технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения
 Скачать 2.85 Mb.
|
|
Пермская система (P) Отложения системы представлены двумя отделами - нижним и верхним. Нижний отдел P1. Представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Ассельский ярус P1_a. Представлен преимущественно известняками и доломитами от светло-серых до серых с буроватым оттенком, окремнелыми, сульфатизированными. Толщина 43-59 м. Сакмарский ярус P1_s. Представленпереслаиванием известняков и доломитов светло- и темно-серых, кристаллических, неравномерно глинистых, сульфатизированных. Толщина 108-124 м. Артинский ярус P1_ar. Представлен известняками и ангидритами светло- и темно-серыми, кристаллическими, сульфатизированными. Толщина артинского яруса 3-24 м. Кунгурский ярус P1_k. Включает в себя филипповский и иренский горизонты. Филипповский горизонт P1fl. Представлен четырьмя пачками. Ангидритовая пачка P1fl_a1 сложена ангидритами голубовато-серыми, массивными, трещиноватыми, доломитизированными, за счет этого часто полностью переходят в доломиты известковистые, загипсованные. Толщина 3-11 м. Толщина филипповского горизонта 22-33 м. Оолитово-доломитовая пачка P1fl_od2 сложена доломитами светло- и темно-серыми, кристаллическими, оолитовыми, пористо-кавернозными, известковистыми. Толщина 4-7 м. Ангидритовая пачка P1fl_a3 сложена ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, массивными, незначительно трещиноватыми, иногда встречаются включения доломитов. Толщина 3-9 м. Доломитовая пачка P1fl_d4 сложена доломитами серыми, темно-серыми, кристаллическими, с включениями ангидритов. Толщина 8-12 м. Иренский горизонт P1ir подразделяется на две пачки: доломитовую и ангидритовую. Доломитовая пачка P1ir_d представлена доломитами с незначительными прослоями ангидритов. Доломиты от серых до темно-серых, кристаллические, участками оолитовые, глинистые, сульфатизированные. Толщина 19-35 м. Ангидритовая пачка P1ir_a представлена ангидритами с редкими тонкими прослоями доломитов. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, массивные, трещиноватые, неравномерно доломитизированные, с вкраплениями и стяжениями пирита. Доломиты от светло- до темно-серых, слабоизвестковистые, сильно сульфатизированные гипсами или ангидритами. Толщина 10-28 м. Суммарная толщина иренского горизонта 34-61 м. Общая толщина кунгурского яруса 61-93 м. Верхний отдел P2. Представлен уфимским и казанским ярусами. Уфимский ярус P2_u представлен соликамским шешминским горизонтами. Соликамский горизонт P2sl представлен доломитами от светло- до темно-серых, кристаллическими, плотными, глинистыми, с прослоями ангидритов голубовато-серых, трещиноватых. Аргиллиты и гипсы встречаются в виде включений и желваков. Толщина 17-28 м. Шешминский горизонт P2ss представлен переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Характерным для всех этих пород является красновато- и буровато-коричневая окраска. Алевролиты полимиктовые, разнозернистые, известковистые, загипсованные, глинистые. Аргиллиты песчанистые, иногда трещиноватые, отмечается слоистость, с желваками мергелей и известняков. Песчаники от мелко- до крупнозернистых, полимиктовые, сцементированные глинисто-известковистым, реже гипсово-карбонатным цементом. В подошве горизонта присутствуют известняки. Толщина отложений 178-270 м. Общая толщина уфимского яруса изменяется от 200 до 270 м. Казанский ярус P2_kz. Верхняя часть яруса представлена глинами буровато-коричневыми, серыми, песчанистыми; алевролитами красно-коричневыми, глинистыми, полимиктовыми, с включениями флоры. В средней части присутствуют аргиллиты красновато-коричневые, прослоями буровато-серые до черных, переходящие в песчаники серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые, полимиктовые, известковистые. Толщина казанского яруса 0-92 м. Неогеновая система N. Отложения неогеновой системы сложены глинами серыми, буровато-серыми, песчанистыми, с включениями флоры; алевролитами песчанистыми; песками серыми, буровато-серыми, полимиктовыми, глинистыми. Толщина отложений 0-92 м. Четвертичная система Q. Современные четвертичные