Особенности геологического строения и геологические основы разработки Бухарскому месторождению

     Общая толщина отложений турнейского яруса изменяется от 3.0 м (во «врезовых» скважинах) до 108.6 м (в горизонтальных скважинах), поэтому среднее значение, равное 28.3 м не соответствует стандартной действительной общей толщине турнейских отложений (56-60 м). Толщины пластов  Верхне-Налимовского поднятия представлены в графическом приложении 3. Средняя суммарная нефтенасыщенная толщина всех прослоев составляет 12.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.273,  расчлененности – 5.667.

       Таким образом, карбонатные коллекторы  турнейского возраста распространены по площади месторождения почти повсеместно и приурочены, в основном, к верхнему горизонту – кизеловскому, реже ко всем трем продуктивным пачкам (сверху вниз): кизеловской, черепетской и упино-малевской, которые представляют собой единый гидродинамически связанный резервуар. Покрышкой для них служит аргиллитовая пачка малиновского надгоризонта толщиной 2-5 м.

     Продуктивный  терригенный комплекс нижнего карбона  представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами визейского яруса. Нефтенасыщенными в пределах комплекса на месторождении являются отложения бобриковского горизонта, залегающие на глубине 1164.1 м, представленные песчаниками мелкозернистыми, слабоглинистыми, среднепористыми и алевролитами. Всего на месторождении в бобриковских отложениях выявлено 8 залежей нефти, связанных с пластами Сбр_I-3; Сбр_I-2 и реже Сбр_I-1. Поскольку нефтенасыщенным чаще всего является пласт Сбр_I-3 или Сбр_I-3+2, образуя продуктивную единую толщу, состоящую из 3-4 пропластков гидродинамически связанных между собой, они объединены в один объект разработки Сбр_I. Во “врезовых” зонах в 10 скважинах по ГИС выделяется «врезовый» пласт Сбр_0, также сложенный песчаниками и алевролитами. В 6 скважинах из них пласт Сбр₀ – нефтенасыщенный, в том числе в трех выделяется контакт нефть-вода. Перемычка между пластом Сбр₀ и отложениями турнейского возраста составляет 0.6-10.7 м, в двух скважинах терригенные коллекторы отлагались непосредственно на размытых карбонатах (скв.№№1017, 1021). Как описано выше, “врез”  пересекает 2 залежи нефти, приуроченные к Верхне-Налимовскому и Новоспасскому поднятиям, которые осложнены также зонами замещения коллектора на неколлектор. Две залежи в районе скв.№748 и №643 вскрыты одной скважиной, в скв.№643 вскрыт ВНК на абсолютной отметке минус 936.9, в соответствии с которой проведен контур нефтеносности. Подошва залежи в районе скв.№748 принята по абсолютной отметке  нижней дыры интервала перфорации (минус 917.9 м), которая совпадает с подошвой нефтенасыщенного пласта.

     Залежи  нефти в бобриковских отложениях относятся к типу пластово-сводовых и пластово-сводовых  литологически экранированных.

     Общая толщина “врезовых” отложений варьирует  от 1.0 до 21.5 м, составляя  в среднем 9.8 м, общая нефтенасыщенная: 1.7-14.0 м,  средняя – 6.0 м,  эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1.6 до 5.9, средняя составила 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.344, расчлененности – 2.25. 

     Общая толщина отложений, приуроченных к  пласту СбрI, изменяется в пределах 0.8-29.8 м, средняя 6.8 м, эффективная нефтенасыщенная – 0.7-22.4 м, среднее значение ее 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.699, расчлененности - 1.553 .Характеристика толщин и статистические показатели неоднородности приведены в таблицах 1.2- 1.3.

     Таким образом, по поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудно-ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. Структурные планы по отложениям верхнего девона и нижнего карбона не совпадают, что обусловлено приуроченностью района месторождения к внешней и внутренней прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

     Поверхность турнейского яруса нижнего карбона  осложнена «врезовыми» зонами, заполненными терригенными образованиями ранневизейского возраста.

     Таким образом, в зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов, их фациальной изменчивости, на месторождении отмечаются следующие типы залежей: пластово-сводовый, пластово-сводовый литологически экранированный, структурно-литологический и массивный.

     Залежи  небольшие по размерам. Наиболее значительной по размеру является залежь нефти в кыновских отложениях, объединяющая несколько малоамплитудных поднятий: Бухарское, Новоспасское и Южно-Бухарское, которые требуют доразведки проведением НВСП МОВ в скважинах 705, 768, 798а, 8735 и в части проектных скважин по результатам бурения последних.

     Этажи нефтеносности залежей небольшие, за исключением залежей в нижнем карбоне, приуроченных к Верхне-Налимовскому поднятию, которые имеют этаж нефтеносности  порядка 50 м. Тип коллекторов, в основном, поровый.

