технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения

• Название: 2 геологофизическая характеристика месторождения
• Анкор: технологическая схема Пихтового месторождения
• Дата: 03.10.2022
• Размер: 2.85 Mb.
• Имя файла: Глава 2.docx
• Тип: Документы; #711455
• страница: 3 из 8

2.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия

Характеристика водоносных горизонтов

Гидрогеологический разрез изучался по материалам геологических съемок, структурно-поискового, поискового и поисково-разведочного бурения в разрезе района, где расположено Кармановское месторождение.

Территория месторождения находится в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. По анализу распределения различных геологических и генетических типов подземных вод, в вертикальном разрезе выделяются два гидрогеохимических этажа – надкунгурский и подкунгурский, разделенные регионально выдержанным водоупором кунгурского возраста и где условия формирования вод различны.

Большая часть надкунгурского этажа, охватывающего четвертичные и верхнепермские отложения, расположена в зоне активного водообмена, где формируются пресные и слабо минерализованные воды.

Делювиальные отложения, покрывающие склоны речных долин и водоразделы, безводны и представлены глинами и суглинками, а водоносный горизонт аллювиальных четвертичных отложений развит в долине реки Буй и ограниченно в долине реки Бадряшбаш и сложен суглинками, глинами, песками, галечниками. Подстилаются аллювиальные отложения глинистыми образованиями казанского яруса и выходят на поверхность ограниченно лишь в юго-восточной части площади - в основании склонов долин рек Бадряшбаш и Бизмен. Водоносный комплекс уфимского яруса на поверхность не выходит.

Воды имеют слабый напор.

В верхней части отложений развиты, как правило, грунтовые, пресные воды гидрокарбонатного состава, пригодные для питья, возобновляющиеся за счет атмосферных осадков. В нижней части отложений развиты воды гидрокарбонатно-сульфатного состава и пригодны для питья и бытовых нужд.

Галогенные породы кунгурского яруса нижней перми отделяют подкунгурский этаж от надкунгурского.

Подкунгурский гидрогеологический этаж охватывает артинские, сакмарские отложения перми, каменноугольные и девонские системы и находится в зоне весьма замедленного водообмена. Воды приурочены, в основном, к пористым и кавернозным коллекторам карбонатных отложений от нижней перми до среднего девона.

Основной тип пластовых вод нижнего этажа, охватывающего наибольший интервал геохимического разреза, является хлоркальциевым, хлоридного-натриевого состава.

Воды подкунгурского гидрогеологического этажа являются погребенными и представляют собой высокоминерализованные рассолы со значительным содержанием хлоридов при незначительном количестве сульфатов. Пластовые воды высоконапорные.

За период с 2013 по 2015 гг. отобраны две пробы пластовой воды по скважине №7115.

Химический состав пластовых вод

Свойства и состав пластовой воды месторождения определялись по шести скважинам.

Из пласта C1tl2 при совместном испытании с пластами С11tl4, C1tl5, C1tl6 ИПТ в скважине № 215БАД получен приток пластовой воды плотностью 1,161 г/см³.

При ИПТ в процессе бурения скважины № 266БАД из пласта C1tl2 получен приток соленой воды плотностью 1,177 г/см³. При опробовании в колонне из скважины № 7102 получен приток нефти с водой. Вода плотностью 1,185 г/см³.

По данным трех проб из пласта C1tl2 тульского горизонта общая минерализация в среднем составляет 269,62 г/дм³. Метаморфизация вод характеризуется коэффициентом , который практически почти не изменяется и составляет 0,78 - 0,8. Вода из отложений тульского горизонта по своему химическому составу относится к хлоркальциевому типу.

Кроме продуктивных отложений ИП в процессе бурения были испытаны также отложения алексинского горизонта (скважина № 215БАД) – получен приток воды плотностью 1,176 г/см³. Общая минерализация воды составляет 270,6 г/дм³, а коэффициент метаморфизации – 0,8. Вода по своему химическому составу также относится к хлоркальциевому типу.

Содержание микрокомпонентов в пластовых водах месторождения определено в двух скважинах №7102,7115. В воде содержатся бром, бор, литий, рубидий, стронций. Отмечается высокое содержание брома - 567 мг/дм³ (при кондиционном 200 мг/дм³). Содержание стронция также немного завышено – 322 мг/дм³ (при кондиционном 300 мг/дм³). Подсчет запасов брома не производился, так как в республике Башкортостан не производится его утилизация.

Режимы работы залежей

Режим залежи нефти определяется геологической и гидрогеологической характеристиками пласта, содержащего нефть, а также физическими параметрами пласта и пластовой нефти.

При эксплуатации залежей движение флюидов к забоям скважин осуществляется с помощью движущих сил, которые на различных этапах эксплуатации могут быть различными. Движущие силы определяют режим работы залежей.

В отложениях пласта C1tl2 тульского горизонта начальные пластовые давления определены при опробовании четырех скважин и меняются в диапазоне от 8,5 МПа (скважина № 7102) до 12,7 МПа (скважина № 245БАД). Пластовое давление, замеренное при отборе глубинных проб нефти, определено в четырех скважинах и составляет в среднем 10,5 МПа, а давление насыщения нефти газом в среднем 6,1 МПа. По этому пласту выделено две залежи.

В отложениях пласта C1tl4 тульского горизонта начальные пластовые давления при опробовании не определялись. Пластовое давление, замеренное при отборе глубинных проб нефти, определено в одной скважине и составляет 9,04 МПа, а давление насыщения нефти газом – 3,24 МПа. По этому пласту выделены две залежи, которые, впоследствии, объединили в одну залежь.

В отложениях пласта C1tl6 тульского горизонта начальные пластовые давления при опробовании не определялись. Пластовое давление, замеренное при отборе глубинных проб нефти, определено в одной скважине и составляет 11,15 МПа, а давление насыщения нефти газом – 5,7 МПа. По этому пласту выделена одна залежь.

Анализ пластовых давлений и геологического строения залежей всех пластов тульского горизонта позволяет сделать выводы: естественный режим залежей – упруго-водонапорный.

Поддержание пластового давления на месторождении не производится, в процессе разработки при снижении пластового давления ниже давления насыщения упруго-водонапорный режим залежей сменится на режим растворенного газа.