Геология туймазинского месторождения

ify">     Пласт Д_II муллинского горизонта представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, местами переходящие в крупнозернистые алевролиты. По литологическим особенностям пласт Д_II делится на две пачки: верхнюю и основную. Залежь нефти основной пачки пластового сводового типа, имеет широкие водонефтяные зоны. Начальный ВНК колеблется в пределах -1485,0 - 1487,0 м. Понижение ВНК отмечается на юго-востоке залежи (-1489,0 м). Размеры залежи 18,0 х 7,0 км при высоте 33 м.

     Нефтенасыщенная толщина коллектора верхней пачки  небольшая и изменяется в пределах 0,8 - 4,6 м, составляя в среднем 2 м. Коэффициенты песчанистости и расчленённости по пласту Д_II в целом соответственно равны 0,94 и 1,5. В ряде скважин верхняя пачка пласта Д_II залегает непосредственно на основной, образуя монолитный пласт толщиной до 40 м. В таких случаях выделение верхней пачки весьма условно. Залежи нефти верхней пачки пласта Д_II литологического, реже структурно-литологического типа.

     

     Кроме пласта Д_II муллинский горизонт включает в себя аргиллито-карбонатную пачку, так называемый "глинистый раздел", который разделяет пласты Д_II и Д_I. Местами на месторождении "глинистый раздел" частично или полностью размыт, более чем на 10 участках отмечается слияние пластов Д_II и Д_I. Это обуславливает единую гидродинамическую систему и единую поверхность ВНК, т.е. пласты Д_II и Д_I представляют собой единый резервуар. Коллекторы пластов Д_I и Д_II имеют поровый тип.

     Пласт Д_I пашийского горизонта представлен песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми, иногда глинистыми и крупнозернистыми алевролитами. Пашийский горизонт включает в себя также прослои аргиллитов. Толщина горизонта колеблется от 12 до 49 м. Общая толщина пласта достигает 19м. По коллекторской характеристике пласт Д_I делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю.

     Верхняя пачка залегает между  подошвой "верхнего известняка" и  кровлей средних, наиболее развитых песчаников. В пачке выделяются два прослоя коллекторов (Д_{I a} и D_{I б}), которые на месторождении залегают в виде извилистых полос и небольших линз. Наиболее выдержан по площади прослой Д_Iб. Средние нефтенасыщенные толщины для Д_{I a} - 1,5 м, Д_{I б} - 1,8 м. Общая толщина верхней пачки изменяется от 5,0 до 9,0 м. Залежи верхней пачки литологические и структурно-литологические. Всего залежей выделено в Д_{I a} - 56, Д_{I б} - 30.

     Средняя пачка является основной частью пласта Д_I, т.к. охватывает наиболее выдержанные по площади и хорошо отсортированные песчаные пласты. Коэффициент распространенности их равен 0,99. Средняя нефтенасыщенная толщина пачки равна 6,2 м.

     

     Нижняя  пачка пласта Д_I развита только там, где подстилающие среднюю пачку глинистые породы размыты. Коэффициент распространённости нижней пачки составляет около 0,45. Средняя эффективная толщина её равна 4,8 м. Часто песчаники средней пачки сливаются с песчаниками нижней, поэтому как объект разработки обе пачки рассматриваются совместно. Нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется в пределах 0,8 - 26,0 м, составляет в среднем 6,2 м. По пласту Д_I коэффициенты песчанистости и расчленённости соответственно равны 0,82 и 1,9. В пласте Д_I  выявлено 6 залежей нефти, из которых основная и самая большая имеет размеры 42 х 22 км. Залежи структурные, сводовые. Значительная часть залежей подстилается водой. ВНК изменяется от -1486,6 м (на северо-западе) до -1489,2 м (на юго-востоке).

     В фаменском ярусе  продуктивной является пачка среднефаменского подъяруса. Толщина  пачки достигает 22 м, составляя в  среднем 12м. Толщина пористо-проницаемых пород составляет около 20 % от общей толщины. В пределах Туймазинского месторождения в отложениях среднефаменского подъяруса выявлено 23 залежи различного размера от 0,4 х 0,3 км (6 залежей) до 1,0 - 4,3 х 5,8 км (18 залежей). Залежи структурно-литологические, приуроченные к плотным кавернозно-трещиноватым известнякам. ВНК, в основном, принят по результатам опробования на отметках от -1095 м (8,17,18 залежи) до -1116 м (1 залежь). Залежи, протянувшиеся с северо-востока на юго-запад и расположенные восточнее, южнее и юго-западнее самой крупной 18 залежи имеют пониженный ВНК, принятый по результатам опробования на отметках от -1125 до -1150 м.

     В турнейском ярусе  промышленно нефтеносной  является верхняя  продуктивная пачка кизеловского горизонта толщиной до 14 м. Всего на Туймазинском месторождении в турнейском ярусе выявлено 16 залежей пластового структурного типа..  Основная залежь 1 занимает большую часть Туймазинской и Александровской структур и имеет единый контур нефтеносности. Размеры залежи составляют 30 х 8 км при высоте 45 м. Максимальная общая нефтенасыщенная толщина в этой залежи равна 9,6 м (скв. 2810). ВНК залежи принят на отметках -971,0 - 982,0 м. Наиболее низкие положения ВНК отмечены в юго-западной части залежи, повышенные- в центральной и восточной частях. Второй по величине является залежь 2, её размеры равны 8,0 х 3,5 км, высота 15,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина - 7,0 м (скв. 1565). ВНК отбит на отметках -979,0 - 981,0 м. Остальные залежи небольшие. ВНК находится на отметках от -967,0 - 968,0 м (залежь 4) до -989,0   -992,0 (залежь 15).

