Геолого – физическая характеристика месторождения

Геологический разрез месторождения представлен верхнепротерозойскими (рифейскими, вендскими), палеозойскими (девонскими, каменноугольными и пермскими) и четвертичными отложениями осадочного чехла. Породы кристаллического фундамента скважинами не вскрыты. По материалам сейсморазведочных работ они залегают в этом районе на глубинах 4-5 км. Сводный литолого-стратиграфический разрез приводится на рисунке 3.

Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собственно, причем следует отметить. На общем фоне поднятий выделяется целый ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона. Все поднятия имеют тектоно‑седиментационное происхождение, как уже говорилось выше, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско-франско-фаменского возраста.

Нефтяные залежи визейского яруса

Терригенная толща визейского яруса представлена отложениями тульского, бобриковского и косьвинско-радаевского горизонтов. В разрезе выделяются 5 продуктивных пластов: С-II, C-III, C-IV, C-V и C-VI (Рис 5).

Пласты С-II, C-III, C-IV приурочены к тульскому горизонту, хорошо выдержаны по площади и мощности. Коллекторами они представлены не повсеместно, отмечаются замещения более плотными породами - неколлекторами. Наибольшее распространение коллекторов имеет пласт С-III, наименьшее пласт С-II.

Пласт С-V приурочен к отложениям бобриковского горизонта, развит почти повсеместно, но мощность его изменяется в широких пределах.

Пласт С-VI приурочен к косьвинско-радаевским отложениям, залегающим на карбонатах турнейского яруса.

Рис. 2. Вертикальный разрез отложений месторождения по данным сейсморазведочных работ

   Как правило это линзы песчано-алевролитовых пород, залегающих в средней и нижней части горизонта и приурочены в основном к прогибам и крыльям структур.

Продуктивные пласты визейского яруса отделяются друг от друга глинистыми породами, которые не являются надежными покрышками в связи с невыдержанностью по площади и разрезу. Во многих случаях пласты сливаются, образуя единую гидродинамическую систему, а скопления нефти, приуроченные к ней - единую многопластовую залежь с ВНК на отметке -1198 м.

 

Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез

Всего в терригенной толще нижнего карбона выявлено 7 залежей. ВНК этих залежей, включающих пласты от С-II до верхних пропластков С-VI, прослеживается на отметке -1198 м.

Залежи визейского яруса относятся к пластовому сводовому типу. В их строении участвует вся продуктивная часть терригенной толщи нижнего карбона. Высота залежи почти равна мощности всей толщи. Общая толщина изменяется от 3,8 до 48,2 м, в среднем составляет 15,7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м, при интервале изменения 1,0-23,2 м. Расчлененность пластов увеличивается сверху вниз. Пласты С-II и C-IV представлены, в основном, одним пропластком. В пласте С-III четко прослеживается два пропластка. В нефтенасышенной части каждый пласт представлен в основном одним пропластком. Толщины пропластков менее 2 м, несколько большие значения они имеют в пластах С-V и С-VI. В целом по терригенной толще количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 12. Коэффициент расчлененности составляет 4.6, коэффициент песчанистости - 0,629 (табл.1).

Распределение проницаемости по керну свидетельствуют о высокой степени неоднородности коллекторов по проницаемости, принятое значение проницаемости по керну 0,488 мкм². Значения пористости, определенные различными методами, близки как по отдельным поднятия, так и в целом по месторождению и в среднем составляет 0,204. Нефтенасыщенность пластов изменяется от 0,639 до 0,896 [7]. Геолого-физическая характеристика Визейского эксплуатационного объекта представлена в таблице 1.

 

 

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика визейского объекта

Параметры	Объект разработки
	Визейский
Средняя глубина залегания, м	1380
Тип залежи	пластовый сводовый
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.м2	83031
Средняя общая толщина, м	15,7
Средняя эффективная толщина, м	5,6
Коэффициент пористости, д.ед.	0,204
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед.	0,76
Проницаемость, мкм2	0,488
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0,629
Коэффицикент расчлененности, д.ед.	4,6
Начальная пластовая температура, °С	29,1
Начальное пластовое давление, МПа	13,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с	14,95
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,8823
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,8892
Абсолютная отметка ВНК, м	-1198,0 ; -1209,0
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1,034
Содержание серы в нефти, %	2,44
Содержание парафина в нефти, %	4,33
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,98
Газовый фактор, м3/т	14,21
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа. с	1,50

 

Рис. 4. Структурная карта по кровле продуктивных отложений визейского яруса

Рис. 5. Схематический геологический профиль

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: