Биавашское месторождение. 1 Геологопромысловый раздел 1 Общие сведения о месторождении
 Скачать 19.92 Kb.
|
|
1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении В административном отношении Биавашское нефтяное месторождение расположено на территории Аскинского района республики Башкортостан в 30 км восточнее поселка Аскино на границе с Пермской областью. Первые сведения о геологии исследуемого района появились в конце 80-х гг. в работах Ф.Н. Чернышева, А.В. Лавровского, А.А. Штукенберга, проводивших региональные геологические изыскания на территории северной Башкирии. В 1929 - 1930 гг. исследуемый район был покрыт маршрутной съемкой масштаба 1:200000 М.И. Толстихиной. Все отложения она отнесла к верхнему карбону. Она впервые указывает на одновозрастность карбонатов Уфимского плато с песчано-сланцевыми образованиями Юрюзано-Сылвенской депрессии. За основу описания стратиграфии бралась схема Ф.И.Чернышева. Дальнейшее изучение проводилось в 1931 - 1932 гг. под руководством А.И. Мельникова. Здесь произведена маршрутная геологическая съемка. Отмечается широкое развитие красноцветных пермских отложений, залегающих почти горизонтально с небольшим наклоном в западном направлении. В 1938 г. на территории Башкортостана проводится маятниковая съемка в масштабе 1:500000 под руководством Р.В. Володарского. По полученным данным район Биавашского месторождения находится в области отрицательных аномалий. В 1941 - 1942 гг. в пределах Башкортостана, Пермской, Свердловской областей проводилась магнитометрическая съемка партией Г.С. Бутанова. Согласно результатам работ партии, в пределах Биавашского месторождения отмечается погружение кристаллического фундамента в юго-западном направлении. В 1943 - 1944 гг. на территории северной Башкирии проводилась геологическая съемка в масштабе 1:200000 партиями второй Янаульской экспедиции Московского геологического треста. В результате работ подтвердилось широкое развитие красноцветных пермских пород. Большую исследовательскую работу, в пределах Уфимского плато, проводят геологи ВНИГРИ. В 1943 - 1945 гг. структурно-геологической съемкой масштаба 1:50000 проводимой В.И. Носаль, в северо-восточной части Кунгакской площади была выявлена Кунгакская структура по сакмаро-артинским отложениям, которая в конце 60-х гг. была подтверждена структурным бурением на сакмарские отложения и в ее пределах, получена нефть. В 1960 г в северо-восточной части Башкортостана проведена комплексная гравиметрическая съемка под руководством С.К. Горюхина и В.А. Коняхина. На изучаемой территории и за ее пределами установлено возрастание отметок силы тяжести в северном направлении, что связано с влиянием Красноуфимского выступа кристаллического фундамента. Высокоточная гравиметрическая съемка проведена в 1976 г. В 1961 - 1965 гг. с целью изучения тектоники, стратиграфии, литологии и поисков маркирующих горизонтов в пермских и каменноугольных отложениях на территории Биавашского и прилегающих к нему участков велось структурно-поисковое бурение скважинами Аскинской, Кунгакской, Байкинской и Крушской площадей. Скважины Байкинской площади бурились на верейский горизонт, Аскинской и Крушской - на турнейский ярус. Скважины закладывались по данным геологической съемки, на поднятиях, закартированных по верхнепермским отложениям. В результате бурения на указанных площадях открыты Кубиязинское месторождение (скв. 395АСК), Южно-Кубиязинское (скв. 1038) и Маталинское (скв. 1064) месторождения газа и газонефтяное Усть-Айское месторождение в отложениях каширского, верейского горизонтов и терригенной толщи нижнего карбона. В начале 1967 г. глубокой структурно-поисковой скв. 1352 Крушской площади в песчаниках ТТНК открыто Биавашское месторождение нефти. В 1972 – 1973 гг. для детализации отдельных поднятий были дополнительно пробурены глубокие структурно-поисковые скважины. В целом площади разбуривались профилями северо-восточного простирания с расстоянием между скважинами 2 км, между профилями 3 км. Точный порядок методики разбуривания не везде выдержан из-за сильной залесенности и пересеченности местности. Непосредственно в пределах Биавашского месторождения пробурено восемь скважин с общим метражом 3304 м. По итогам работ в регионе изучено тектоническое строение Биаваш-Кунгакского участка по нижнепермским отложениям: наметилось общее воздымание в восточном направлении отложений сакмарского яруса, зафиксирован ряд структур, разобщенных между собой довольно крутыми прогибами. Амплитуды поднятий 25 – 50 м. Бурением было выявлено широкое развитие коллекторов как в карбонатных, так и в терригенных отложениях каменноугольной систем. Месторождение расположено в бассейне р. Уфы на правой стороне в гористой лесной зоне. Вблизи от месторождения протекает правый приток р. Уфы - р. Тюй. Воды этих рек пригодны для питья и технических целей. Климат района континентальный, лето короткое, жаркое, зима суровая. Средняя температура января составляет -17 ºC, июля от +18 до +20 ºС. Толщина снежного покрова зимой достигает 1,5 м. Грунт промерзает на глубину 1-1,5 м. Среднегодовое количество осадков составляет 500 мм. Крупные населенные пункты расположены вблизи рек. В экономическом отношении район сельскохозяйственный. К северу от месторождения проходит железнодорожная магистраль Казань – Екатеринбург. Район месторождения связан с п. Аскино шоссейной дорогой. 