Новохазинкая площадь. Общие сведения о месторождении
 Скачать 37.99 Kb.
|
 Общие сведения о месторождении Уникальное Арланское нефтяное месторождение в Башкортостане было открыто в 1954 г., а введено в разработку в 1958 г. Поначалу представление о единстве гигантского скопление нефти не существовало. Отдельные площади Арланская, Николо – Березовская, Новохазинская, Вятская – вводились в разработку по индивидуально составленным УфНИИ технологическим схемам. Некоторые запаздывание с вводом в разработку Арланского месторождения было связано с отсутствием опыта разработки крупных залежей сернистых нефтей повышенной вязкости. Геологическое строение Арланского месторождения отличается крайней неоднородностью распределения запасов нефти по продуктивному разрезу: около 92% начальных геологических запасов (свыше 95% суммарных НИЗ) приходится на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), остальные – на карбонаты Верейского, Каширского и подольского горизонтов, Турнейского яруса и песчаники пласта ДI Пашийского горизонта. Утвержденный ЦКР II вариант Генсхемы разработки Арланского месторождения (автор УфНИИ) предусматривал бурение 2929 добывающих, 1021 нагнетательной, 211 контрольных и 1067 резервных скважин; поддержание максимальной добычи нефти 21 млн т/год в течение 7 лет. Месторождение в соответствии с Генсхемой расчленялось на 4 площади – Вятскую, Арланскую, Николо – Березовскую и Новохазинскую, разработка которых предусматривалась самостоятельно. В настоящее время месторождение разрабатывается по действующему проектному документу – Дополнению к проекту 2001 г. (автор НИПИ НГ, г. Москва), утвержденному протоколом № 2925 ЦКР Роснедр 23.12.2012 г. Важнейшим принципиальным положением этого проекта является разукрупнение ТТНК. Главным принципиальном достижением при разработке Арланского месторождения, получившим практическую реализацию, послужили результаты промышленного эксперимента по оценке влияния плотности сетки скважин на текущие показатели и конечную нефтеотдачу. Эксперимент проводится на Новохазинской площади с 1965 г., по его результатам сделан вывод, что за счет уплотнения сетки скважин до 10 га/скв. При разработке объектов Арланского типа пророст КИН составит не менее 6,0% (абс.). На Черлакском участке Новохазинской площади доказана эффективность уплотнения сетки скважин на стадии высокой обводненности. Прирост КИН в этих условиях – до 3,0 (абс.), хотя некоторые специалисты считают указанную цифру заниженной. Новохазинский эксперимент по плотности сетки скважин позволил оперативно использовать его результаты при разбуривании Арланского и других нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Кроме того, указанный эксперимент имел отраслевое значение, т.к. доказывал целесообразность разбуривания месторождений по оптимальным сеткам. Гидродинамическим методом воздействия на пласт, связанным с временными остановками скважин и циклическим режимом их эксплуатации, на Арланском месторождении уделяется немалое внимание. Циклическое заводнение широко применяется на Новохазинской площади (очаги скважин БКНС-5, КНС – 26 и др.) и на Юсуповской площади (Грем – Ключевской участок). На всех участках результаты циклического заводнения оцениваются как успешные: увеличивается доля нефти в фильтрационных потоках. 1.2 Литолого-стратиграфический очерк На Арланском месторождении вскрыты бурением и измены верхнепротерозойские и палеозойские отложения. Основная часть этих отложений (свыше 90% по мощности) имеет палеозойский возраст и представлена в типично выраженной платформенной фации. Верхнепротерозойские отложения изучены по разрезам, вскрытым 36 скважинами. Мощность вскрытых пород достигает 15-245 м. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В скважине 7000 Арлан разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м. Вскрытая часть верхнепротерозойского разреза на территории Арланского месторождения представлена Петнурской, Норкинской, Ротковской, Минаевской, Калтасинской свитами нижнего рифея; Старопетровской свитой верхнего венда. Кырпинская серия состоит из 2 подсерий: Прикамской и Орьебашской. Прикамская подсерья подразделена на 2 свиты – Петнурскую и Норкинскую. Петнурская свита сложена доломитами, доломитовыми мергелями, доломитными алевролитами. В виде подчиненных прослоев встречены аргиллиты и песчаники. Мергели и доломиты розовато – и темно – бурые, реже серые и темно – серые, слоистые и тонкослоистые, крепкие, прослоями алевритистые и мелкопсаммитовые, содержат включения и тонкие невыдержанные прослои и линзы розовых сульфатов. Слоистость выдержанная, близка