Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

При построении структурной карты по кровле артинских  отложений использованы данные только вертикальных скважин.

 

 

По результатам анализа структурных карт по маркирующим горизонтам можно сделать следующие выводы:

1. Наличие тектонических ступеней  и связанных с ними биогермных  сооружений верхнедевонского возраста  привело к несоответствию девонского  структурного плана с каменноугольным  и пермским.

2.  По соотношению структурных  планов и характеру изменения  толщин между основными маркирующими  горизонтами локальные поднятия  могут быть отнесены к погребённым  седиментационно-тектоническим структурам, характерным для северо-восточного  склона Башкирского свода. 

                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.3. Нефтегазоносность и характеристика  продуктивных пластов

Нижне-средневизейский  терригенный нефтеносный комплекс

 

Промышленная нефтегазоносность  комплекса установлена практически на всех месторождениях юга Пермской области, в том числе и на Трифоновском месторождении.

В разрезе комплекса выделяются 6 проницаемых пластов: Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл, Т. Все они являются промышленно нефтеносными.

Яснополянский надгоризонт

 

Отложения  яснополянского  надгоризонта  представлены  песчаниками  и алевролитами с прослоями аргиллитов.

 

Тульский горизонт

Пласт Тл_2-а

 

Пласт Тл_2-а залегает в кровле терригенной части тульского горизонта и имеет общую толщину от 7.6 до 4.4 м. Покрышкой  его служат аргиллиты толщиной до 4 м. В пласте выделяется от 2 до 3 проницаемых  пропластков толщиной от 0.4 до 2.6 м.

По данным ГИС и испытаниям пласт  нефтеносен.

Водонефтяной контакт принят на отметке -1305 м по данным ГИС в скв.535.

К категории C₁ отнесена центральная часть поднятия, ограниченная линией, проведенной на отметке -1299 м (нижняя дыра перфорации с учетом проницаемого прослоя в скв. 535).

Залежь пластовая сводовая, размеры 3.1x1.8 км, этаж нефтеносности 16 м.

В контуре нефтеносности находятся 4 скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 3.0 м (скв.532  до 5.2 м (скв.535), средневзвешенная по площади она равна для категории C₁ - 2.8 м, категории C₂ -1.9м. Коэффициент песчанистости равен 0.74, расчлененности - 2.4.

Коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, слабо глинистыми. Представительный керн взят в скв.532, 535. Коллекторские свойства их неплохие и достаточно однородны - размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности 4.9%, 0.7162 мкм² и 10.2%, а коэффициенты вариации пористости

 

 

проницаемости 0.074 и 0.597.

Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом интервале 100-250*10 ^-3 мкм². Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 0.275 и 0.249 мкм² или 0.836 и 0.757 от среднеарифметического.

Пористость, принятая при подсчете запасов, равна 19% при интервале изменения 15.3-20.2% по 24 определениям, проницаемость 0.329 мкм² (интервал изменения 0.0658-0.782), нефтенасыщенность 87% (при интервале изменения 80.3-90.5%).

 

 

Пласт Тл_2-б

 

Пласт Тл_2-б от вышележащего пласта Тл_2-а отделяется толщей аргиллитов от 2 до 8 м.

 Пласт проницаем во всех скважинах, кроме скв.532, в которой пласт замещен плотными породами.

По данным ГИС и опробования  пласт является промышленно  нефтеносным.

         Водонефтяной  контакт принят на отметке  -1319 м по нижней дыр перфорации  с учетом проницаемого прослоя.  Граница категории С₁ принята в двойном радиусе дренажа скв.535, остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории C₂.

Залежь пластовая сводовая, размеры 2.7x1.5 км, этаж нефтеносности 16 м.

Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 3.2 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых прослоев толщиной от 0.4 до 1.6 м. Средневзвешенная эффективная  нефтенасыщенная толщина равна 1.4 м (категория C₁ ) и 2 м (категория C₂). Коэффициент песчанистости 0.44, расчлененности - 1.8.

Коллекторы представлены крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми  песчаниками с преобладанием  первых. Размахи пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны - 2.7%, 0.307 мкм², 26.9%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0.055 и 1.560 соответственно. Геометрическое значение проницаемости равно   31.4*10^-3 мкм² или 0.446 от среднего арифметического.

Для подсчета запасов приняты: пористость 19% (при интервале изменения 17.5-20.2%), что также подтверждается данными ГИС (17.5%), нефтенасыщенность - 72% по 6 определениям.

Бобриковский горизонт

В разрезе горизонта выделяются 2 проницаемых пласта: Бб₁ и Бб₂, оба промышленно-

 

 

нефтеносны.

 

Пласт Бб₁

 

Проницаемый пласт литологически  выдержан по площади. От вышележащего пласта Тл_2б отделяется аргиллитово-алевролитовой толщей от 1.5 до 6.5 м.

Общая толщина пласта изменяется в  пределах 1.2-9.0 м, эффективная - 1.2-8.0 м. В пределах продуктивной части пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0.6-4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 3.4 м. Коэффициент песчанистости 0.72, расчлененности - 1.8.

По данным ГИС и опробования  пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят условно на отметке -1329 м по результатам ГИС в скв.548. Граница категории C₁ ограничена линией, взятой на расстоянии двойного радиуса дренажа в скв.548. Остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории С₂.

Залежь пластовая сводовая с  размерами 2.3x1.5 км, этаж нефтеносности 11 м.

Коллекторы представлены алевролитами с относительно невысокими коллекторскими свойствами (единичные представительные определения принадлежат скв.532). Для подсчета запасов взяты данные по этой скважине - пористость 17% по 2 определениям при интервале изменения 16.5-17.2%, нефтенасыщенность 73% (интервал изменения 71.8-74.9%).

