Рассветное месторождение

Размеры поднятия по первому отражающему  горизонту, отождествленному с кровлей башкирского яруса, по изогипсе - -1050 м составляют 5.9 на 5.7 км. Амплитуда - 51.2 м. Углы наклона :

западного крыла 1°26¢,

восточного 1°50¢.

Юго-западный выступ осложнен малоамплитудным  поднятием в районе скважине №293.

На структурном плане по кровле тульских терригенных отложений (II-отражающий горизонт) форма структуры сохраняется. В пределах замкнутой изогипсы - -1350 м поднятие имеет размеры 5.7 на 5.7 км, амплитуда - 76.7 м, структура становится круче. Углы наклона :

  западного крыла 3°11¢,

восточного 3°57¢.

В юго-западной части, как и по I-отражающему горизонту, на структурном выступе вырисовывается малоамплитудное поднятие с размерами 0.4 на 0.8 км.

По характеру образования Рассветное поднятие относится к тектоно-седиментационным структурам.

2.1.3.Литология. Нефтеносность.

 

Пласт Бб сложен чередованием прослоев песчаника и алевролита. Толщина аргиллито-алевролитовых пород между пластами Бб и Тл изменяется от 2 до 10 м, что свидетельствует о разобщенности этих пластов.  Однако ВНК для обоих пластов принят на одной отметке - 1312 м, которая подтверждена данными БКЗ и результатами опробования скважин.

Площадь нефтеносности пласта составляет 2.4х2.9 км. Этаж нефтеносности около 13 м.  Залежь пластовая, водоплавающая.

Пласт Тл (размеры 3.6х5.1) прослеживается по всей площади, однако в ряде скважин  замещается его верхняя или нижняя часть. Площадь нефтеносности 3.5х3.8 км, этаж нефтеносности около 30 м. Залежь пластового типа, сводовая.

Залежь нефти, приуроченная  к  башкирскому ярусу, установленна по промысловым геофизическим данным, керну и результатам испытания скважин. Залежь нефти, приуроченная к двум пластам, сложена пористыми известняками (водорослевыми, фораминеферовыми). Покрышкой залежи служит плотная, участками окрашенная, глинистая толща известняков толщиной 12-14 м и жилистые пласты верейского горизонта.

Пласт Бш₂ отделен от пласта Бш₁ слоем глинистых известняков толщиной 5.2-14.8 м.

На Рассветном месторождении в  пласте Бш₂ выделяется от 3 до 14 проницаемых прослоев. В пласте Бш₁ выделяется от 1 до 8 проницаемых прослоев общей толщиной до 10 м. Оба пласта выдержаны по площади, так как их наличие установлено во всех пробуренных скважинах. Однако пласты неоднородны по эффективной толщине.

ВНК принят горизонтальным по обоим  пластам  на основании сопоставления положения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков, а также по результатам испытанных скважин. Залежи нефти: пластовые, сводовые. Размеры их по пласту Бш₂ и Бш₁ составляют, соответственно, 4.9х5.0 км и 3.4х6.0 км, этаж нефтеносности, соответственно, 32 м и 23 м. Водонефтяные зоны пластов незначительны, однако размеры их условны, вследствие малой изученности приконтурной зоны.

Тип коллектора башкирских отложений  изучен по образцам керна разведочных скважин. Основной объем нефти сосредоточен в порах биоморфных известняков, образованных за счет выщелачивания цемента и незаполнения промежутков между органикой. Размер пор изменяется от 0.08 до 0.45 мм, форма их неправильная, лапчатая, преобладают поры 0.15-0.25 мм. Отмечены также трещины, параллельные слоистости.

 

Таблица 1 
Средние абсолютные отметки ВНК

Пласт	Перечень номеров скважин	Отметка ВНК, м   по геофизическим по опробованию   исследованиям скважин
Бб	100,109,111,117,177	-1309	-1309
Тл	120,189,190,211,212	-1309	-1309
Бш2	321,344,347,348,391, 404	-1058	-1058
Бш1	401,9,2,1,6	-1058	-1058

 

На структурной карте вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного  простирания со сводовой частью в  районах скважин №2 и №168. Размеры  поднятия по изогипсе -2000 м составляют 4.5х1.8 км, амплитуда -6 м. В южной части месторождения по отметкам сейсмических профилей вырисовывается еще одно брахиантиклинальное поднятие того же простирания.