к горизонтальной. Песчаники и алевролиты розовато - и красно - бурые, полевошпатовокварцевые, часто доломитные. Песчаники в основном мелкозернистые, алевритистые. Полевые шпаты представлены в основном микроклином, ортоклазом, реже плагиоклазами. Вскрытая толщина петнурской свиты 26 м. Норкинская свита сложена алевролитами, темно-бурыми, очень крепкими, слоистыми, с линзами и прослойками светло-розового мелкозернистого песчаника. Алевролиты полевошпатово – кварцевые и аркозовые. Отдельные прослои алевролитов обогащены черным рудным минералом. В виде редких маломощных прослоев в составе толщи присутствуют аргиллиты красно-бурые. Ротковская свита в разрезе скважины 7000 Арлан в интервале 3780-4242 м полностью пройдена бурением и является стратотипом ротковской свиты. В приосевой зоне Камско – Бельской впадины свита бурением выявлена также в скважине 2 Саузбашево (2938-2644 м). Здесь ротковская свита залегает на размытой поверхности норкинских алевролитов. В скважине 7000 Арлан толщина свиты равна 462 м, в скважине 2 Саузбашево – более 294 м. Основная часть свиты представлена песчаниками, красно-бурыми, реже -розовыми, плотными, массивными, участками с элементами косой слоистости. В виде прослоев присутствуют алевролиты и аргиллиты. В нижней части свиты развиты преимущественно крупно – и среднезернистые плохо – и среднесортированные гравийные песчаники. Вверх по разрезу сортировка обломочного материала улучшается, а размер обломочных зерен уменьшается. Песчаники становятся преимущественно мелкозернистыми. Минаевская свита в скважине 7000 Арлан (3780-2503 м) и скважине 2 Саузбашево (2644-2371 м) (в северной приосевой Камско-Бельской впадины) полностью пройдена бурением. Толщина Минаевской свиты в скважине 7000 Арлан равна 234 м, в скв. 2 Саузбашево – 273 м. Свита литологически представлена, переслаиванием аргиллитов, алевролитов, алевропесчаников, песчаников и доломитов. Цвет пород изменяется от сургучно – красного и вишнево – бурого, до светло – и зеленовато-темно-серого. Текстура пород в основном грубо – и неяснослоистая. Слоистость невыдержанная, иногда линзовидная. Песчаники, алевропесчаники и алевролиты имеют полевошпатово-кварцевый состав. Песчаники мелко – и среднезернистые, алевритистые; алевролиты представлены крупнозернистыми мелкопсаммитовыми разностями. В нижней части свиты выявлены прослои гравелита, алевро-псаммитового, полимиктового. Аргиллиты встречаются в виде прослоев (толщиной 1-2 см). В примеси присутствуют алевро-мелкопсаммитовые зерна кварца и полевых шпатов. Доломиты мелкокристаллические и тонкозернистые, сильно глинистые, как правило, алевритистые, либо мелкопсаммитовые. Мощность толщи 75 м. Акцессорные минералы представлены цирконом, турмалином, рутилом, апатитом. Калтасинская свита по литологическому составу снизу-вверх разделяется на 3 подсвиты: Саузовскую, Арланскую и Ашитскую. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа воды Новохазинская площадь. Средний карбон. Пластовые пробы нефти среднего карбона по Новохазинской площади отобраны из пачки Скш2-3. Пачка Скш2-3 Плотность пластовой нефти изменяется от 858 до 862 кг/м³, составляя в среднем 860 кг/м³, вязкость – от 8,06 до 10,28 мПа·с, газосодержание -от 4,77 до 29,74 м³/т, коэффициент объемной упругости -от 6,1 до 6,8 1/МПа·  . Пластовая температура – 20°С.Давление насыщения - от 2,06 до 5,0 Мпа. Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях – от 861 до 870 кг/ , в среднем 866 кг. Нефть среднего карбона вязкая, тяжелая, парафинистая, смолистая, сернистая. Поверхностные пробы нефти среднего карбона отобраны из пачек Скш2-3, Св-4 и из совместно опробованных пачек каширо-подольского горизонта.Пачка Скш2-3 Нефти в своем составе содержат: серы – 2,37%, асфальтенов – 2,86%, парафина – 2,76 %. Плотность при 20°С - от 9,3 до 56,5 мПа  (в среднем – 21,2 мПа ), при 50°С - 6,54 мПа . Температура начала кипения – 68°С (от 53 до 126°С), температура плавления парафина – 53°С (от 52 до 54 °С) Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С, достигает 9%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С, - от 0 до 15,5% ; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 8,1 до 23,5 % ; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 32,0 до 42,0% .