отложения представлены почвенным слоем, суглинками, песками и супесями серыми, коричневато-серыми, полимиктовыми, разнозернистыми, распространены повсеместно по всей территории Кармановского месторождения. Толщина четвертичных отложений 0-45 м. Тектоника В региональном тектоническом плане Кармановское месторождение расположено в Верхне-Камской впадине (Рисунок 2.1)  Рисунок 2.1- Выкопировка из тектонической схемы палеозойского структурного этажа Тектоника глубоких горизонтов бурением не изучена. На месторождении нет скважин вскрывших терригенные отложения девона и его строение изучено только по данным сейсморазведки. По отражающему горизонту “ДI” (кровля кыновского горизонта) отмечено общее погружение горизонта в северо-восточном направлении, на фоне которого выделяется ряд осложнений положительного и отрицательного знака. Наиболее значительными по размерам являются Северо-Бурковское и Восточно-Баймуратовское. Строение вендских отложений изучено по горизонту II (подошва венда). Наблюдается общее погружение горизонта в северо-восточном направлении. Выделяется ряд локальных аномалий и прогибов. Строение терригенных отложений нижнего карбона изучено сейсмическими исследованиями МОГТ по отражающему горизонту “Ук” (кровля ТТНК) и по данным поискового и эксплуатационного бурения [4]. Структуры, закартированные по ОГ «Ук», незначительно уменьшаются в размере и менее амплитудны. Абсолютные отметки поверхности горизонта меняются от -1160 до -1280 м, перепад высот составляет 120 м. На востоке участка, в районе скважины № 246 БАД, в окрестности локального погружения закартированы Северо-Бурковская, Верхне-Баймуратовская, Янбарисовская структуры. В центральной части Кармановской площади выделяется рукавообразная зона увеличения толщин песчаников пласта C1tl2 тульского горизонта, являющаяся продолжением Орьебашско-Гарной рукавообразной зоны. Зона имеет северо-западное простирание, ширину около 0,5-1,0 км и пересекает все три вышеописанные поднятия по горизонту “Ук”. Структурный план по кровле верейского горизонта в общем соответствует структурному плану нижележащих каменноугольных отложений. Наблюдается уменьшение амплитуды поднятий. Форма их более расплывчатая. Структурный план нижнепермских отложений изучался по кровле сакмарского яруса. Для построения этой карты использовались материалы глубокого бурения и данные по структурным скважинам. Кровля сакмарского яруса испытывает общее погружение в северном, северо-западном направлении. В пределах площади на фоне общего погружения выделяется ряд структур самого разнообразного простирания. Они имеют в основном неправильную форму, часто куполообразные, разноориентированные, в большинстве малоамплитудные. Структуры между собой разделяются заливообразными прогибами разнообразной формы. При сравнении структурного плана отложений нижнего и среднего карбона с нижнепермскими отложениями, наблюдается сглаживание структурных форм, уменьшение амплитуд поднятий. Унаследованность структурных планов наблюдается лишь в общих чертах. Появляются новые поднятия - Бурковское и Кумалакское, не прослеживающиеся на нижележащих горизонтах. Северо-Бурковская структура делится на три купола неправильной формы. По результатам геофизических исследований построены геологические профили по нижнекаменноугольным отложениям Кармановского месторождения (графические приложения 2,3,4). Для характеристики тектонического строения месторождения составлены структурные карты по пластам C1tl2, С1tl4, C1tl6 тульского горизонта (графические приложения 5,6,7) и карта совмещенных контуров (графическое приложение 8). Нефтегазоносность Промышленные скопления нефти на территории Кармановского месторождения приурочены к терригенным нижнекаменноугольным отложениям пластов C1tl2, С1tl4 и C1tl6. На месторождении установлено четыре залежи нефти, из них: две - в пласте C1tl2; одна - в пласте С1tl4; одна - в пласте C1tl6. В зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов, их фациальной изменчивости, на месторождении выделяются следующие типы залежей: пластово - сводовый, пластово - сводовый с литологическим