ОТЧЕТ ПМ1. 1 Сбор и обработка геологической информации о меторождении 1 Краткая геологопромысловая характеристика площади
 Скачать 1.38 Mb.
|
 1 Сбор и обработка геологической информации о меторождении 1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика площади Восточно-Сулеевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. В административном отношении она расположена на территориях Азнакаевского и Альметьевского районов и граничит на юге и юго-востоке с Абдрахмановской и Павловской площадями, на западе - с Альметьевской, на севере и северо-востоке - с Алькеевской и Холмовской площадями. На территории площади или в непосредственной близости от неё расположено около 15 населённых пунктов, самыми крупными из которых являются: Алькеево, Сулеево, Актюба, Ново-Каширово, Кама-Исмагилово, Тимашево. На западе и востоке в 4-6 км от площади расположены крупные города Азнакаево и Альметьевск, на севере и юге в 40-60 км- Заинек и Бугульма. Все населённые пункты связаны между собой развитой сетью автодорог. В 2 км от города Альметьевска (станция Калейкино) проходит железнодорожная ветка Бугульма - Круглое Поле - Агрыз. В непосредственной близости от площади проходит крупная автомагистраль, соединяющая город Альметьевск с городами Казань, Ижевск, Уфа, Самара. Ближайший аэропорт расположен в городе Бугульма и посёлке Бегишево. Территория Восточно - Сулеевской площади представляет собой всхолмленную возвышенность с обильной речной и овражной сетью. Климат района континентальный. Зимы умеренно холодные, снежные, в сильные морозы температура понижается до - 45°С. В летний период в отдельные дни температура воздуха достигает + 37°С. Преобладающее направление ветра юго-западное. Наибольшая глубина промерзания грунта составляет 1,8 м. Восточно - Сулеевская площадь обслуживается нефтегазодобывающим управлением «Джалильнефть», расположенным в посёлке Джалиль. На площади имеется развитая герметизированная, однотрубная, групповая система сбора и транспорта нефти и газа. Нефтегазовая смесь под давлением от групповых замерных установок поступает на НДС, а затем на Якеевские товарные парки. На площади имеется 69 групповых замерных установок типа «Спутник», 16 кустовых насосных станций и 3 УЭЦН, 18 электростанций, 116,5 км подводящих и 459,1 км разводящих водоводов. Кустовые насосные станции работают на пресной и сточной воде. Стратификация разреза площади неоднократно изменялась по его отдельным частям по мере накопления материала и в соответствии с решением различных координационных совещаний по этой проблеме. Необходимость в составлении обоснованной и коррелирующейся с соседними регионами стратификационной схемы разреза потребовала систематического обобщения накопленных данных. В результате подразделения девона на два отдела к среднему был отнесён живетский ярус, а верхнему-нижнефранский, с выделением в их пределах соответственно трёх и двух подъярусов. Осадочная толща площади сложена образованиями девонской системы. В процессе изучения особенностей тектонического строения было установлено, что в осадочной толще могут быть выделены циклы осадконакопления. Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал возможность выделить по разрезу до шести структурно-тектонических комплексов и этажей (СТЭ). В первом этаже объединены отложения эйфельского и живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона. Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта, третьего-верейского горизонта, четвёртого - верхнего карбона. К пятому этажу отнесены отложения нижнего отдела перми, а к шестому - верхнего, с проведением их границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений. Структурные планы в пределах этажей имеют незначительные различия и в основном отражают структурные формы, свойственные для всего СТЭ. Плановое и амплитудное несоответствие в большей степени прослеживается в пределах первого и второго структурных этажей. Основные продуктивные горизонты характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-перографическому составу, коллекторским свойствам. 1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов Эксплуатационным объектом на Восточно-Сулеевской площади являются отложения кыновского горизонта (пласт Д0) и пашийского горизонтов (пласт Д1) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргеллитовых пород и залегающие на глубине от 1593,4 до 1852,8м. Пашийскому горизонту, являющемуся многопластовым объектом разработки, присущи такие особенности геологического строения как резкая литолого-фациальная изменчивость и прерывистость коллекторов по площади и разрезу слияния пластов, обеспечивающее гидродинамическую связь всех пластов горизонта. Эти особенности в значительной степени влияют на процесс разработки. Наиболее распространенным в разрезе пашийского горизонта является пласт Д. Пласт, в основном, водоносный, площадь нефтеносности составляет всего лишь 29% площади развития коллектора. Пласт Д1-гд в контуре нефтеносности на 87 % представлен высокопродуктивным коллектором. Высокопродуктивные глинистые коллектора в контуре нефтеносности пласта ДгЩ развиты слабо. Площадь распространения их составляет 8% площади нефтеносности пласта. Водонефтяная зона занимает третью часть площади развития продуктивных коллекторов данной группы. Слабо продуктивные коллекторы пласта Дггд занимают 5% площади нефтеносности. Как и высокопродуктивные глинистые, они распространены в виде линз массива высокопродуктивного коллектора. Пласт Д1-в на Восточно-Сулеевской площади в отличие от нижележащего пласта Д1-гд имеет более сложное геологическое строение, коэффициент выдержанности равен 0,74 (таблица 1). Таблица 1 - Характеристики зональной неоднородности
В пределах контура нефтеносности пласт Д1-в на 68% представлен высокопродуктивным коллектором. Высокопродуктивные глинистые коллектора занимают 10% площади нефтеносности. Слабо продуктивные коллекторы пласта Д1-в занимают 28% площади нефтеносности, они развиты в виде небольших линз - включений в теле высокопродуктивного коллектора. Пласт Д1-б3 имеет сложное геологическое строение, коэффициент выдержанности его выше, чем у нижележащего и равен 0,771. Высокопродуктивные коллекторы занимают менее половины площади нефтеносности (44%),высокопродуктивные глинистые - 26% и слабопродуктивные - 30%. ВНЗ выделены, в основном, условно в зонах слияния с нижележащим водоносным пластом и занимает 6% площади распространения продуктивного горизонта. Пласты Д1-б2 и Д1-б1 схожи по своему строению, имеют полосообразные или линзовидное распространение коллекторов, занимающих лишь 35% и 44% административной площади, соответственно. Коэффициенты выдержанности их равны 0,519 и 0,535. Д1-а - основной в разрезе эксплуатационного объекта, в ней первоначально было сосредоточено 39,1% балансовых запасов нефти пашийского горизонта. Пласт имеет площадное распространение, коэффициент выдержанности составляет 0,935. Пласт Дгд характеризуется следующими параметрами: общая толщина пласта равна 10,бм, средняя нефтенасыщенная — 4,3м, средняя эффективная нефтенасыщенная — 3,3м . В пласте развита обширная водонефтяная зона, занимающая 58 % площади продуктивного коллектора (таблица 2). Таблица 2 - Доля площадей водонефтяных зон в процентах от площадей продуктивных коллекторов
Высокопродуктивный коллектор пласта Дргд (группа коллектора - 1) характеризуется следующими параметрами: средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,5 м, средневзвешенная по толщине пористость - 0,21 , средневзвешенная по толщине проницаемость -0,655 мкм2. Средневзвешенная по толщине и пористости нефтенасыщенность - 0,799 (таблица 3).
Водонефтяная зона занимает 62 % площади нефтеносности высокопродук-тивного коллектора. Высокопродуктивные глинистые коллекторы пласта Дг-III характеризуется следующими параметрами: средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 2,4 м, средневзвешенная по толщине пористость и проницаемость - 0,199 и 0,324 мкм2, соответственно; средневзвешенная по толщине пористости и нефтенасыщенность - 0,731 (таблица 4). Таблица 4 - Средневзвешенная по толщине пористости и нефтенасыщенности
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Результаты исследований проб показывают, что параметры нефти изменяются в следующих пределах: давление насыщения нефти газом изменяются от 7,6 до 8,6 МПа, среднее значение составляет 8,1 МПа, газосодержащие при однократном разгазировании изменяется от 69,8 до 71,28 м3/т, среднее значение - 70,1 м3/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании изменяется от 1,181 до 1,197, среднее значение составляет 1,193, динамическая вязкость пластовой нефти изменяется от 3,18 до 5,63 мПа-с, среднее значение составляет - 4,53 мПа-с. Плотность пластовой нефти составляет 895,0 кг/м3, сепарированный - 867,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По массовому содержанию серы - 1,27% -нефть является сернистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 13,4* 10 -6м2/с. Плотность нефтяного газа составляет 1,40 кг/м3. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от - 6,26 до - 27м. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В. А. Сулину). Общая минерализация меняется по площади от 250,6 до 284,7 г/л, среднее - 266г/л. Плотность воды изменяется от 1165 до 1190 кг/м3, среднее значение - 1189,6 кг/м3, вязкость - 1,7 - 2,0 мПа*с, рН = 4,6 (таблица 5). Таблица 5 - Характеристика пластовых вод
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||