Геологическая часть 1 Общие сведения о районе работ
 Скачать 59.77 Kb.
|
 ВВЕДЕНИЕ . ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о районе работ Ибраевское нефтяное месторождение было открыто в 1985 г. и введено вразработкув1987 г. В административном отношении Ибраевское месторождение располагается в Аургазинском и частично в Кармаскалинском районах центральной части Башкортостана, в 15км северо-восточнее п. Толбазы и в 50 км севернее г. Стерлитамака. Территория месторождения расположена в междуречье рр. Белой и Уршака в верховьях правого притока Уршака – р. Узень на Чермасано – Ашкадорской степной равнине. Ближайшие месторождения - Уршакское на западе и Толбазинское на юго-западе (рисунок 1.1). Ибраевское месторождение включает несколько участков, крайние отстоят друг от друга на расстояние 17 км. Территория района густо населена. Небольшие населенные пункты располагаются на расстоянии 3–4 км один от другого и соединены между собой дорогами в основном с гравийным покрытием, в некоторых случаях грунтовыми, пригодными для использования лишь в сухое время года. Из населенных пунктов можно отметить дд. Новофедоровка,Тряпино, Мустафино и Александровку. Населяют район русские, татары, башкиры, чуваши. Основное занятие населения - сельское хозяйство. Промышленных предприятий на территории месторождения нет, за исключением предприятий нефтедобычи. Вблизи месторождения проходит железная дорога Уфа - Оренбург и магистральная дорога того же направления. Ближайшая железнодорожная станция - Белое Озеро, расположена на 9 км восточнее Антоновского участка Ибраевского месторождения. Основным полезным ископаемым района является нефть, кроме того, для строительных целей местным населением используются известняки, песчаники, алевролиты, пески, глина, галечники и суглинки. Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом. Средняя температура летом +18 ÷ +20оС, зимой -18оС. Максимальная глубина промерзания почвы 60 см. Среднегодовое количество осадков 640 мм. Рельеф площади представляет собой полого-холмистую равнину, сильно изрезанную речной и овражно-балочной сетью, часто осложненную карстовыми процессами. Наивысшие отметки рельефа приурочены к водоразделу рр. Белой и Уршак. Здесь отметки рельефа достигают +320 м. Наиболее низкие отметки рельефа в долинах рек, где они достигают +150 м. Перепад рельефа 170 м. Крупные реки в районе месторождения отсутствуют. Речная сеть представлена правым притоком рр. Уршак - Узень и левым притоком рр. Белая - Кузелга с их более мелкими притоками. Для всех рек характерно наличие крутых правых и пологих левых берегов. Ибраевское месторождение разделяется на 3 участка по добыче нефти: Западно-Абдуллинский, Ибраевский и Бишкаинский. Добываемая продукция поступает для первичной обработки на УПС «Ибраево» и через УПС «Болотино» проходит на Уршакскую установку подготовки нефти. Оттуда через ППСН «Языково» она поступает в ОАО АК «Транснефть». 1.2 Стратиграфия и тектоника Геологический разрез месторождения представлен отложениями додевонского (вендского) комплекса осадков, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Разрез изучен скважинами поисково-разведочного, эксплуатационного бурения. Четвертичная система.