подготовки составляют 2,3 м3/т, а потери от
растворения легких фракций углеводородов в сточных водах – 0,004 м3/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором (15,4 м3/т) и
суммарным количеством газа, выделившегося в процессе подготовки с учётом потерь, составляет остаток газа в товарной нефти. В данном случае величина остатка составляет 1,196 м3/т.
Таблица 4.4
Материальный баланс распределения углеводородов по залежи №12.
Место-рождение | Пластовый газ.фактор |
Рабочий газ.фактор | Потери, м3/т | Остаток в сточных водах,м3/т | ||
1 ст.сепарации | 2 ст.сепарации | От использо-вания в процессе подготовки | От раство-рения в сточных водах | |||
Залежь №12 | 15,4 | 9,9 | 2,0 | 2,3 | 0,004 | 1,196 |
В составе нефтяного газа основное место занимают метаново-пропановые фракции –55,55% мольных и азот – 32,86% мольных. Плотность газа в среднем равна 1,326 кг/м3.
В процессе проведения гидрогеологических исследований было установлено, что водовмещающими породами бобриковско – тульских отложений являются песчаники и алевролиты. Водоносные пласты перекрываются плотными карбонатами и аргиллитами тульского горизонта, служащими региональным водоупором. Дебиты скважин колебались от 18 до 60 м3/сут при динамических уровнях 200-400 м от устья. Абсолютные отметки пьезометрических уровней составляют +35-50 м. Воды отложений напорные, режимы залежей упруговодонапорные.
По химическому составу (по классификации В.А.Сулина) подземные воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией 200-251 г/л. Плотность пластовых вод изменяется от 1139 до 1174 кг/м3, вязкость от 1,56 до 1,78 МПа*с, температура колеблется от 20 до 22 С. Растворённый
в нефти газ характеризуется метаново-азотным составом. Газонасыщенность составляет 0,114-0,256 м3/т. Упругость газа достигает 60 кг/см2. Содержание углеводовородов в сумме более 25%.
5. ВОДОНОСНОСТЬ
Водоносные комплексы на изучаемой территории установлены по всему разрезу. Были выделены гидрогеологические комплексы, при котором учитывались литология водовмещающих пород, степень гидродинамической связи горизонтов, минеральный и газовый состав вод.
Для отложений терригенного комплекса среднего и верхнего девона характерна высокая водообильность. Водоносные горизонты приурочены к песчано-алевролитовым отложениям горизонтов D V, D IV, D III, D II, D I, D 0 образующим единую макрогидродинамическую систему с региональным водоупором, представленным кыновско-саргаевскими аргиллитами и глинистыми известняками.
Терригенный комплекс малиновского и яснополянского надгоризонтов характеризуются наличием водоносных горизонтов, приуроченных к песчаникам и алевролитам радаевского, бобриковского и тульского горизонтов, верхним водоупором для которых являются плотные карбонаты и глины тульского возраста. Так как это основной водоносный комплекс залежи №12 рассмотрим физико-химические свойства и состав этих вод. Дебит скважин колеблется от 18 до 61 м /сут при пониже
|
|
Состав сооружений: решетки и песколовки: Решетки – это первое устройство в схеме очистных сооружений. Они представляют...
Архитектура электронного правительства: Единая архитектура – это методологический подход при создании системы управления государства, который строится...
Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...
Своеобразие русской архитектуры: Основной материал – дерево – быстрота постройки, но недолговечность и необходимость деления...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!