1.2 Литолого - стратиграфический очерк В геологическом строении месторождения принимают участие отложения четвертичной, пермской, каменноугольной, девонской и вендской систем. Скважинами, пробуренными в пределах Биавашского месторождения, изучен разрез отложений только до турнейского яруса. Нижезалегающие отложения представлены по скв. 152ШУЛ и по геологическому разрезу соседних месторождений. Стратиграфическое расчленение отложений произведено по унифицированной схеме 1989 г. Верейский горизонт Представлен известняками с прослойками аргиллитов, доломитов и мергелей. Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, местами органогенно-обломочные, плотные, крепкие, участками слабо пористые, глинистые, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, реже окремнелые. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, слоистые, слабо известковистые. Мергели темно-серые зеленовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие. Доломиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, тонкокристаллические, трещиноватые, слабо кавернозные, глинистые. В разрезе выделяются прослои промышленно-нефтеносных известняков (пласт Св3). Толщина 56 - 70 м. Тульский горизонт Основная терригенная часть горизонта представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. В разрезе выделяются песчано-алевролитовые пласты СI, CII, CIII, CV, CVI0. В пределах месторождения промышленно нефтеносны. Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые, плотные, с прожилками углисто-глинистого материала. Алевролиты темно-серые, неравномерно глинистые, слабо пористые. Аргиллиты темно-серые, черные, плотные, слоистые, углистые. Отмечаются вкрапления пирита. Толщина 24 - 30 м. Нижневизейский подъярус Бобриковский+Радаевский+Косьвинский горизонт Представлен, в верхней части, переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями темно-серых песчаников CVI, разделенные на несколько пропластов. Песчаники темно-серые, мелкозернистые, участками глинистые и алевритистые. Аргиллиты и алевролиты темно-серые, углистые, плотные. В нижней части разреза залегают известняки тонкокристаллические, плотные, крепкие, неравномерно глинистые, участками органогенно-обломочные. Толщина 8 - 19 м. 1.3 Физико - химические свойства нефти, газа и воды Исследование состава и свойств нефтей производилось в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Краснохолмнефть» и в лабораториях отдела исследования коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов БашНИПИнефти. Пробы нефти отбирались с устья скважин при их опробовании в колонне и испытателем пластов на трубах. Выполнен анализ исследованных проб, привязка их к стратиграфическим горизонтам и пластам. Следует отметить, что часть проб не была использована в расчётах, т.к. не были соблюдены условия их отбора. Нефть проб, содержащих значительное количество воды (более 10 %) имеют плотность и вязкость намного выше, чем по остальным пробам. Это связано с растворением лёгких углеводородов в воде. Такие пробы не характеризуют первоначальные свойства нефти и поэтому при расчёте средних значений плотности и вязкости не учитывались. Нефти продуктивных пластов Биавашского месторождения охарактеризованы десятью глубинными и 23 качественными поверхностными пробами, отобранными из 19 скважин. Глубинные пробы нефти отобраны из пластов Св3, CII, CVI0, СV (скв. 3, 4, 34, 49, 53, 57, 65, 68, 94г, 96г.). Из них качественными являются только пробы, отобранные из пласта CII - скв. 68 и 96г, из пласта CV - скв. 34 и 57, из пласта CVI0 - скв. 65, 94г. Пласты CI, CIII, CVI не освещены анализами глубинных проб нефти. Плотность нефти пласта CII в пластовых условиях в среднем составляет 897,0 кг/м3; плотность дегазированной нефти - 920,0 кг/м3, вязкость - 42,7 мПа•с, давление насыщения - 3,56 МПа, газосодержание - 12,5 м3/т. Нефть характеризуется как битуминозная и высоковязкая. Плотность нефти пласта CV в пластовых условиях в среднем составляет 895,0 кг/м3; плотность дегазированной нефти – 902,0 кг/м3, вязкость - 27,7 мПа•с, давление насыщения - 4,34 МПа, газосодержание - 14,5 м3/т. Нефть характеризуется как бинуминозная, с повышенной вязкостью. Плотность нефти пласта CVI0 в пластовых условиях в среднем составляет 898,0 кг/м3; плотность дегазированной нефти - 908,0 кг/м3, вязкость - 36,6 мПа•с, давление насыщения - 2,8 МПа, газосодержание - 10,2 м3/т. Нефть характеризуется как битуминозная и высоковязкая. Поверхностные пробы отобраны из пластов Св3 (восемь проб), СII (четыре пробы), СV (шесть проб), СVI0 (пять проб), по совместно работающим пластам тульского горизонта (восемь проб). Содержание серы колеблется от 2,35 (пласт CV) до 2,96 % (пласт CVI0). Содержание асфальтенов, силикагелевых смол и парафина