Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Геологическая характеристика.doc
Скачиваний:
2
Добавлен:
01.04.2025
Размер:
2.35 Mб
Скачать

Шкаповское месторождение

Месторождение расположено в юго-западной части Башкирской АССР, южнее Белебеевского, в непосредственной близости от него. Открыто в 1953 г. В тектоническом отношении оно приурочено к юго-восточному склону южного купола Татарского свода и представляет собой пологое платформенное подня­тие северо-западного простирания. Углы наклона даже на наиболее крутом юго-западном крыле не превышают 1°, а на других крыльях составляют 20- 50'.

Промышленная нефтеносность выявлена в пластах Д1 (папшйская свита верхнего девона) и Д4 (воробьевский и старооскольский горизонты среднего девона). Горизонт Д4 подразделяется на две самостоятельные пачки. Верхняя пачка в свою очередь делится на три самостоятельных песчано-алевродитовых пласта, характеризующихся различным гранулометрическим составом и кол­лекторскими свойствами. Пористость песчаников верхней пачки меняется в пределах от 14,2 до 21,3%, проницаемость от 0,160 до 1,456 мкм2.

В пластовых условиях нефти пластов Д1 и Д4 существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д4 обладает высоким газосодержанием и давлением насыщения, низкими значениями плот­ности и вязкости.

Пласт Рпл tпл Рнас Гф Гф* b ρн μ βt βp α

Д1 17,3 38 9,9 36,9 42,2 1,12 829 3,9 10,0 8,8 0,37

Д4 17,7 38 15,2 100,7 122,7 1,30 740 1,0 11,7 13,2 0,66

Растворенные в нефти газы содержат большие количества гомологов метана, превышающие содержание самого метана, и значительное количество азота. В газе пласта Д4, гомологов метана больше, чем в газе пласта Д1.

Пласт СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 С6Н14+ N2 + ρг

+ высшие + редкие

Д1 40,3 13,3 18,4 8,4 3,3 1,1 15,3 1,325

Д4 32,9 20,5 19,6 8,9 3,1 - 15,0 1,367

Дегазированные нефти пластов Д4 и Д1 также существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д1 значительно тяжелее, содержит больше асфальтенов, серы, смол и кокса и более вязкая. Нефть пласта Д4 содержит больше парафина и дает больший выход светлых фракций.

Пласт Д4 Пласт Д1

ПРАВДИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ 41

Шкаповское месторождение (рисунок 25) расположено в краевой части татарского свода, в пределах Бижбулякского района, к югу от г. Белебея.

Глубокое разведочное бурение на площади месторождения было начато в 1952 г. по материалам структурно-поискового бурения, в резуль­тате были открыты залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта нижнего отдела каменноугольной системы, в пластах Д1 и Д4 терригенной части девонской системы. В последующие годы в процессе разведочного бурения были выявлены залежи в отложениях турнейского яруса, верхнефаменского подъяруса и кыновского горизонта нижнефранскогоподъяруса.

Глубоким разведочным бурением на площади вскрыты отложения от бавлинских до антропогеновых. Шкаповская структура расположена в юго-восточной краевой части Татарского свода в пределах одноимен­ного вала. Само Шкаповское локальное поднятие является крупной струк­турой платформенного типа почти широтного простирания. Отложения палеозойской группы залегают согласно и подстилаются мощной толщей бавлинских образований, которые в свою очередь залегают моноклиналь­но с наклоном на юг. Поднятие имеет асимметричное строение: северо-восточное крыло более пологое, юго-западное - более крутое. Периклинальные окончания структуры пологие (30'). Свод складки осложнен рядом вторичных поднятий и прогибов. Основным продуктивным горизонтом является пласт Д1 пашийского и пласт Д4 старооскольского горизонтов девонской системы. Кроме того, промышленное значение имеют отложе­ния бобриковского горизонта. Остальные залежи не играют существенной роли ни в запасах, ни в добыче нефти.

В бобриковском горизонте коллекторами нефти являются песчаники, развитые в центральной и южной частях Шкаповской площади, где сум­марная мощность их достигает 20 м. На остальной площади песчаники замещаются аргиллитами и плотными алевролитами или выклиниваются. Пористость песчаников довольно высокая - до 18%, проницаемость 550 мд. На Шкаповском месторождении выявлено шесть изолированных друг от друга залежей, относимых к пластово-сводовым и литологически экранированным типам. Режимы залежей упруго-водонапорные.

