дипломная работа. Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

• Название: Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении
• Анкор: дипломная работа
• Дата: 27.09.2022
• Размер: 1.59 Mb.
• Имя файла: diplomnaya-rabota-meropriyatiya-po-intensifikacii-dobychi-nefti-.docx
• Тип: Реферат; #699760
• страница: 3 из 24

Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения

1. Геологическое строение Мишкинского месторождения

Мишкинская зона поднятий расположена в южной части Верхне-Камской впадины. В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок низшего порядка. К северо-западу от Мишкинской площади расположено Чутырско-Киенгопское месторождение, а восточнее – Ножовская нефтеносная зона поднятий Пермской области.

Геологический разрез осадочного чехла в пределах Мишкинского месторождения представлен отложениями протерозойской группы, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичными отложениями (рис. 3).

С водный литолого-стратиграфический разрез

Рис. 3.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.

Ниже будут приведены геологические и геолого-физические характеристики по каждой залежи отдельно.

Московский ярус. Верейский горизонт.

На Мишкинском месторождении в верейском горизонте московского яруса четко выделяются два продуктивных пласта В-II и В-III, сложенных карбонатными отложениями. Пласты разделены непроницаемой пачкой аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 1,2 м до 2 м. Тип коллектора поровый, залежи пластово-сводовые (рис. 4).

С хематический геологический профиль отложений верейского горизонта

Рис. 4.

Залежь нефти пласта В-II единая на всех поднятиях Мишкинского месторождения и имеет уровень ВНК на абс. отм. -1040 м.

Пласт B-II представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенными, органогенно-детритовыми, реже мелко-тонко-зернистыми. Тип коллектора поровый. Пласт достаточно однороден как по простиранию, так и по разрезу, хорошо выдержан и лишь в отдельных скважинах расчленяется на 2-3 прослоя с появлением в разрезе плотных известняков и частичным замещением пористых разностей. Общая толщина пласта составляет 6,2 м, эффективная толщина пласта колеблется от 1,2 м до 5,2 м в среднем составляя 3,5 м. Средневзвешенный по толщине коэффициент пористости составляет 0,18, коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,73. Площадь нефтеносности по пласту В-II верейского горизонта 140551,2 тыс. м² (рис. 5).

Пласт B-III представлен известняками органогенно-обломочными, органогенными, органогенно-детритовыми. Тип коллектора поровый, в известняках органогенно-детритовых наблюдается минеральные вертикальные микротрещины шириной до 0,2 мм, выполненные кальцитом. Общая толщина пласта 6,4 м. Эффективная толщина колеблется от 0,6 м до 2,5 м, в среднем составляя 1,9 м.

В целом для верейского объекта разработки суммарная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,5 м, коэффициент расчлененности равен 3,18, песчанистости 0,42, средняя проницаемость 0,124 мкм².

Башкирский ярус. Башкирский ярус представлен известняками серыми, светло- и темно-серыми, прослоями глинистыми (на границе с верейскими отложениями). Пористые разности известняков в разрезе распределены неравномерно, невыдержанны как по простиранию, так и по разрезу и образуют сложную гидродинамическую систему в общей массе карбонатных пород. Продуктивные отложения башкирского яруса отделены от продуктивных отложений верея слоем непроницаемых аргиллитов толщиной 1,8-2,2 м. В верхней части яруса преобладают плотные разности известняков, в нижней же его части более высокопористые. Пористость чаще всего вторичная, иногда наблюдаются каверны размером 1-2 мм, в отдельных образцах керна в органогенных известняках наблюдается незначительная трещиноватость. Тип коллектора в башкирских отложениях поровый (органогенные известняки), реже порово-трещинный (органогенно-детритовый тип известняка). Известняки
Мишкинское месторождение структурная карта по кровле пласта B-II верейского горизонта



Рис. 5.

заметно изменены постседиментационными процессами. Общая толщина в среднем 31,6 м. Пористые участки обычно маломощны и составляют 35-50% по массе. Толщина отдельных проницаемых прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 4,6 м. В разрезе башкирского яруса по материалам ГИС достаточно четко выделяются семь проницаемых пластов A4-1-A4-7, каждый из которых в свою очередь представлен двумя, тремя, реже четырьмя проницаемыми пропластками (рис. 6). Нефтенасыщены на Мишкинском месторождении лишь пласты А4-1-А4-5, пласты А4-6-А4-7 водонасыщены. Пласты разделены перемычками уплотненных карбонатов толщиной 0,4-1,6 м.

Схематический геологический разрез отложений башкирского яруса



Рис. 6.

Уровень ВНК башкирской залежи залегает на абс. отм -1046 м, -1044 м (Воткинское поднятие), -1046 м и -1064 м (Черепановское поднятие).

Визейский ярус

Нефтеносность доказана по пластам С-II, C-III, C-IV – тульский горизонт и С-V, С-VI, C-VII – бобриковский горизонт. Терригенные отложения визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. В верхней части яруса (тульский горизонт) преобладают глинистые разности, в нижней (бобриковский горизонт) – песчаники и алевролиты. Пласты коллекторы в пределах площади невыдержанны как по площади, так и по литологии. На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми алевролитами. В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса составляет 37 м, при изменении от 35 м до 43 м, средняя эффективная толщина 9,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 4,8 м (рис. 7). Средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составляет 20 %, нефтенасыщенность 71 %. Уровень ВНК на абс. отм. -1311,5 м , -1327,5 м.

Схематический геологический разрез отложений визейского яруса



Рис. 7.

Турнейский ярус

Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов. Глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти малевско-упинского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт Т-3, пласты Т-1 и Т-2 сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36 м, залегающему в кровле малевско-упинского горизонта. Пласт довольно хорошо выдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,4 м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 м до 8,0 м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-10 м, отделяющий его от пластов Т-5, Т-6.

Однако анализ кернового материала из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости.

Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Пористость в среднем составляет 16%, проницаемость – 0,213 мкм². Средняя нефтенасыщенная толщина 14.4 м. Средневзвешенная по толщине нефтенасыщенность 75 %.

Уровень ВНК установлен на абс. отм. -1352-1356 м (рис. 8).

С хематический геологический разрез отложений турнейского яруса


Рис. 8.