определено только в пробах пласта Св3 и СVI0. Средняя температура начала кипения изменяется от 56оС (пласт CII) до 85оС (пласт Cв3). По содержанию серы нефти продуктивных пластов среднего карбона относятся к сернистым, по содержанию парафина и смол - к парафинистым и высокосмолистым. Промышленные скопления нефти установлены в верейском горизонте среднего карбона, тульском и бобриковском горизонтах ТТНК. Нефтеносность среднекаменноугольных отложений в пределах Биавашского месторождения связана с пластом Св3 верейского горизонта. В нижнем карбоне установлена промышленная нефтеносность пластов ТТНК: СI, СII, СIII, СV, СVI0, СVI. По пласту Св3 пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равной 12,0 %, нефтенасыщенность 83,0 %. Проницаемость принята по ГДИ и составляет 0,035 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты по аналогии с нефтями среднего карбона Татышлинского месторождения. Для пласта Св3 плотность нефти в поверхностных условиях равна 905,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,072. Газовый фактор равен 26,0 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принято по результатам экспериментальных исследований на керне Югомашевского месторождения. Значение коэффициента вытеснения составляет 0,455. По пласту СI пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 20,0 %, нефтенасыщенность 81,0 %. Проницаемость принята по результатам гидродинамических исследований, проведенных в двух скважинах (88г, 89г) и составляет 0,317 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты по аналогии с пластом СII Биавашского месторождения. Для пласта СI плотность нефти в поверхностных условиях равна 905,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,041. Газовый фактор равен 14,4 м3/т в целом на тульский и бобриковско-радаевский горизонт. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принято по результатам экспериментальных исследований на керне - аналоге пласта CII, значение коэффициента вытеснения составляет 0,641. По пласту СII пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 18,0 %, нефтенасыщенность 84,0 %. Проницаемость принята по ГДИ, равной 0,142 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты согласно результатам исследования глубинных проб, отобранных из скв. 96г и 68. Плотность нефти в поверхностных условиях равна 905,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,041. Газовый фактор равен 14,4 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принято по зависимости проницаемости от коэффициента вытеснения нефти по пластам CI и CII. Значение коэффициента вытеснения составляет 0,531. По пласту СIII пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 18,0 %, нефтенасыщенность 84,0 %. Проницаемость принята по петрофизическим зависимостям и составляет 0,122 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты по аналогии с пластом CII. Плотность нефти в поверхностных условиях равна 905,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,041. Газовый фактор равен 14,4 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принят по аналогии с пластом CII по зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости. Значение коэффициента вытеснения составляет 0,520. По пласту СV пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 18,0 %, нефтенасыщенность 83,0 %. Проницаемость принята по 19 нефтенасыщенным образцам керна и составляет 0,086 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты согласно результатам исследования глубинных проб, отобранных из скв. 34 и 57. Плотность нефти в поверхностных условиях равна 907,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,027. Газовый фактор равен 14,4 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принято по результатам экспериментальных исследований на собственном керне. Значение коэффициента вытеснения составляет 0,605. По пласту CVI0 пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 18,0 %, нефтенасыщенность 87,0 %. Проницаемость принята по результатам ГДИ и составляет 0,307 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты согласно результатам исследования глубинных проб, отобранных из скв. 65. Плотность нефти в поверхностных условиях равна 899,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,028. Газовый фактор равен 14,4 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Значение коэффициента вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивного пласта принято по результатам экспериментальных исследований на собственном керне. Значение коэффициента вытеснения составляет 0,561. По пласту CVI пористость и нефтенасыщенность для проектирования принята по ГИС и равна 18,0 %, нефтенасыщенность 84,0 %. значение проницаемости принято по петрофизической зависимости равной 0,181 мкм2. Параметры нефти для расчетов при проектировании приняты по аналогии с пластом CVI0. Плотность нефти в поверхностных условиях равна 899,0 кг/м3, объемный коэффициент нефти составляет 1,028. Газовый фактор равен 14,4 м3/т. Воды по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. |