ЛИТОЛОГИЯ ПЛАСТА ПОКРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

30

По данным микроскопических исследований породы продуктивной части пласта характеризуются неоднородной структурой и представлены известняками органогенно-обломочными и органогенно-детритовыми, неравномерно доломитизированные, пористыми,

трещиноватыми, средней крепости. Органогенные остатки представлены раковинами и обломками раковин примитивных фораминифер,

криноидей, брахиопод, остракод и обрывками водорослей. Органические остатки различной сохранности, часто перекристаллизованы, плохо отсортированы и окатаны. Размер остатков от 0,02 до 0,16 мм. Иногда наблюдаются обломки карбонатной породы округлой и неправильной формы размером до 0,5 мм.

Текстура пятнистая и неяснослоистая.

Цемент в основном базального типа, выполнен тонко- и мелкокристаллическим кальцитом. Поры межформенного типа округлой и неправильной формы, иногда замкнутые. Размер пор от 0,02 до 0,04 - 0,6 мм. Частично поры заполнены мелкокристаллическим доломитом,

реже ангидритом.

Наблюдаются многочисленные извилистые короткие и протяженные микротрещины раскрытостью до 1 мм. Часто они обогащены темно-коричневым глинисто-органическим веществом.

Доломитизация выражена неравномерным распределением по породе кристаллов доломита ромбоэдрической и неправильно ромбоэдрической формы. Размер кристаллов от 0,02 до 0,04 - 0,1 мм.

Плотные разности пород пласта представлены известняками доломитизированными и доломитами известковыми, мелко - и

среднекристаллическими, с минеральными трещинами, выполненными кальцитом и ангидритом, плотными, крепкими.

По данным химического анализа пород доломитизация их слабая, составляет 9,4 % (следы). Содержание кальцитовой составляющей равно 95,6 – 99,6 %.

Пластовые воды бобриковского горизонта (пласты Б-2/,Б-2,Б-3) характеризуются минерализацией 262,62 г/дм3, плотностью 1,1742 г/см3

(в пластовых условиях 1,1625 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,16 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет

8,77 г/дм3, магния 1,65 г/дм3, сульфатов 0,78 г/дм3, первая соленость 87,4 % экв. Воды этого пласта характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).

31

Характеристика химического состава вод пласта В-1 приводится по данным исследования попутной воды этой скважины. Пластовые воды характеризуются минерализацией 258,37 г/дм3, плотностью 1,1739 г/см3 (в пластовых условиях 1,1618 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,15 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 11,71 г/дм3, магния 2,65 г/дм3, сульфатов 0,62 г/дм3, первая соленость 82,1 % экв. Воды этого пласта характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,82).

Характеристика химического состава вод пласта В-2 приводится по данным опробования скважины 130. Пластовые воды характеризуются минерализацией 275,67 г/дм3, плотностью 1,1740 г/см3 (в пластовых условиях 1,1613 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,14 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 15,53 г/дм3, магния 2,92 г/дм3, сульфатов 0,65 г/дм3, первая соленость

78,8 % экв. Воды этого пласта характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,79).

Характеристика химического состава вод пластов В-3 и ДЛ приводится по данным опробования скважины 54 и исследования попутной воды добывающих скважин 44, 53, 80, 723, 724. Пластовые воды характеризуются минерализацией 269,40 г/дм3, плотностью 1,1752 г/см3 (в

пластовых условиях 1,1621-1,1624 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,12-1,13 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 17,95 г/дм3, магния 3,79 г/дм3, сульфатов 0,44 г/дм3, первая соленость 76,3 % экв. Воды этого пласта характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,75).

ОТБОР И ИССЛЕДОВАНИЕ КЕРНА

Керновый материал из продуктивных пластов А-0, А-2, А-3, А-4, О-2, Б-0, Б-2/,Б-2,Б-3, В-1, В-2, В-3, ДЛ Покровского месторождения отбирался при бурении 105 скважин.

С момента выполнения в 2010 году работы по пересчету запасов нети и газа [2], на месторождении отбора и исследований керна не проводилось.