По характеру образования Рассветное поднятие относится к тектоно-седиментационным структурам.

2.1.4.Гидрогеологическая характеристика разреза.

 

Описываемая территория принадлежит  Волго-Камскому артезианскому бассейну Русской платформы. Большинство  гидрогеологов в осадочном чехле  выделяют две гидрогеологические зоны : верхнюю и нижнюю.

Нижняя водонасыщенная зона мощностью  более 2000 м объединяет подземные воды, заключенные в породах от кристалического фундамента до филипповского горизонта кунгурского яруса.

Исходя из гидродинамического режима, гидродинамической изолированности и литолого-фациального состава коллекторов, выделено несколько водоносных комплексов пород : водоносный комплекс додевонских отложений живейско-пашийской терригенной толщи, карбонатных отложений верхнего девона и турнейского яруса, терригенной толщи визейского яруса, визебашкирской карбонатной толщи, верейско-каширской терригенно-карбонатной, средне- и верхнекаменноугольной карбонатной, нижнепермской карбонатной толщ, сульфатно-галогенной толщи нижней Перми.

Воды нижней зоны характеризуются  застойным и замедленным водообменом. Представлены они, в основном, высокоминерализированными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространенными от кристаллического фундамента до верхнекаменноугольных отложений.

Основной  областью питания водоносных пластов  додевонских, девонских и нижнекаменноугольных отложений Пермского Прикамья является западный склон Урала. Областями питания водоносных пластов верхнего карбона и нижней перми является предгорье Урала и Уфимское плато, районы интенсивно развитого карста. Дополнительными областями питания являются местные возвышенности и водоразделы рек.

Основная  область стока (Прикаспийская низменность) находится за пределами описываемой территории, местными областями разгрузки служит долина реки Камы и ее притоков, Предуральский прогиб и Камско-Кинельская впадина.

 

  2.2.Основные параметры продуктивных пластов.

2.2.1.Пористость, проницаемость,  
нефтенасыщенность

 

Характеристика продуктивных пластов  проведена на основе лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований.

Лабораторные исследования проведены по керну, отобранному в разведочных и эксплуатационных скважинах.

 

Пласт Бб.

Выборка данных принадлежит, в основном, скважинам №166 и №167. Составлена песчаниками мелкозернистыми с  хорошими коллекторскими свойствами. Выборка однородна, особенно по проницаемости.

 

Пласт Тл.

Керн из нефтяного пласта относится, в основном, к  скважинам №11 и  №173. Представлен песчаником мелкозернистым, реже алевролитами. Максимальное распределение проницаемости в интервале 0.1-0.5 мкм². Выборка представительная и однородная.

 

Пласт Бш2.

Этот пласт представлен керном, капитальная доля в выборке принадлежит скважинам №№11, 167, 400. Коллекторские свойства меняются в широком диапазоне, максимальное распределение проницаемости 0.1-0.5 мкм². Пласт сложен известняками, чаще биоморфными (существенно водорослевыми). Средние коллекторские свойства высокие, выборка неоднородна по пористости.

 

Пласт Бш₁.

Выборка данных принадлежит скважинам  №№167,188,400. По характеру сходна с  предыдущей (по однородности, по средним  величинам), но меньше по величине. Максимальное распределение проницаемости - в интервале 0.01-0.1 мкм².

2.2.2.Нефтенасыщенность по лабораторным  данным.