     Бобриковский  горизонт терригенной  толщи нижнего  карбона представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и замещающими друг друга. Общая толщина горизонта достигает 30 м. Коллекторами служат песчаные породы, залегающие линзообразно, тип коллектора - поровый. Число песчаных прослоев достигает 7, объединённые в самостоятельные пласты: C_{VI 1,} C_{VI 2,} C_{VI 3}. Пласты довольно хорошо выдержаны по площади.

     

     В пласте C_VI1 выявлена 61 залежь. Наиболее крупная расположена в центральной части Туймазинской структуры. Залежь с трёх сторон литологически экранирована, на юге имеется водонефтяной контакт на отметке - 955 м. Залежь структурно-литологического типа. Остальные залежи небольших размеров литологического, структурно-литологического типа. ВНК залежей находится на отметках от -955 до -966 м.

     Коллекторы  пласта C_{VI 2} залегают полосами и линзами различной формы по всей площади месторождения. Отмечается общая направленность полос с северо-запада на юго-восток. Всего в пласте C_{VI 2} выявлено 32 залежи структурно-литологического и реже литологического типа. Форма и размеры залежей определяются как положением на структуре, так и развитием коллекторов. Наиболее крупные залежи расположены на южной части Александровской площади. Остальные залежи небольшие по размерам. ВНК залежей от -953 до -966 м. Наиболее низкое положение ВНК отмечается на юго-западе месторождения, наиболее высокое на своде Туймазинской структуры.

     Коллекторы  пласта C_{VI 3} наиболее распространены на Александровской площади. Основная залежь охватывает почти всю её площадь, её размеры 13 х 12 км, высота 32 м. Залежь пластового сводового типа. На Туймазинской площади пласт C_{VI 3} залегает, в основном, в виде извилистых полос. Как и по пласту C_{VI 2} наблюдается общая субмеридиональная направленность полос. Всего в пласте С_{VI 3} установлено 35 залежей.

     Водонефтяные  контакты залежей  находятся на отметках -961,4 - 966,6 м (Александровская площадь) и -952 - 966 м (Туймазинская площадь). Повышенные отметки ВНК, как и по пласту C_{VI 2} наблюдаются в сводовой части Туймазинской структуры. В скважине 1022 отмечается аномально высокая отметка (-947,4 м). По сводному контуру пласты C_{VI 1,} C_{VI 2}, C_{VI 3} нефтеносны на большей части месторождения. Средняя нефтенасыщенная толщина коллекторов бобриковского горизонта составляет 2,9 м. Для всех пластов коэффициент расчленнёности равен 1,1, а в целом для терригенной толщи нижнего карбона - 1,5; коэффициент песчанистости - 0,26.

     

     Алексинский горизонт представлен  известняками серыми, органогенно-обломочными, доломитизированными, слабоглинистыми, преимущественно тонкопористыми, участками микротрещиноватыми. В нижней части горизонта прослеживается пласт пористых известняков толщиной 6-8 м. Пласт хорошо выдержан по площади месторождения, представлен 2 пропластками, из которых верхний имеет лучшие коллекторские свойства и является основным. На отдельных участках, где коллектором является и нижний пропласток, толщина пласта увеличивается до 5,6 м. В алексинском горизонте выявлено 9 залежей нефти небольших размеров. Залежи пластового сводового типа.

     В артинских отложениях тонкозернистых и  кавернозных известняках  местами содержится газ. Залежи газа имеют  локальный характер, отличаются небольшим  дебитом и весьма ограниченными запасами.

     В основании кунгурского  яруса залегают оолитовые  известняки, насыщенные жидкой газированной нефтью. Однако получить приток нефти из этих известняков не удалось.

     Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов  

 

     1.4.2 Свойства нефти

     

     

     Основные  показатели свойств  девонской нефти пластов ДI , ДII ДIII и ДIV  Туймазинского месторождения, характеризуются следующими свойствами: средняя плотность разгазированной нефти при 20 ⁰С -  0,845-0,853 г/см³,  вязкость 10,5-15,0 МПа (при тех же условиях), содержание серы 1,1-1,5 %, селикагелевых смол 8,1-13,9 %, акцизных смол  32-35 %, асфальтенов 2,5-4,1 %, парафина 5,0-5,4 %.  Выход фракций, выкипающих до 200 ⁰С  более 27 %.

     Нефть фаменского яруса  характеризуются  как тяжёлая -910 кг/м³, высоковязкая - 89,8 мПа·с, высокосернистая - 4,45 %.

     Плотность нефти турнейского яруса в поверхностных условиях составляет  0,904 г/см³, вязкость - 20 мПа·с, газовый фактор -21 м³/тонн, давление  насыщения - 5,5 МПа, содержание смол - 17,2 %, серы - 2,8 %, асфальтенов - 5,1 %, парафина - 4,1 %.

     Пластовая нефть терригенной  толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами: плотность - 864 кг/м³, вязкость - 12,4 мПа·с, давление насыщения - 6,3 МПа,  газосодержание - 22,0 м³/т.

     Характеристика  поверхностных свойств  нефтей продуктивных горизонтов приведена  в таблице 2.  

     1.4.3  Свойства нефтяного газа

     

     

     Состав  газа пластов ДI и ДII практически одинаковый. Газ пласта ДIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода; относительно удельный вес - выше единицы (1,0521); содержание азота - 12,3 % по объему; относится к жирным газам (сумма углеводоров изопентана и тяжелее 102 г/мм ³, пропана и бутана 535 г/мм ³). Кроме азота в числе редких газов в попутных газах девона содержатся также гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся к жирным. 
 
 
 
 
 
 

     Таблица 2 - Характеристика поверхностных нефтей