Представлена глинами и суглинками красно-коричневого цвета, с включениями гальки кремнистых и кварцевых пород различной окраски. Толщина 0 – 32 м. Неогеновая система. Отложения системы широко распространены в пределах месторождения, представлены глинами серыми, коричневыми, песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, галечниками. Толщина 0 – 349 м. Размыв и перерыв Пермская система . Уфимский ярус. Отложения яруса на месторождении развиты не повсеместно и отмечены только в одной скв. 158ТЛБ. Представлены глинами желтовато-серыми, желтовато-коричневатыми, песчанистыми, с прослоями гальки кремнистых пород различной окраски. Толщина 0 – 89 м. Кунгурский ярус. Отложения кунгурского яруса представлены хемогенными образованиями: гипсами, ангидритами, среди которых присутствуют прослои глин, очень редко прослои песчаников, известняков, доломитов. Толщина яруса 150 – 300 м. Артинский ярус. Ярус сложен известняками и доломитами, редко с прослоями ангидрита. Толщина яруса 293-370 м. Сакмарский+ассельский ярусы. Отложения ярусов не подразделяются между собой, представлены известняками, доломитами, с редкими прослойками аргиллита. Толщина 380-640 м. Каменноугольная система. Подразделяется на верхний, средний и нижний отделы. Верхний отдел сложен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Толщина 370-500 м. Средний отдел представлен московским и башкирским ярусами. Московский ярус подразделяется на мячковский, подольский, каширский, верейский горизонты. Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами. Толщина 80-84 м. Подольский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов. Толщина 60-85 м. Каширский горизонт представлен известняками и доломитами Толщина 84-90 м. Верейский горизонт представлен известняками и аргиллитами. Толщина 38-55 м. Башкирский ярус сложен известняками с прослоями доломитов. Толщина до 230 м. Нижний отдел подразделяется на серпуховский, визейский и турнейский ярусы. Серпуховский ярус сложен преимущественно доломитами с прослойками известняков. Толщина до 330 м. Визейский ярус включает в себя тульский горизонт, бобриковский+радаевский и косьвинский горизонты. Тульский горизонт сложен известняками, реже доломитами с прослоями аргиллитов. Толщина 35-45 м. Бобриковский+радаевский горизонты состоят из аргиллитов с пропластками алевролитов, редко песчаников. Кровля горизонта является маркирующей поверхностью. Толщина 2-7 м. Турнейский ярус В составе яруса выделяются кизеловский, черепетский, малевский+упинский горизонты. В целом ярус сложен известняками, в верхней части участками пористыми, местами кавернозными. Промышленная нефтеносность приурочена к пористому пласту в кровельной части яруса (СТ). Девонская система.. Верхнефаменскийподьярус. К подьярусу относится заволжский горизонт, который сложен известняками участками пористыми, прослоями пористыми с органическими остатками. Толщина до 60 м. Среднефаменский+нижнефаменскийподьярусыпредставлены известняками и доломитами. Толщина до 100 м. Франский ярус подразделяется на три подьяруса: верхний, средний, нижний. Нижнефранскийподьярус включает в себя кыновский и пашийский горизонты. Сложены они аргиллитами, алевролитами, с прослоями песчаников. Являются основными коллекторами в терригенной толще месторождения и к верхней аргиллито-алевро-песчанистой пачке приурочена промышленная нефтеносность (пласт DI). Толщина 5-14 м. Муллинский горизонт На месторождении имеет распространение терригенно-карбонатный тип разреза, при котором в кровле горизонта залегают известняки, к которым приурочена промышленная нефтеносность . Толщина 4-14 м. Бийский горизонт сложен известняками. Толщина 13-19 м. Втектоническом отношении Ибраевское нефтяное месторождение расположено на юго-восточной окраине Благовещенской впадины, на стыке с Бельской депрессией. Тектоническая схема района представлена на приложении А.3. Сзапада месторождение примыкает к Тавтиманово-Уршакской группе месторождений, сопряженных с одноименной системой грабенообразных прогибов, с востока в непосредственной близости располагается Предуральский прогиб. Рельеф кристаллического фундамента в районе месторождения скважинами не изучен. По данным сейсмо- и гравиразведкидорифейское основание залегает на глубинах 10-15 км и имеет глыбово-блоковое строение. 