В турнейском ярусе коллекторами нефти являются трещиноватые и пористые известняки, залегающие в кровле яруса. Их средняя эффек­тивная мощность 10 м, пористость - 11%. При опробовании был полу­чен приток безводной нефти плотностью 0,900 г/см3. Залежь пластово-сводового типа.

В верхнефаменском подъярусе коллекторами нефти являются карбо­натные породы, разделенные на два пласта. Их средняя эффективная мощ­ность равна 4 м и пористость 8%. При испытании верхнего пласта был получен приток безводной нефти. При испытании нижнего пласта насосом был получен приток нефти с водой с дебитом в 16 т/сутки при содержании 15% воды. Залежь относится к типу массивных.

В кыновском горизонте коллекторами являются песчаники и алевро­литы, которые образуют две линзы. Их мощность непостоянна и колеблется от 0 до 5 м при средней эффективной - 2 м, пористость 15%, проницае­мость 0,24-0,25 мкм2, дебиты от 1 до 25 т/сутки.

Залежи нефти пашийского горизонта (Д1) приурочены к средней и нижней части пласта Д1 Коллекторами нефти в нижней части являются песчаники и алевролиты, обладающие пористостью 18,1% и проницае­мостью в 0,52 мкм2. Мощность их 12,3 м. Верхний коллектор сложен хорошо отсортированными песчаниками мощностью от 0 до 19,5 м. На некоторых участках оба коллектора сливаются в один.

Из пласта Д1 при опробовании был получен приток нефти с дебитом 39-112 т/сутки плотностью 0,870 г/см3. Залежь пластово-сводового типа, обладает упруго-водонапорным режимом.

С 1957 г. оба пласта разрабатываются совместно с применением законтурного и внутриконтурного заводнений по системе кольцевыми батареями с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 400-450 м.

Залежь нефти пласта Д4 связана с двумя пачками. Коллекторами нижней пачки являются песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов, средняя мощность коллекторов равна 9,5 м, пористость 18% и проницае­мость 0,2-1,0 мкм2. Коллекторы верхней пачки крупнозернистые песча­ники с редкими прослоями алевролитов. Отдельные прослои песчаников имеют линзовидную форму залегания и выклиниваются. Средняя их мощ­ность равна 11 м, пористость 6-22%, проницаемость 0,025-2,0 мкм2. На отдельных участках верхняя и нижняя пачки сливаются.

При опробовании пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 88-183,8 т/сутки. Залежь пластово-сводового типа, зале­гает в среднем на глубине 2100 м, водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 1770,7 – минус 1766,6 м.

Залежь разрабатывается с 1955 г. с применением законтурного и внутриконтурного заводнений кольцевыми рядами с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 500 м.

Залежь нефти бийского горизонта приурочена к реперу «нижний из­вестняк», который сложен известняками различной степени пористости. Общая мощность горизонта 20-35 м. В результате опробования пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 10- 80 т/сутки.

Рисунок 25 - Шкаповское нефтяное месторождение (по А. В. Поле).

а - структурная карта по кровле пашнйского горизонта девона и положение залежи пласта Д1; б- схематический профильный разрез терригенных отложений девона по линии I – I.

1 - карбонатные породы; 2 - глинистые карбонатные породы; 3- песчаники и хорошо проницаемые породы; 4 - нефть; 5 - контур нефтеносности; 6 - граница выклинивания коллекторов; 7 - скважины.

Продуктивный

горизонт

Эффек-

тивная мощность, м

Глубина залегания, м

Тип пород-коллекто-ров

Пластовое давление, МПа

Темпера-

тура пласта, оС

Давление

насыщения,

МПа

Бобриковский+

тульский

2,5

1620

Песчаники

14,63

-

-

Турнейский

10

1650

Известняки

-

-

-

Верхнефаменскй

4

1750

«

-

-

-

Пашийский, Д1

12,3

2030

Песчаники

20,0

35

9,5-10,5

Муллинский, Д2

2

2030

«

-

-

-

Старооскольский, Д4

9,5

2100

«

20,5

35

14-17,5

Пористость

эффектив-

ная, %

Проница-

емость,

мкм2

Газовый

фактор,

м3

Год начала разработки

Средний годовой отбор нефти, тыс. т

Дебит нефти, т/сут

ВНК

(абс. отм.), м

18

0,55

-

1953

3,7

5

-(1265-

1283,5)

11

-

-

1959

2,5

-

-

8

-

-

1960

-

16

-

18,1

0,52

40

1955

2950

10-112

-(1697-1702)

-

-

-

-

-

-

-

18

0,596

120,5

1955

3413

88-184

-(1770-1667)