Покровского месторождения Оренбургской области

1

Покровского месторождения Оренбургской области нефть ПЛАСТ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, БАЛАНСОВЫЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, ПОРИСТОСТЬ,

ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ПРОДУКТИВНОСТЬ, КИН, ПЕРФОРАЦИЯ, ПЗС, ФОНД СКВАЖИН.

В геологической части приведены общие сведения о месторождении, орогидрография, стратиграфия, тектоника,

нефтегазоводоносность, коллекторские свойства пласта и физико-химические свойства добываемой продукции, также рассчитаны балансовые и извлекаемые запасы нефти.

В технологической части приведена история проектирования месторождения, выполнен анализ текущего состояние разработки пласта и анализ работы фонда, сопоставлены фактических и проектных показателей разработки, проведен анализ выработки запасов, проведен анализ динамики пластового давления, проведен анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи, приведены рекомендуемые методы нефтеотдачи.

ВВЕДЕНИЕ

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи.

Консорциум « Н е д р а »

2

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление

характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации

зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования (циклическая закачка, изменение направления

фильтрационных потоков (ИНФП) и т.д)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН,

необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого-технических

мероприятий (ГТМ).1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Покровское газонефтяное месторождение расположено на территории Грачевского и Красногвардейского районов Оренбургской области РФ.

Климат района континентальный. Абсолютный отмеченный в данном районе минимум температур -45°С, максимум

+41°С. Самым сухим месяцем является февраль. Зима холодная: средняя температура января составляет -14,3 °С.

В 80 км к юго-западу от месторождения расположен г. Бузулук, через который проходит железная дорога Самара-

Оренбург. Поблизости от месторождения расположены более мелкие населенные пункты. Вдоль южной границы горного отвода месторождения расположено с. Покровка, а в 5 и 18 км к северо-западу от месторождения,

Консорциум « Н е д р а »

3

соответственно, с. Старояшкино и районный центр с. Грачевка. На территории проживают, в основном, русские, реже украинцы, мордва, чуваши. Основное занятие местного населения – сельское хозяйство.

Месторождение расположено в районе с развитой нефтяной промышленностью (Бузулукский нефтедобывающий район). Ближайшими месторождениями являются нефтяные – Каликинское, Руслановское, Горное и Токское,

нефтегазовые – Пронькинское Родинское, Сорочинско-Никольское и др. (рис. 1.1).

Нефтепромысел связан с г. Бузулук асфальтированной шоссейной дорогой. Сёла, как правило, расположены по долинам рек и связаны между собой дорогами с гравийным покрытием, пригодными для передвижения круглый год.

Из месторождений других полезных ископаемых в рассматриваемом районе находится Бузулукское месторождение кирпичных глин и Елашское месторождение песчано-гравийных смесей. Глины Бузулукского месторождения пригодны для изготовления кирпича различных марок.

Выкопировка из обзорной карты месторождений углеводородного сырья Оренбургской области

Консорциум « Н е д р а »

4

Рис. 1.1

Консорциум « Н е д р а »

5

1.2. Орогидрография

Месторождение расположено в степной зоне Восточно-Европейской равнины. Местность сильно всхолмленная,

перерезана многочисленной сетью рек и оврагов. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +307 м на северо-западе до +120 м на юго-востоке.

В непосредственной близости (200-300 м) от юго-восточной границы месторождения, за пределами горного отвода,

протекает р. Чесноковка, река Ток, правый приток р. Самары, протекает приблизительно в 12 км (в широтном направлении) к северу от месторождения. Река Самара берет начало в Общем Сырте, общая длина реки составляет 594

км, на Оренбургскую область приходятся около 300 км в верхнем и среднем течении. Реки принадлежат бассейну Каспийского моря. Питание рек осуществляется за счёт атмосферных осадков (60-95 %), незначительная часть – за счёт дренирования подземных вод. Воды рек Самара, Ток могут быть использованы для водоснабжения при проведении буровых работ и заводнения залежей.

Для водоснабжения населенных пунктов широко используются подземные пресные воды нижнетриасового,

плиоценового и верхне-среднечетвертичного водоносных комплексов.

1.3. Стратиграфия

Литолого-стратиграфический разрез Покровского месторождения сложен породами кристаллического фундамента и осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Ниже дается краткая геолого-стратиграфическая характеристика вскрытого комплекса пород, включая те, к которым приурочены залежи нефти и газа.

Консорциум « Н е д р а »

6

Породы кристаллического фундамента в пределах месторождения вскрыты в двух скважинах – 114 и 118 и

представлены биотитовыми гранито-гнейсами, в верхней части сильно выветренными.

На породах кристаллического фундамента с размывом залегают терригенно-карбонатные отложения эйфельского и живетского ярусов среднего девона, франского и фаменского ярусов, верхнего девона. Помимо скважин 114 и 118

отложения живетского яруса вскрыли скважиной 104, а фаменского яруса – скважины 100 и 101. Во вскрытом разрезе девонских отложений преобладают карбонатно-глинистые породы. Песчаники небольшой толщины вскрыты в эйфельском, живетском и фаменском ярусах. Залежей нефти пока не обнаружено. По имеющимся данным толщина девонских отложений колеблется от 700 до 811 м.

Каменноугольные отложения представлены снизу вверх тремя отделами – нижним, средним и верхним суммарной толщиной 976-1456 м. Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами, толщина колеблется от 474 до 711 м.