1.3 Характеристика продуктивных пластовВ разрезах скважин Ибраевского нефтяного месторождения промышленно нефтеносны карбонаты алексинского (пачка Сал.к) и тульского (пачка Стл.к.) горизонтов, турнейского яруса (пачка СТ) нижнего карбона, фаменско-франского яруса верхнего девона (пачка Dфам-фрн), муллинского горизонта (пачка Dмл.к) среднего девона, а также терригенные отложения кыновского + пашийского (пласт DI) и койвенского + такатинского (пласт DV) горизонтов среднего и нижнего девона. Всего на Ибраевском нефтяном месторождении семь продуктивных горизонтов, в которых установлено 12 залежей нефти. Основными продуктивными объектами являются пачка СТтурнейского яруса и пласт DI терригенной толщи девона. Пачка Стл.к залегает в кровле тульского горизонта. Перекрывается и подстилается глинистыми и глинисто-карбонатными породами. Прослой коллектора характеризуется небольшой толщиной (1,3 м). Общая толщина пачки в скв. 19БШК равна 15,8 м. Доля коллектора 0,08. Коллекторская характеристика пачки также изучена только по ГИС. Пористость по одному определению равна 8,2 %, нефтенасыщенность составляет 79,5%. В расчетах значения пористости и нефтенасыщенности приняты равными 8 и 80 % соответственно, проницаемость по аналогии с пачкой Сал.к равной 0,039 мкм2. Пачка СТ одна из основных продуктивных пачек месторождения. Эта пачка залегает в кровле турнейского яруса и представлена известняками. Пачка представлена 1-2 прослоями-коллекторами. Доля коллекторов равна 0,43, расчлененность 1,11. Общая толщина пачки изменяется от 2,2 до 7,7 м и в среднем по пласту составляет 5,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 1,4 – 6,0 м, в среднем составляя 3,2 м. Коллекторская характеристика пачки изучалась по 22 образцам керна, отобранным из двух скважин. Значение проницаемости изменяется от 0,0211 до 0,1445 мкм2, в среднем составляя 0,059 мкм2. Пористость, изменяясь от 8,7 до 16,2 %, в среднем равна 12,7 %. По результатам геофизических исследований 10 скважин пористость изменяется от 7 до 15,3 %, в среднем составляет 11,8 %, средняя нефтенасыщенность по этим же скважинам 87,5 % (80,7 – 89,2 %). Для проектирования рекомендовано принять пористость 12 %, нефтенасыщенность 87,5 %, проницаемость 0,059 мкм2. Пласт DI является основным на Ибраевском нефтяном месторождении. Он относится к отложениям кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона. Пласт приурочен к песчаникам и алевролитам, перекрывается и подстилается одновозрастными прослоями аргиллитов. Представлен, в основном, одним или двумя прослоями. Коэффициент песчанистости равен 0,46, расчлененность 1,61. Общая толщина пласта изменяется от 4,2 в скв. 157ТЛБ до 10 м в скв. 205ТЛБ, 383, нефтенасыщенная от 0,8 до 4,1 м, в среднем 2,4 м. Основная зона нефтеносности пласта расположена на западном борту прогиба. На восточном борту пласт залегает в виде линзы, вскрытой скв. 157ТЛБ. Коллекторская характеристика пласта в целом представлена как лабораторными исследованиями керна, так и исследованиями ГИС. Согласно этим исследованиям значение пористости по 26 образцам керна из пяти скважин изменяется от 8,8 до 20,2 %, в среднем составляя 14 %. Проницаемость восьми образцов керна, изменяясь в интервале 0,013-0,2309 мкм2, в среднем равна 0,087 мкм2. По гидродинамическим исследованиям двух скважин проницаемость составила 0,025 мкм2. По геофизическим исследованиям, проведенным в 15 скважинах (23 определения), пористость изменяется в пределах 9,3-16,8 % и имеет близкое к лабораторным определениям значение 13,8 %. Среднее значение нефтенасыщенности составило 85,2 % (51,0-90,8 %). Принятая пористость по пласту 14 %, нефтенасыщенность 85 %, проницаемость 0,087 мкм2. Пачка Dмл.