Нефтенасыщенность определена косвенным  способом через остаточную водонасыщенность (Ков), используя зависимости вида Ков=f(Кпрг.Кп). Зависимости эти имеют высокий коэффициент корреляции, обычно более 0.9, где аргумент взят в виде комплексного параметра, имеющего определенный физический смысл - пропорционален эквивалентному радиусу R поровых каналов. Принимая газонасыщенность равной нулю, нефтенасыщенность находим по равенству Нн=1-Ков. Остаточную водонасыщенность моделировали методом полупроницаемой мембраны при давлении вытеснения порядка 0.17 МПа. Данные для расчета нефтенасыщенности приведены в табл.2 и 3. Средние значения нефтенасыщенности (Кн) для пластов Бб, Тл, Бш₂ и Бш₁ составляют соответственно 90.6%, 81.3%, 80.7% и 82.3%. Полученные средние значения существенно отличаются от данных 1971 года. Обусловлено это тем, что ранее нефтенасыщенность оценивали для Рассветного и Маячного месторождений совместно, а расчеты проводились по очень ограниченному материалу.

2.2.3.Промыслово-геофизические исследования.

 

Комплекс промыслово-геофизических  исследований включает: каротаж стандартным  зондом М₂А_0.8В совместно с записью кривой потенциала собственной поляризации, БКЗ, кавернометрия, микрозондирование, боковой, микробоковой, индукционный, радиоактивный (НГК и ГК) и акустический каротажи, центрометрию, инклинометрию. Кроме того, в разведочных скважинах проведен газовый каротаж.

Значения коллекторских свойств  приведены в таблицах 2  и 3.

Проницаемость пород по данным промысловой  геофизики не определялась, т.к. в настоящее время нет методики, позволяющей уверенно определить этот параметр в породах-коллекторах, где наряду с глинистыми имеются другие виды цемента: углисто-глинистый, регенерационный, кальцитовый, известковистый и ангидритовый.

 

Таблица 2 
Характеристика параметров пласта Бб.

 

Метод   исследования	Наименование	Проницаемость, мкм2	Порис-тость, %	Нач. нефтена-сыщенность	Насыщенность связан. водой, %
Лабораторные   исследования керна	-количество скважин -количество поредел. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	2   11 0.677 2.8   0.0353-1.584	3   16 20.7 8.5   15.4-25.5	2   11 90.6 4.7   77.6-93.5	2   11 9.4 51.2   3.5-22.5
Геофизические исследования	-количество скважин -количество определ. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	—   — — —   —	6   18 18.0 1.1   12.3-25.0	6   6 85.0 1.6   20.0-95.5	—   — — —   —
Гидродинамические исследования	-количество скважин -количество определ. -среднее значение -коэф. вариации -интервал изменения	7   8 0.344 1.36   0.0015-0.915	—   — — —   —	—   — — —   —	—   — — —   —

 

 

 

Таблица 3. 
Характеристика параметров пласта Тл.

 

Метод исследования	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Нач. нефтена-сыщен.	Нефтенасыщен. связ. водой, %
Лабораторные исследования керна	-кол-во скважин - кол-во опред. - среднее значение - коэффиц.в - интервал изменения	3 37 0.187 9.0 0.0047 - 0.576	3 43 19.6 13.4 12.2-26.1	3 37 81.3 43.5 47-91	3 37 18.7 38.6 9-53
Геофизические исследования	- кол-во скважин - кол-во опред - среднее значение - коэффициент в - интервал изменения	- - - - -	6 13 18.0 3.3 12 - 22	6 6 67.0 0 20 - 95.5	- - - - -
Гидродинамические исследования	- кол-во скважин - кол-во определ - среднее значение - коэфициент в - интервал изменения	7 8 0.344 1.36 0.0015 - 0.915	- - - - -	- - - - -	- - - - -

 

2.2.4. Толщины пластов. 

В разрезе яснополянского надгоризонта четко выделяются два продуктивных пласта: бобриковский (Бб) и тульский (Тл).

 

Пласт Бб прослеживается по всей площади залежи, однако наблюдается его неоднородность по толщине. На отдельных участках пласт представлен монолитной 10 - 15 м толщей с низкой расчлененностью (1 - 2 проницаемых прослоя). В ряде скважин резко возрастает расчлененность пласта (4 - 6 проницаемых пропластков). При этом на отдельных участках залежи наблюдается замещение кровли проницаемой части, на других замещена подошва пласта.