Турнейский ярус сложен в основном плотными кристаллическими доломитами, в верхней части органогенно-

обломочными и шламовыми известняками. Пористые и трещиноватые разности известняков являются коллекторами нефти (пласт Т1). Толщина турнейского яруса колеблется от 26 до 105 м. Такое колебание толщины связано с развитием в северной и западной частях рассматриваемого района прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов,

выполненных мощной терригенной толщей нижнего карбона. В пределах площади в основании терригенной толщи выделяется елховский горизонт толщиной 10-35 м, представленный глинистыми породами. Выше залегают кварцевые песчаники, слюдистые аргиллиты и глинистые алевролиты радаевского горизонта, развитого только в северной и западной частях структуры, за крутым крылом.

Консорциум « Н е д р а »

7

Отложения бобриковского горизонта, сложенные песчаниками с прослоями алевролитов и глин, имеют повсеместное распространение. Проницаемые разности песчаников содержат крупную залежь нефти пласта Б2. Толщина горизонта изменяется от 23 до 88 м.

Залегающий выше тульский горизонт начинается пачкой известняков. Выше доломитизированные известняки с прослоями аргиллитов. Толщина горизонта колеблется от 55 до 72 м.

Вышележащие отложения окского надгоризонта сложены известняками и хемогенными доломитами,

переслаивающимися в верхней части с ангидритами, которые служат покрышками выявленных небольших залежей нефти пластов О2 и О3. На сводовых участках структуры местами выделяются тонкослоистые органогенные известняки,

слагающие пласт О1, выше которого залегает терригенно-карбонатная «покровская пачка» серпуховского яруса. Ниже пласта О3 почти повсеместно выделяется водонасыщенный пласт О4. Местами О4 сливается с пластом О3, когда из разреза выклинивается разделяющий их прослой ангидрита.

В нижней части окского надгоризонта в юго-западной части Покровской площади выделяется пласт О6,

образующий небольшую нефтяную залежь в районе Кызымбайского поднятия.

Толщина окского надгоризонта изменяется от 230 до 266 м. Непосредственно выше покровской пачки залегают карбонатно-сульфатные породы серпуховского яруса толщиной 140-180 м, не содержащие залежи нефти.

Остальная часть разреза среднего и верхнего карбона, за исключением верейского горизонта, представлена карбонатными породами (известняками и доломитами с редкими включениями гипса и ангидрита) суммарной толщиной

502-745 м. К известнякам верхней части башкирского яруса приурочена залежь пласта А4. Толщина отложений башкирского яруса колеблется в пределах 118-140 м.

Консорциум « Н е д р а »

8

Верейский горизонт на подавляющей части рассматриваемого месторождения, включая и его сводовую часть,

представлен алевролито-глинистыми отложениями толщиной от 29 до 38 м. На северо-западе площади, фактически на западном и юго-западном крыльях Покровской структуры, развиты песчаники, объединяемые в пласты А1+А2+А3. К

этим пластам приурочены структурно-литологические залежи нефти. Наиболее выдержанным и однородным является нижний пласт А3, который характеризуется лучшими коллекторскими свойствами. Верхние пласты А1 и А2

представляют собой серию небольших по толщине песчаных пропластков, которые нередко выклиниваются по простиранию, образуя замкнутые линзы и полулинзы. В ряде скважин пласты (А1, А2 и А3) сливаются в единый мощный пласт, образуя единую гидродинамическую систему.

В нижней части каширского горизонта выделяются две пачки проницаемых пород, объединяемые в пласты А01 и

А0. Доказана нефтеносность пласта А0.

Нежнепермские отложения представлены доломитами и известняками с редкими прослоями ангидритов ассельского, сакмарского и артинского ярусов, а также филипповского горизонта кунгурского яруса, которые служат надежной покрышкой газонефтяной залежи пласта Арт1 – артинского яруса. Толщина отложений нижней перми изменяется от 440 до 602 м.

Верхнепермские отложения залегают с размывом на нижнепермских и представлены терригенно-карбонатными породами уфимского яруса и калиновской свиты казанского яруса, сульфатно-галогенными породами гидрохимической и сосновской свит казанского яруса. Завершается разрез верхней перми терригенно-карбонатными породами татарского яруса.

Сульфатно-галогенные отложения гидрохимической и сосновской свит, а также глинистая пачка калиновской свиты

Консорциум « Н е д р а »

9

служат надежной покрышкой газовых залежей уфимского яруса, приуроченной к песчаному пласту У1. Толщина отложений верхней перми колеблется от 635 до 788 м. Заканчивается разрез четвертичными породами, состоящими из глин, суглинков и супесей с прослоями галечника, толщиной от 5 до 10 м.

1.4.Тектоника

Втектоническом отношении Покровское месторождение располагается в пределах Бузулукской впадины и приурочено к Бобровско-Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско-

Кинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных

(биогемных) структур, сформировавшихся в нижнетурнейскую-верхнедевонскую эпоху в пределах упомянутого выше борта.

Для этих структур характерно многокупольное строения, асимметрия крыльев и некоторое выполаживание структурных форм снизу вверх от турнейского яруса до отложений верхней перми. По отложениям терригенного девона эти поднятия обычно не прослеживаются. Покровская площадь в этом отношении не является исключением. Скважины

114, 104 и 118, пробуренные соответственно в своде на северном и южном сводах поднятия по отложениям карбона и перми, установили в девоне моноклинальное погружение в южном направлении. Гипсометрически самой высокой по девону является скважина 104, пробуренная на крутом крыле структуры по отложениям карбона. Сводовая скважина 114

вскрыла пашийский горизонт на 19 м ниже, чем скважина 104, а скважина 118 является в структурном отношении самой низкой. Эти данные свидетельствуют о несоответствии структурных планов карбона и девона, и подтверждают преобладающее влияние седиментационного характера образования Покровской структуры над тектоническими.

Консорциум « Н е д р а »