Пачка Св3-4 Плотность нефти в среднем равна 875 кг/ . Пласт характеризуется следующими средними значениями: вязкость при 20°С - 15,6 мПа , при 50°С - 7,4 мПа С содержанием серы 1,17%, асфальтенов – 3,7% парафина – 5,02% смол силикагелевых – 20,4%. Температура начала кипения – 51°С, температура плавления парафина – 48°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - от 8,5 до 9,0%,  выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 15,0 до 16,0% выход светлых фракций, выкипающих до 300°С- от 39,5 до 41,0%. Терригенная толща нижнего карбона. Пластовые пробы нефти ТТНК по Новохазинской площади отобраны из пластов СII, CVI и из совместно опробованных пластов. Пласт CII Плотность пластовой нефти варьирует от 865 до 890 кг/м3, принято значение 881 кг/м3,вязкость – от 16,1 до 30,1 мПа (в среднем 21,6 мПа ), газосодержание – от 14,7 до 20,6м3/т, давление насыщения – от 6,5 до 7,95 МПа, коэффициент объемный упругости – от 6,0 до 6,8 1/МПа . Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях – от 886 до 899 кг/м3, пластовая температура – от 24 до 25°С.Пласт CVI Плотность пластовой нефти варьирует от 884 до 895 кг/м3 (в среднем 889 кг/ м3), вязкость – от 23,3 до 36,8 мПа·с, газосодержание – от 11,6 до 16,8 м3/т, давление насыщения – от 6,62 до 7,85 МПа (в среднем 7,4 Мпа), коэффициент объемной упругости – от 0,6 до 7,1 1/МПа . Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях – 886 до 902 кг/м3. Пластовая температура – 24°СПоверхностные пробы нефти ТТНК по Новохазинской площади отобраны из пластов CII, CIII,CIV0, CIV, CV, CVI0, CVI, из совместно опробованных пластов Тульского и Бобриковского горизонтов. Пласт CII Плотность нефти в среднем равна 897 кг/м3. Нефть характеризуется следующими средними значениями: вязкость при 20°С - 49,96 мПа  при 500С 22,32 мПа с, содержание серы – 2,75%, асфальтенов – 6,3%, парафина – 1,4%, смол силикагелевых – 18,1%. Температура начала кипения – от 50 до 131°С, температура плавления парафина – от 50 до 600С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С, - 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0С - 9,0% ; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 14,0 до 19,0; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 17,3 до 24,0% Пласт CIII Плотность нефти равна в среднем 900 кг/м3, вязкость при 20°С - 64,96 мПа·с. Пласт CIV0 Плотность нефти составляет 900 кг/м3, вязкость при 20°С - 46,62 мПа с, при 50°С - 22,41 мПа с. Содержание асфальтенов – 6,3%. Температура начала кипения – 84°С . Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С , - 14,0%, выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, - 21,0%. Пласт CIV Плотность нефти в среднем равна 901 кг/м3. Вязкость при 20°С составляет от 50,76 до 76,5 мПа с (в среднем 67,02 мПа с),вязкость при 500С - 21,15 мПа с. Содержание серы – от 1,1 до 3,71%, асфальтенов – 13,7% , парафина – от 2,8 до 3,6%, смол силикагелевых – от 8,5 до 20,2% , воды – от 0 до 24,6%. Температура начала кипения – от 62 до 89°С , температура плавления парафина – 63°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 17,0% ; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 21,0% .Пласт CV Плотность нефти в среднем равна 897 кг/м3. Вязкость при 200С - составляет от 38,7 до 71,01 мПа с, и в среднем равна 52,02 мПа , вязкость при 50°С - 22,05 мПа с. Содержание серы равна 3,0% , асфальтенов – 5,8% , парафина – 1,3% , смол силикагелевых – 16,8% , воды – от 0 до 51,6% . Температура начала кипения – от 81 до 157°С . Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 19,0% ; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 20,0% .Пласт CVI0 Плотность нефти в среднем равна 899 кг/м3. Вязкость при 20°С - от 44,55 до 61,38 мПа с (в среднем 52,5 мПа с), вязкость при 50°С - 23,33 мПа с. Содержание серы – 3,4%, воды – от 0,1 до 6,0% . Температура начала кипения – 70°С.Пласт CVI Плотность нефти в среднем равна 901 кг/м3. Вязкость при 20°С - 21,33 до 94,86 мПа с (в среднем 60,70 мПа с),вязкость при 500С - от 10,28 до 36,08 мПа с (в среднем 26,54 мПа с). Содержание серы – от 1,4 до 3,9% , асфальтенов – от 3,3 до 8,8% , парафина – от 1,0 до 2,2% , смол силикагелевых – от 6,6 до 16,2% , воды – от 0 до 71,4% . Температура начала кипения – от 53 до 91°С, температура плавления парафина – от 52 до 58°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С, - от 14,0 до 17,0% ; выход светлых фракций, выкипающих до 3000С, - от 14,9 до 34,5% .Турнейский ярус Пластовые пробы Плотность пластовой нефти турнейского яруса – 893 кг/м3, вязкость – 39,0 мПа с, давления насыщения – 3,2 МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, коэффициент объемной упругости – 6,11МПа 10-4. Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях – 898 кг/м3, пластовая температура – 240С.Поверхностная проба нефти имеет плотность 900 кг/м3, вязкость 44 мПа с.Нефть турнейского яруса высоковязкая, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.
|