к приурочена к кровле муллинского горизонта среднего девона и представляет собой маломощный прослой пористых известняков. В каждой скважине пачка представлена одним прослоем-коллектором, толщина прослоев изменяется от 1,1 до 1,2 м. Доля коллектора составляет 0,24. Общая толщина пачки равна 4,7 м. Керн исследован только в одной скважине. По трем образцам керна из этой скважины пористость изменяется в интервале 10,0-10,7 %, в среднем составляя 10,4 %. Проницаемость по керну не определялась. По геофизическим исследованиям двух скважин пористость равна 12,9 %. Среднее значение нефтенасыщенности в двух скважинах составило 85,7 % (85,2-86,2 %). Пористость по ГИС выше по сравнению с пористостью по керну, но аналогична остальным залежам месторождения, пористость в расчетах принята по ГИС и равна 13 %. Проницаемость аналогична пачке Dмл.к соседнего Добровольского месторождения принята равной 0,030 мкм2. Принятаянефтенасыщенность 86 %. Пласт DV залегает в подошвенной части палеозойских отложений и приурочен к терригенным койвенско-такатинским отложениям среднего и нижнего девона. Перекрывают пласт одновозрастные прослои аргиллитов, подстилают - аргиллиты вендского комплекса. Коллекторские свойства изучались по 26 образцам керна восьми водоносных скважин. Здесь пористость составила 10,8 %, проницаемость 0,160 мкм2. По геофизическим исследованиям скв. 17БШК пористость изменяется от 13,1 до 14,2 %, в среднем составляет 13,9 %, нефтенасыщенность 80,7 % (78,0 - 81,8 %). В расчетах пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС равными 14 и 81 % соответственно. Проницаемость принята равной 0,160 мкм2 по керну из водоносных скважин. 1.4 Характеристика пластовых флюидов Состав и свойства нефтей и растворенных в них газов продуктивных пластов Ибраевского нефтяного месторождения изучены по анализам поверхностных и глубинных проб нефти. В пластовых условиях нефть алексинского горизонта исследована, по трем пробам из скв. 157ТЛБ, тульского горизонта по пробе из скв. 19БШК, турнейского яруса – по три пробы из двух скважин, три пробы из трех скважин были отобраны из пласта DIкыновского+пашийского горизонтов, одна проба из трех скважин была отобрана из муллинского горизонта. По пласту DVкойвенского+такатинского горизонтов плотность и вязкость в пластовых условиях не определялись. Данные параметры для пласта DV приняты по аналогии с нефтямиТолбазинского месторождения.
В пачке Сал.к поверхностные нефти изучены по двум пробам из скв. 157ТЛБ. По плотности нефть относится к тяжелой (0,906 г/см3), по вязкости к высоковязкой (40,9 мПа·с), по содержанию серы к высокосернистой (3,42 %), по содержанию парафина к парафинистой (3,53 %). В пачке Стл.к свойства нефти изучены по трем пробам из скв. 19БШК. По плотности нефть относится к тяжелой (898 кг/м3), по вязкости к высоковязкой (65,17 мПа·с), по содержанию парафина к парафинистой (3,44 %), содержание серы в пробах не определялось. В пачке СТ свойства нефти в поверхностных условиях изучены по семи пробам, отобранным из шести скважин. По плотности нефть относится к тяжелой (901 кг/м3), по вязкости - к высоковязкой (47,4 мПа·с), по содержанию серы к высокосернистой (4,38 %), по содержанию парафина к парафинистой (3,38 %). Пачка Dфам-фрн. Свойства нефти в поверхностных условиях изучены по двум пробам, отобранным из скв. 11БШК. По плотности нефть относится к тяжелой (889 кг/м3), по вязкости к высоковязкой (45,59 мПа·с), по содержанию серы к сернистой (2,52 %), по содержанию парафина к парафинистой (2,73 %). Нефть пласта DI в поверхностных условиях изучена по 11 пробам, отобранным из шести скважин. По плотности нефть пласта DI относится к тяжелым (886 кг/м3), по вязкости к высоковязким (36,78 мПа·с), по содержанию серы к сернистой (2,6 %), по содержанию парафина к парафинистой (2,82 %). В пачке Dмл.