Проект мероприятий по реконструкции УПСВ «Бырка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ. Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь
 Скачать 1.26 Mb.
|
1.4 НефтегазоносностьБыркинское месторождение расположено в пределах зоны нефтегазонакопления юго-восточного борта Камско-Кинельской впадины в Куединском нефтегазоносном районе. В разрезе месторождения установлена промышленная нефтеносность следующих нефтегазоносных комплексов: среднекаменноугольного карбонатного (пласты КВ1, В3, В4 московского яруса; пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4 башкирского яруса); визейского терригенного (пласты Тл2б1, Тл2б2 – тульского, Бб1, Бб2 – бобриковского и Мл – радаевского горизонта), верх-недевонско-турнейского карбонатного (пласты Т0, Т1 турнейского яруса), девонского терригенного (пласты Д1 – франского, Д2 - живетского ярусов). Всего в разрезе выделено 16 продуктивных пластов. Детальная корреляция разреза проведена в пределах стратиграфических границ на основе анализа промыслово-геофизических материалов, палеотектонических построений, с учетом данных исследований керна и результатов испытаний. Водонефтяные контакты (ВНК) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на основании результатов опробования - на отметках нижних отверстий перфорации, с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании нефть; по залежам с терригенными коллекторами - на основании данных ГИС и результатов опробования. При определении эффективных нефтенасыщенных толщин в каждой скважине по пластам с терригенными коллекторами во внимание принималось не принятое значение ВНК, а данные определения характера насыщения по ГИС в конкретной скважине. Среднекаменноугольный карбонатный нефтегазоносный комплекс Московский ярус Каширский и верейский горизонты Пласт КВ1 Залежь приурочена к пласту, залегающему в кровле верейского и подошве каширского горизонта. В разрезе пласта выделено 2, реже 1 или 4 проницаемых прослоя толщиной от 0,4 до 2,8 м. Нефтенасыщенные прослои выделены по данным ГИС. В колонне пласт опробован в 3х скважинах: 36, 310 и 373, притоки составили 0,9-6,68 т/с. Нижняя граница получения чистой нефти соответствует абс. отметке минус 806,2 м, что подтверждает наличие ВНК на отметке минус 806 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры в границах ВНК - 3,6 х 3,4 км, высота - 51,1 м. Водонефтяная зона составляет 4,3 % от всего объема залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 5,2м, средневзвешенная – 3,5 м. В районе скважины 36 (на востоке площади) выделена небольшая самостоятельная залежь оконтуренная ВНК минус 806 м, размерами 0,35 х 0,2 км. Высота залежи – 6,6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,7 м. Для геометризации залежи и построения подсчетного плана использована структурная карта по кровле верейского горизонта, составленная по данным глубокого бурения и сейсморазведочных работ по I отражающему горизонту, охватывающих северо-восточные окраины структуры (П. 4.4) /70/. К верейским известково-доломитовым отложениям приурочена пластовая сводовая залежь (пласты В3 и В4). Пласты по данным ГИС разобщены перемычкой мощностью 3-5 м, представленной плотными, часто глинистыми известняками. Пласты В3 и В4 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты. Пласт В3 В разрезе пласта выделено 2-4 проницаемых прослоя толщиной 0,4 – 2,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 0,4 - 5,6 м. Промышленные притоки нефти получены в 57и скважинах, в том числе в 44х совместно с пластом В4. Размеры залежи пласта В3 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,5 км, высота - 59,5 м. Доля нефтяной зоны от общего объема залежи составляет 96 %. В районе скважины 36 (на востоке месторождения) выделена самостоятельная малоамплитудная залежь, ограниченная ВНК минус 856 м. Размеры - 0,6 х 0,45 км, эффективная нефтенасыщенная толщина 3,7м. Пласт В4 В разрезе пласта выделено 1, реже 2 проницаемых прослоя толщиной 0,4-2,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 1,8 м. Промышленные притоки нефти получены из 44х скважин совместно с пластом В3. Размеры залежи в границах пласта В4 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,3 км, высота - 50,7 м. Нефтяная зона составляет 98 % от общей площади залежи. Башкирский ярус. Промышленно-нефтеносными на Быркинском месторождении являются пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4. К пластам Бш приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке –872 м. Водонефтяной контакт принят по данным опробования скважин 34, 153, 301, 311, 317, 394, 399, 599 (Бш4), 570 (П. 1.4.). Коллекторами служат пористо-кавернозные известняки, залегающие в верхней части яруса. Коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз, т. е. от Бш1 к Бш4. Разделы между пластами - от 1,2 до 4,0 м. Промышленные притоки нефти дебитом от 0,9 до 22,7 т/сут получены в 56-и скважинах, в основном при опробовании совместным фильтром Бш1, Бш2 и Бш3. Пласт Бш1 В верхнем башкирском пласте Бш1 выделено 3-5 проницаемых прослоев, реже 2 или 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 до 6,0 м, средневзвешенная по площади – 3,8 м. Размеры залежи в границах пласта Бш1 в пределах ВНК минус 872 м - 3,6 х 3,2 км, высота 50,9 м. Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи. Пласт Бш2 В разрезе пласта выделено 4-6 проницаемых прослоев, редко 2 - 8. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,2-7,6 м, средневзвешенная по площади – 4,3 м. Размеры залежи в границах пласта Бш2 в пределах ВНК минус 872 м - 3,3 х 2,9 км, высота 42,4 м. Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи. Пласт Бш3 В наиболее мощном башкирском пласте Бш3 выделено, в основном, 6-10 проницаемых прослоев, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,0 до 11,2 м, средневзвешенная по площади – 6,1м. Размеры залежи в границах пласта Бш3 в пределах ВНК минус 872 м - 2,9 х 2,7 км, высота 29,0 м. Нефтяная зона составляет 82 % от общей площади залежи. Пласт Бш4 Залежь в границах пласта Бш4 - водоплавающая. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,3 м. Размеры залежи в пределах ВНК минус 872 м - 2,0 х 1,6 км, высота 10,1 м. Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс Тульский горизонт На Быркинском месторождении верхняя пачка тульского горизонта сложена плотными глинистыми известняками. Пласт Тл2-а В кровле тульской терригенной пачки залегает проницаемый пласт, который интерпретируется по ГИС как водонасыщенный. Ранее в районе скв. 162 выделялась небольшая залежь с извлекаемыми запасами менее 1 тыс. тонн. К 1990 году скважина практически обводнилась (96,6 % воды) и в октябре 1990 года переведена на пласт Бш. В настоящем отчете запасы залежи пласта Тл2-а не рассматриваются как не имеющие промышленного значения. Пласт Тл2-б К подошвенной части тульского горизонта приурочена пластовая сводовая литологически ограниченная залежь, в разрезе которой на основе детальной корреляции выделяется два продуктивных пласта Тл2-б-1 и Тл2-б-2. Пласты разделены глинистой перемычкой толщиной от 0,8 до 5,2 м, имеют единый ВНК на абс. отметке – 1216 м. Незначительная толщина глинистой перемычки не исключает наличие зон слияния пластов. Пласты представлены чередованием песчано-алевритового и глинистого материала, характеризуется неоднородностью и литологической изменчивостью по площади. Пласты Тл2-б-1 и Тл2-б-2 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты. Пласт Тл2-б-1. Проницаемый пласт Тл2-б-1 не выдержан по площади, замещен плотными породами на южной периклинали и на довольно обширных зонах в северо-западной части. Наибольшие значения нефтенасыщенной толщины наблюдаются на юге и северо-востоке залежи. Промышленные притоки получены в 4х скважинах. Первоначальные дебиты составляют 1,1-7,7 т/сут. Размеры залежи в границах пласта в пределах ВНК минус 1216 м - 3,2 х 4,2 км, этаж нефтеносности 78,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,6 до 4,6 м, средневзвешенная составляет 1,7 м. Нефтяная зона составляет 98 % от общей площади залежи. Краткая характеристика пласта приведена в табл. 5.1. Пласт Тл2-б-2. Пласт Тл2-б-2 промышленно нефтеносен на крыльях структуры. Большая площадь пласта в сводовой части залежи представляет собой зону замещения коллекторов плотными породами с извилистыми границами. Участок с наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины отмечается в юго-западной части (район скв. 428, 479, 435). Промышленные притоки получены, в основном, совместно с пластами Пласт Тл2-б-1 и Бб2. Размеры залежи в пределах ВНК минус 1216 м - 3,1 х 3,0 км, этаж нефтеносности 66 м (табл. 5.1). Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,4 до 6,0 м, средневзвешенная 1,2 м. Нефтяная зона составляет 96 % от общей площади залежи. Бобриковский и радаевский горизонты В разрезе бобриковских и радаевских отложений выделяются продуктивные пласты Бб1, Бб2, Мл, к которым приурочена пластовая сводовая литологически ограниченная залежь с единым ВНК на абс. отметке – 1220м. Сокращение глинистых перемычек до 1 м и менее говорит о возможной гидродинамической связи данных пластов. Важная особенность геологического строения продуктивных визейских отложений Быркинского месторождения заключается в резком увеличении толщины радаевских терригенных пород (пласта Мл) в западной части структуры в зонах развития карстовых воронок и на пониженных участках эрозионной поверхности турнейских карбонатов. В зонах повышенных участков турнейского рельефа, т. е. на