 

 

Пласт Бб₂

 

Пласт Бб₁  от вышележащего пласта Бб₂  отделяется толщей аргиллитов от 2 до 5 м.

Пласт проницаем во всех скважинах.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

    ВНК принят условно на отметке -1340 м по ГИС скв.548. Запасы в пределах ВНК отнесены к категории C₁.   Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x1.5 км, амплитудой 14 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3.8 до 11.4 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 5.3 м. Коэффициент песчанистости 0.91, расчлененности - 1.4.

Коллекторы представлены песчаниками средне-мелкозернистыми с цементом уплотнения зерен и скудным глинистым, с высокими коллекторскими свойствами. Размахи

 

значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности - 6.9%, 2.7393 мкм², 0.332. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости невелики - 0.062-0.497. Распреде

ление проницаемости асимметричное  с максимумом в интервале 1-2.5 мкм². Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 1.003 и 1.289 мкм² или 0.702 и 0.903 от среднего арифметического .

Для подсчета запасов коэффициент  пористости принят равным 22% (по 21 определению  при интервале изменения 17.3-24.2%), нефте-насыщенность 90% (при интервале  изменения 60-93.2%).

 

Малиновский надгоризонт

Пласт Мл

Покрышкой пласта, сложенного мелкозернистым песчаником, является выдержанная по площади пачка аргиллитов от 1 до 5 м. Пласт невыдержан по площади, в скв.532 замещен плотными породами.

По данным ГИС и опробования  пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят на отметке -1364 м по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого прослоя. Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x0.8 км, амплитуда 18 м. Запасы в контуре нефтеносности отнесены к категории С_1.

Эффективная толщина изменяется от 1.4 до 2.2 м. В пределах пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной от 0.6 до 1 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составила 1.3 м. Коэффициент песчанистости 0.58, расчлененности - 2.25.

Коллекторы представлены песчанниками мелкозернистыми от сильно глинистых  до сцементированных с помощью уплотнения зерен. Размах значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности -10%, 0.3204 мкм², 0.364. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.246, 1.35. Среднее геометрическое значение проницаемости равно 22.3*10 ^–3 мкм² или всего лишь 0.228 от среднего арифметического.

Для расчета запасов взята пористость по керну, она равна 16% (при интервале  изменения 10.5-20.5) по 5 определениям; нефтенасыщенность  изменяется от 54.2 до 90.6% - средняя 73%.

Турнейский ярус

 

В разрезе турнейского яруса в результате детальной корреляции выделяются два

 

самостоятельных пласта T₁ и Т₂. Нефтеносным является верхний пласт Т_1.

 

Пласт T₁

 

Проницаемый пласт выделяется в 5-6 м от кровли турнейского пласта и  прослеживается по всему месторождению. Общая толщина пласта изменяется от 4.6 до 19.4 м, эффективная - 2.4-11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 2.4 м. В составе пласта выделяется от 1 до 6 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 1.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.59, расчлененности - 4.2.

Водонефтяной контакт принят на отметке -1374 м по результатам испытания  в колонне в скв.532 с учетом результатов ГИС. Залежь пластовая  сводовая, водоплавающая, размеры 2.7x1.5 км, высота 10 м.

Представительный керн взят в скв.507, 533, 535. Коллекторами являются известняки сгустковые и сгустково-биоморфные с невысокими пористостью и проницаемостью. Размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны 8.6%, 0.0703 мкм², 34%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.201 и 1.05.

Распределение проницаемости асимметричное, нестабилизированное, с максимумом в интервале 1-2.5*10^-3 мкм². Средние геометрическое и медианное значения проницаемости равны 6.72-6.7*10^-3 мкм², что составляет 0.391 и 0.39 от среднего арифметического.

Рис 2.3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.4. Гидрогеологическая характеристика

 

Рассматриваемая территория расположена  на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна. В пределах последнего выделены два гидродинамических  этажа: верхний, в который входят водоносные комплексы пермских отложений, и нижний, включающий водоносные комплексы более древних отложений, характеризующихся застойным режимом. Кунгурский региональный флюидоупор, обычно разделяющий эти этажи в Пермском Прикамье, в центральной части месторождения отсутствует. В западной части он представлен ольховской карстовой брекчией толщиной до 145м.

Региональные гидрогеологические закономерности и особенности месторождения  отражают ранние исследования, выполненные  в лаборатории гидрогеологии. Установлено, что вся палеозойская толща представляет собой единый гидрогеологический объект, составивший этаж глубинного массивного стока.

Термодинамические условия Трифоновского  месторождения оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления (Р, Мпа) и начальной температуры (Т, ⁰С) от глубины измерения (Н, м) :

 

Р=0,011*Н-1,904

Т=0,014*Н+4,0

 

Напор пластовых вод приводился к единой плоскости сравнения, равной 1500 м.

Верхний гидродинамический этаж относится  к гидрогеологической области карстовых вод Уфимского плато. В нее входят четвертичные и нижнепермские отложения.

Четвертичный водоносный комплекс представлен аллювиальными и  элювиально-делювиальными отложениями.

Здесь распространены грунтовые воды, залегающие на глубине от 0,2-11,0 до 16 м. Дебиты родников не превышают 1, колодцев – 2-3 и скважин – 1-1,5 л/с.

Нижнепермский водоносный комплекс залегает в зонах активного и замедленного водообмена с земной поверхностью. Слагающие его известняки и доломиты относятся к карстующемуся и палеокарстовому подтипу геофильтрационной среды, развитому локально и фиксируемому поглощениями бурового раствора.

Основным водоносным горизонтом комплекса  являются артинско-филипповские отложения, выходящие на поверхность. Трещино-карстовые  и карстовые подземные воды в