      Коллекторские свойства пашийско-кыновских отложений  площади приведены  в таблице 2.8. В целом по площади параметры коллекторских свойств характеризуются следующими величинами: средневзвешенные по толщине коэффициенты пористости и проницаемости равны 0,204 д.ед. и 0,656 мкм², а средневзвешенный по толщине и пористости коэффициент нефтенасыщенности – 0,801 д.ед. По пластам средневзвешенные значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности близки между собой. Однако, если их рассматривать по выделенным группам пород, то наиболее лучшими характеристиками обладают высокопродуктивные породы-коллекторы. Так, если средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности высокопродуктивных отложений составляют, соответственно, 0,222 д.ед., 0,961 мкм², 0,845 д.ед., то по высокопродуктивным глинистым они равны 0,191 д.ед., 0,302 мкм², 0,750д.ед., а по малопродуктивным - 0,153 д.ед., 0,078 мкм², 0,673 д.ед.

      Статистические  ряды распределения проницаемости продуктивных отложений Березовской площади, представленные в таблице 2.9, получены при расчетах на АРМ «Лазурит». Анализируя данные геофизических исследований видно, что около 12% случаев от общего количества определений составляют малопродуктивные коллекторы, интервал проницаемости которых изменяется от 0,05 мкм² до 0,1 мкм². Наибольшее число определений (21,4%) представлено группой коллекторов с проницаемостью 0,850 – 0,900 мкм². Коллекторы, проницаемость которых выше 1,000 мкм², составляют около 17% от общего  количества определений. Исходя из приведенных в таблице данных,  можно сделать вывод о высокой неоднородности пластов Березовской площади. 
 
 

1.3. Тектоника 

     В тектоническом отношении месторождение  расположено на северном склоне Южно-Татарского свода. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводовую часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в  меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

     Приуроченность  района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствуют слабовыраженные структурные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны  четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде высокоамплитудных рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облекания – Верхне-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70 м. В основном для Бухарского месторождения  характерными локальными элементами являются малоамплитудные  поднятия III порядка. По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне. Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу  вверх), как Д_I-в, Д_I-б и Д_I-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д_I-а и Д_I-б рассматриваются как один объект – Д_I-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщиной 0.8-1.2 м. Пласт Д_I-в выделяется как самостоятельный объект с собственным  ВНК. Пласт Д_I-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741.6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяется от пласта Д_I-а+б перемычкой толщиной в 4.6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д_I-в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, представленное в таблице 1.1, дебиты нефти, в которых варьируют от 0.3 до 22.1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0.6 до 2.8 м. Пласт Д_I-в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом отметок нижних дыр перфорации. Пласт Д_I-а+б развит повсеместно, нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.8 до 2.4 м.

1.4. Нефтегазоносность 

     Нефти пашийского горизонта.

      Исследование  свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 4 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб, следующие: давление насыщения –7,56 МПа, газосодержание  - 57,6 м³/т, объемный коэффициент -  1,1411,  динамическая вязкость  нефти составляет 6,6

мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 815,4 кг/м³, сепарированной – 869,4 кг/м³.

По данным анализов поверхностных проб нефть  пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,85 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 16,8 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

     Нефти кыновского горизонта.

      Исследование  свойств нефти кыновского горизонта  в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 14 проб, следующие: давление насыщения – 7,25 МПа, газосодержание  - 59,28 м³/т, объемный коэффициент -  1,1501,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,45 мПа ^.с. Плотность пластовой нефти – 823,1 кг/м³, сепарированной – 872,25 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы –1,78 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 18,6 ^. 10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

     Нефти бурегского горизонта.

      Исследование  свойств нефти бурегского горизонта  в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 2 проб, следующие: давление насыщения – 7,0 МПа, газосодержание  - 50,7  м³/т, объемный коэффициент -  1,124,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 7,39 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 826,3 кг/м³, сепарированной – 899,3 кг/м³. По содержанию серы – 4,4  % масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 46,4 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

      Нефти турнейского яруса.

      Исследование  свойств нефти турнейского яруса  в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие:

давление  насыщения – 4,99 МПа, газосодержание  - 18,6  м³/т, объемный коэффициент -  1,058,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 13,3 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 853,9 кг/м³, сепарированной – 877 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 4,7 % масс.  нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 53,4 ^.10^-6 м²/с , данные представлены в таблице 1.5.

     Нефти бобриковского горизонта.

      Исследование  свойств нефти бобриковского  горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие: давление насыщения – 2,46 МПа, газосодержание  - 6,95  м³/т, объемный коэффициент -  1,0216,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 55,54 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 905,9 кг/м³, сепарированной – 912,9 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. По содержанию серы –4,49 % масс.  нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 62,15 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

                                                    1.5. Водоносность

     В пашийско-кыновских отложениях  водонасыщенными  являются песчано-алевролитовые породы. Дебиты воды в скважинах колеблются от 1-10 до 20,0-48,5 м³/cут при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25 - 30 м. Режим залежи упруговодонапорный.

     По  химическому составу подземные  воды относятся к хлоркальциевому типу  (по В.А.Сулину). Общая минерализация составляет 230,89 - 291,82 г/л, плотность 1167.00 - 1190.0 кг/м³ , вязкость 1.73 - 1.95 мПа^.с. Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,42 м³/т. Упругость газа составляет 5,0 - 10,0 мПа, объемный коэффициент - 0,9987.

     В семилукско-бурегских отложениях водоносные горизонты приурочены к пористым, кавернозным, трещиноватым известнякам.