восточном и южном крыле структуры радаевские отложения (продуктивный пласт Мл) отсутствуют, что подтверждается данными бурения и корреляции на основе палеотектонического анализа. На этих участках, т. е. на юге и востоке структуры турнейские карбонаты перекрываются бобриковскими терригенными отложениями. Таким образом, строение залежей и отдельных пластов визейской толщи, особенно пласта Мл, обусловлено, во-первых, сложным эрозионно-карстовым рельефом турнейской карбонатной поверхности, и во-вторых, литолого-фациальными условиями седиментации терригенных осадков в районе месторождения. Пласты Бб1, Бб2, Мл рассматриваются как отдельные подсчетные объекты. Пласт Бб1 К кровле бобриковского горизонта приурочен нефтенасыщенный пласт Бб1, который характеризуется значительной литологической неоднородностью. На южной половине поднятия пласт замещен плотными породами и приурочен к небольшим линзам. Пласт испытан раздельно в 2х скважинах (462, 491), где получены притоки нефти дебитом 12,7 - 13,0 т/сут. Еще в 8-ми скважинах пласт испытан совместно с пластом Бб2 или Мл, либо с обоими. Размеры залежи, выделенной в пределах ВНК минус 1220 м, составляют 1,2 х 2,9 км, этаж нефтеносности - 65,8 м. Четыре линзы (районы скважин 422, 446, 433, 441) имеют размеры от 0,25-0,65 км х 0,25-1,1 км, этаж нефтеносности от 23,4 до 51,8 м (табл. 5.1). Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне изменяется от 0,4 до 3,4 м, средневзвешенная - от 0,8 до 1,1 м. Пласт Бб2 В подошве бобриковского горизонта выделяется песчаный нефтенасыщенный пласт, имеющий линзовидное распространение, литологически не выдержанный по площади. Пласт опробован раздельно в 6 скважинах. Еще в 17 пласт испытан совместно с пластами Тл2-б-1, Тл2-б-2, Бб1, Мл, Т0. Размеры линз составляют 0,3-1,7 х 0,2-1,8 км, этаж нефтеносности от 4,0 до 62,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 8,0 м. Пласт Мл. В кровле радаевского горизонта выделяется промышленно нефтеносный пласт Мл, представленный песчаниками. В предыдущем подсчете этот пласт рассматривался в составе пласта Бб2. Зоны увеличенной толщины продуктивного пласта Мл, песчаные прослои которого содержат нефть, приурочены к эрозионно-карстовым воронкам и полостям на поверхности турнейских известняков (скв. 519, 492, 473, 469). Там, где пласт Мл выклинивается и отсутствует, т. е. в южной и восточной части поднятия, турнейская поверхность перекрывается отложениями пласта Бб2. Пласт опробован в 48 скважинах, и в 11 совместно с пластами Бб, Тл и Т0. Размеры залежи в границах пласта в пределах ВНК минус 1220 м - 2,0 х 2,4 км, этаж нефтеносности 58,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 0,8 до 36,0 м, в водонефтяной-ной зоне - от 0,8 до 32,4 м. В районе скв. 482 отмечена небольшая залежь, которая имеет ВНК на отметке –1235 м. Размеры ее 0,25 х 0,5 км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 10 м (разд. 4.4.1). Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс В разрезе рифогенных карбонатных отложений в результате корреляции выделяются два продуктивных пласта Т0 и Т1, к которым приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке – 1235 м. Этаж нефтеносности 68 м. Коллекторами служат пористые, кавернозные и трещиноватые известняки. По данным исследования керна и ГИС коллекторские свойства пласта Т0 уступают свойствам пласта Т1. Кровля турнейских известняков размыта и закарстована, что подтверждается при бурении скважин провалом инструмента и поглощением бурового раствора /64/. Пласты Т0 и Т1 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты. Пласт Т0. В северо-западной части структуры отмечаются по данным бурения зоны отсутствия пласта, т. е. отложения разрушены эрозионными процессами. Размеры залежи в границах пласта 2,9 х 2,8 км. Пласт опробован раздельно в 22-х скважинах совместно с пл. Т1 в 9-ти, с пл. Мл – в одной скважине. Дебиты нефти составляют 0,8 до 18,0 т/сут. Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи. Пласт Т1. Размеры в границах пласта 2,7 х 2,7 км. Пласт опробован в 43-х скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,4 до 24,4 т/сут. Большая часть залежи водоплавающая. Нефтяная зона составляет 11 % от общей площади залежи. Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют значения от 0,8 до 21,2 м. Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс Продуктивные пласты Д1 и Д2 приурочены к литологически-экранированным залежам пашийских и живетских терригенных отложений. Дополнительных данных после 1985 г. не получено, так как бурение не проводилось. Объект разработки находится в консервации с 1995 года. Сведения по разработке объекта приведены в главе 9. Строение и нефтегазоносность залежей предлагается по варианту предыдущего подсчета. |