Суммарная проходка с отбором керна в границах указанных пластов составила 4516,1 метра. Суммарный линейный вынос керна,

включая плотные разности, при этом составил 1030,7 м, (22,8 %). Эффективная часть пластов представлена 311,9 метрами керна, в том числе из нефтенасыщенных пропластков было отобрано 191,4 метра керна.

32

Суммарная освещенность керном эффективных интервалов по пробуренным с отбором керна скважинам составила 12,9%,

освещенность керном нефтенасыщенных интервалов составила 18,5%.

Наибольшее количество керна, характеризующего эффективные нефтенасыщенные толщины, было отобрано из пласта Б-2/,Б-2,Б-3 –

всего 70,9 метров, освещенность керном составила 21,6%. Следующими после этого пласта по степени представленности керном продуктивных нефтенасыщенных толщин являются пласты А-4 и А-3ср - 47,9 м и 22,5 м, соответственно. Пласты В-1 и В-2 керном из эффективных нефтенасыщенных толщин не представлены.

Отобранный керн исследовался в лаборатории физики нефтяного пласта института “Гипровостокнефть”, в ЦНИЛе объединения

“Куйбышевнефть” (ОАО “Самаранефтегаз”), а также в тресте “Куйбышевнефтегеофизика” (ныне ОАО “Самаранефтегеофизика”).

В комплекс проведенных исследований входило микроописание пород по шлифам, определение гранулометрического и химического состава пород, определение пористости и проницаемости, установление петрофизических зависимостей, оценка полноты вытеснения нефти водой. Все виды исследований проводились в соответствии с требованиями ГОСТов, ОСТов и методических руководств [20-24].

Определение открытой пористости проводилось методом насыщения неполярным керосином (метод Преображенского), проницаемости

– фильтрацией газа на установке ГК-5.

Продуктивные пласты Покровского месторождения на данный момент представлены 1158 определениями пористости, из них 612

учтенных определений характеризуют эффективные интервалы пластов.

Проницаемость определялась на 631 образце керна, из которых 321 определение учитывалось.

Гранулометрический состав пород определялся по 233 образцам керна пластов А-3ср, А-4 и Б-2/,Б-2,Б-3.

Электрометрические исследования проводились с целью установления корреляционных зависимостей между параметром пористости и пористостью Рп=f(Кп) и параметром насыщения и водонасыщенностью и Рн=f(Кв) [2]. Электросопротивления были замерены для пород практически всех пластов (за исключением пластов А0 и О2).

Лабораторные исследования полноты вытеснения нефти водой проводились на 31 образце собственного керна продуктивных пластов А-4, Б-2, В-3 и ДЛ Покровского месторождения [2].

33

Химический анализ проводился для пород пластов В-3 и ДЛ, всего выполнено 15 анализов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Ананьев, В.П. Инженерная геология: учебник для вузов / В.П. Ананьев, А.Д. Потапов, - М.: Высшая школа, 2005. - 575 с. .

2.Бакиров, Э.А. Геологи нефти и газа: учебник для вузов / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др.; под общ. ред. Э.А. Бакиров; Недра, - Изд. 2-е, перераб. и доп. - М., 1990. - 240 с.

3.Виноградов В.Г., Дахнов А.В. Практикум по петрофизике. - М, «Недра», 1990.-287c.

4.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М, «Недра», 1982.-351c.

5.Каналин, В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология, учеб.-практ.пособие / В. Г. Каналин. - М. : Инфра-Инженерия, 2005. - 413 с.

6.Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта. – М, «Недра», 1992.-305c.

7.Тетельмин, В. В. Нефтегазовое дело полн.курс:учеб.пособие /: Интеллект, 2009. - 799 с.

8.Пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов, ТЭО КИН Покровского месторождения на основе геологического и гидродинамического моделирования, ЗАО "ТИНГ", 2010 год. Протокол ГКЗ №2352 от 10.12.2010г.

9.РД 153-39.0-109-01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Москва 2002 г.