к поверхностные нефти не изучены. Пласт DV. Свойства нефти в поверхностных условиях исследованы по одной пробе, отобранной из скв. 17БШК. По плотности нефть относится к тяжелой (889 кг/м3), по вязкости к высоковязкой (30,95 мПа·с), по содержанию серы к сернистой (2,74 %), по содержанию парафина к малопарафинистой (1,2 %). Нефти всех пластов тяжелые (от 886 до 906 кг/м3), вязкие (от 30,95 до 65,17 мПа·с), с высоким содержанием серы (от 2,52 до 4,38 %мол.), парафинистые (от 1,2 до 3,53 %мол.). Растворенный в нефти газ Ибраевского нефтяного месторождения изучался по 24 пластовым пробам. По составу растворенный в нефти газ жирный. Вверх по разрезу наблюдается повышение содержания азота и углекислого газа. Попутные газы Ибраевского месторождения имеют плотность 1,368 – 1,567 кг/м3, содержание метана 22,90 – 35,30 %моль, этана 14,78 – 22,44 %моль, пропана 18,70 – 29,20 %моль. Сероводород обнаружен в газе практически всех продуктивных горизонтов, кроме пачки Dфам-фрн и пласта DI. 1.5 Состояние разработки месторождения На Ибраевском нефтяном месторождении пробурено 29 скважин, 11 из них поисково-разведочные, одна оценочная и 17 эксплуатационных. По состоянию на 01.01.2009 г. в действующем добывающем фонде находится 13 скважин. В целом по месторождению фонд скважин малодебитный. Дебиты двух скважин (15%) по жидкости менее 0,1 т/сут, дебиты восьми скважин (62%) скважин находятся в пределах от 0,1 до 1 т/сут, дебит двух скважин (15%) от 1 до 5 т/сут и одна скважина с дебитом более 5 т/сут. Обводненность двух скважин менее 2%, пяти скважин находится в интервале 2–20%, четырех скважин в интервале 20-50%, двух скважин 67%. Распределение скважин по накопленной добыче нефти показывает, что из 19 скважин перебывавших в эксплуатации, девять скважин имеют накопленную добычу нефти менее 5 тыс.т, пять скважин - от 5 до 10 тыс.т, четыре скважины - от 10 до 20 тыс.т и одна скважина - более 20 тыс.т. По накопленной добыче жидкости скважины распределяются следующим образом: пять скважин имеют накопленную добычу жидкости менее 5 тыс.т, семь скважин - от 5 до 10 тыс.т, две скважины - от 10 до 15 тыс.т, две скважины - от 15 до 20 тыс.т, три скважины - более 20 тыс.т. В 2006 г. внедрена система ППД на залежи 1 пласта DI, под нагнетание из консервации были введены три скважины (скв.318, 371, 383) с начальной приемистостью 6 м3/сут. Закачка с начала разработки составила 12,914 тыс.м3. Наиболее близкими по расположению к нагнетательным скважинам являются добывающиескв. 375 и 189ТЛБ. Анализ эффективности системы ППД показал, что на данный момент отреагировала только скв. 375. За период 2006 – 2008 гг. дебит жидкости вырос с 1,5 до 6,5 т/сут, дебит нефти с 1,4 до 5,9 т/сут. В целом по пласту DI годовая добыча нефти возросла с 0,853 в 2006 г. до 2,451 тыс.т в 2008 г., что свидетельствует об эффективности системы ППД. Снижающееся пластовое давление на всех разрабатываемых объектах говорит о необходимости дальнейшего внедрения системы заводнения. Для усиления эффективности существующей системы ППД рекомендуется проводить обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, направленные на выравнивание профиля приемистости и увеличения охвата пластов воздействием. В целом разработка залежей нефти эксплуатационных объектов Ибраевского нефтяного месторождения оценивается как удовлетворительная.  Рисунок 1.2- Динамика показателей Ибраевского месторождения | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||