экраном. Подошвы залежей определялись, как правило, по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, определенной по материалам ГИС, подтвержденной результатами опробования, с учетом гипсометрического положения законтурных скважин. Общая характеристика залежей нефти Кармановского месторождения приведена в таблице 2.2. Залежи нефти пласта C1tl2 Пласт C1tl2 - основной продуктивный пласт Кармановского месторождения. Песчаники пласта C1tl2 серые, коричневато-серые, кварцевые, мелкозернистые. Цемент глинистый. В пласте C1tl2 выявлено две залежи. Обе залежи пластовые, рукавообразные, структурно-литологического типа и приурочены к узкой полосе коллекторов увеличенной толщины, протягивающейся с северо-запада на юго-восток месторождения. Границы залежей определяются линиями замещения коллекторов и внешним контуром нефтеносности (графическое приложение 9) Выкопировка из карты нефтенасыщенных толщин по пласту C1tl2 приведена на рисунке 2.2.   Рисунок 2.2 – Выкопировка из карты нефтенасыщенных толщин по пласту C1tl2. Таблица 2.2 - Общая характеристика залежей нефти Кармановского месторождения  Залежь 1 (район скважины № 262БАД). ВНК вскрыт на отметке -1251,6 м в скважинах №№ 7102 и 7105. В скважине № 7102 пласт опробован до отметки -1251,6 м; получен приток нефти дебитом 1,0 т/сут, воды 82%. Кровля водоносного пласта встречена в скважине № 246БАД на отметке -1267,6 м. В скважине № 7115 коллектор пласта C1tl2 по данным ГИС замещен аргиллитами. Скважина эксплуатируется как водозаборная с ниже залегающего водоносного пласта C1tl6. Боковой ствол скважины № 7105с1 вскрыл кровельную часть нефтенасыщенного коллектора пласта C1tl2 на отметке -1231,2 м, вскрытая толщина составила 3,4 м. При опробовании пласта в интервале 1489,0–1496,5 м (а.о.-1229,8-1233,4 м) в колонне был получен приток нефти дебитом 19,3 м3/сут. Скважина пущена в эксплуатацию с дебитом 9,5 т/сут. и обводненностью 6,7 %, текущий дебит 9,6 м3/сут и обводненность 18,9 %. ВНК принят на отметке -1251,6 м. Размеры залежи 0,8 х 0,6 км. Подсчетные параметры: Кп – 0,21 д.ед. (принятый по ГИС), Кн – 0,89 д.ед. (принятый по ГИС), плотность 0,886 г/см3, пересчетный коэффициент 0,975, газовый фактор 12,4 м3/т (по данным четырех глубинных и 11 поверхностных проб) – принятые при подсчете запасов ГКЗ. КИН 0,557 д.ед. утверждены протоколом ГКЗ Роснедра № 1407 от 20.06.2007 г. Залежь 2 (район скважины № 245БАД). Залежь пластовая, рукавообразная, структурно-литологического типа и приурочена к узкой полосе коллекторов увеличенной толщины, протягивающейся с северо-запада на юго-восток месторождения. Размеры залежи 1,6 х 0,8 км, ВНК принят на отметке -1252,3 м в соответствии с отбитой по данным ГИС границей контакта нефти с водой в скважине № 7109. Скважина № 7109 вскрыла продуктивную толщу в зоне НЗ на отметке -1240,8 м. При опробовании в колонне в интервале 1469,4 – 1472,0 м. (а.о. -1240,7-1243,0 м.) был получен приток нефти дебитом 7,8 т/сут. Скважина пущена в эксплуатацию с начальным дебитом 10,1 т/сут., обводненностью 0,8 %. Скважина №7111 вскрыла неколлектор на отметке -1247,6 м., аналогично скважине № 7115. Скважина не опробовалась и ликвидирована после бурения 17.02.2010 г. Подсчетные параметры: Кп – 0,22 д.ед. (принятый по ГИС), Кн – 0,86 д.ед. (принятый по ГИС), плотность 0,886 г/см3, пересчетный коэффициент 0,975, газовый фактор 12,4 м3/т (по данным четырех глубинных и 11 поверхностных проб) – принятые при подсчете запасов ГКЗ. КИН 0,540 д.ед. – утверждены протоколом ГКЗ Роснедра № 1407 от 20.06.2007 г. Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС Кармановского месторождения приведена в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС Кармановского месторождения
Залежь нефти пласта С1tl4. Пласт С1tl4 представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Породами коллекторами являются мелкозернистые, кварцевые песчаники, реже крупнозернистые песчанистые алевролиты. Глинистость и отсортированность песчаников значительно изменяется по площади. В породах-коллекторах содержание глинисто-углистого и карбонатного материала колеблется обычно в пределах 5-15%, тип цементации при этом смешанный контактовый и неполнопоровый. При высоком содержании цементирующего материала (>20%) развиты поровый и базальный типы цементации и порода утрачивает коллекторские свойства. Минералогический состав глинистого материала преимущественно гидрослюдистый. Песчано-алевролитовые прослои участками разобщены между собой прослоями аргиллитов толщиной от 0,4 до 2,0 м. Аргиллиты темно-серые, слоистые, со скорлуповатой отдельностью, плотные, прослоями алевритистые, углистые. Минеральный состав аргиллитов гидрослюдистый, иногда с примесью монтмориллонита. Пласты С1tl4 по литолого-петрографической характеристике аналогичны. Коллекторские свойства продуктивной части пласта С1tl4 определены по единичным образцам: средняя пористость 17,1%, проницаемость 0,039 мкм2 (1 образец). Необходимо отметить, что коллекторские свойства пород пласта С1tl4 в зависимости от типа цементации и количества цементирующего материала могут колебаться в больших пределах. По пласту С1tl4 установлена одна залежь нефти. Залежь 1+2 В 2015 г в 1,3 км северо-восточнее от скважины № 245 БАД в пределах Вениаминовского лицензионного участка (лицензия УФА 01208 НР) пробурена поисковая скважина № 122ВНУ. Скважина №122ВНУ вскрыла коллектор пласта С1tl4 эффективной / нефтенасыщенной толщиной 2,8/1,9 м в интервале 1449,9-1454,9 м (а.о. -1251,7-1256,7 м). При опробовании скважины № 122ВНУ в колонне в интервалах 1449,5-1452 (а.о. -1251,3-1253,8 м) получен приток безводной нефти дебитом 11,8 м3/сут, при изменении Нд от 1048 м до 812 м (Рзаб=3,5 МПа), пластовое давление (по ГДК) – 13,2 МПа, коэффициент продуктивности – 0,122 м3/сут*атм при депрессии 9,7 МПа. По результатам бурения поисковой скважины № 122ВНУ переинтерпретированы материалы сейсморазведки МОГТ-3D (с.п. 10/10), построена структурная карта по кровле коллектора пласта С1tl4, согласно которой залежи 1, 2 и скважина № 122ВНУ объединились сейсмоизогипсой на а.о.-1255,0 м в единый объект подсчёта [5]. ВНК принят условно на отметке -1255,8 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине № 245БАД, кровле водонасыщенного коллектора в скважинах №№122ВНУ, 7103, 7109, 7111 (графическое приложение 10). Залежь пластовая, сводовая, размеры 3,2 х 0,3-1,25 км, высота 10,2 м (рисунок 2.3). После пересмотра архивного материала ГИС в скважине № 262БАД довыделен ранее пропущенный нефтенасыщенный пропласток в интервале 1394-1394,8 (-1253,1-1253,9 м), в результате нефтенасыщенная толщина увеличились на 0,8 м, и составила 1,8 м.  Рисунок 2.3 – Выкопировка из карты нефтенасыщенных толщин по пласту С1tl4. В скважине № 7105, по качественным и количественным признакам ГИС, выделен водонасыщенный пропласток (ранее интерпретируемый как неколлектор) в интервале 1429,9-1431,2 (-1260,9-1262,2 м) эффективной толщиной 1,3 м. Подсчетные параметры: коэффициент пористости 0,21 д. ед., нефтенасыщенности 0,82 д. ед. (средневзвешенные значения по данным интерпретации ГИС); пересчетный коэффициент 0,99 д. ед., плотность нефти 0,895 г/см3, газосодержание 5,2 м3/т (среднее значение по данным анализа двух глубинных проб нефти (скважины №№ 122ВНУ, 7101); КИН - 0,432 д.ед. (в соответствии с действующим проектным документом - протоколом ЦКР Роснедр № 871 от 24.09.2013). Залежь нефти пласта C1tl6. Пласт C1tl6 сложен песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, в различной степени алевритистыми и глинистыми. От нижележащего пласта C1rd-bb отделяется прослоем каолинитовых аргиллитов толщиной до 3-5 м. Из продуктивной части пласт керном не представлен. Пласт C1tl6 представлен одной залежью нефти, вскрытой только в скважине № 266БАД, при опробовании которой получен приток дебитом 3,6 т/сут. Залежь пластовая, сводовая с размерами 0,75 х 0,6 км. ВНК залежи принят условно на отметке -1248,6 м по подошве опробованного до отметки –1249,0 м нефтенасыщенного коллектора в скважине № 266БАД. Нефтенасыщенная толщина – 2,0 м (графическое приложение 11, рисунок 2.4).   Рисунок 2.4 – Выкопировка из карты нефтенасыщенных толщин по пласту C1tl6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||