 |
Верейский горизонт. Башкирский ярус
|
|
|
|
Верейский горизонт
В нижней части верейского горизонта по промыслово-геофизическим данным выделяются пласты В3 и В4, разделенные аргиллитовым прослоем толщиной 1 - 4 м. В связи с однородностью литологического состава пород а так же небольшой толщиной как пористых, так и разделяющих их плотных пород, эти пласты объединены в единый пласт В3В4. Пласт состоит из биоморфных фораминиферовых известняков, реже известняковых раковинных
| Таблица 3. 1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Гондыревского месторождения | |||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
| Параметры | Объекты | ||||||||
| КВ1 | В3В4 | Бш | Тл2а | Тл2б | Бб1 | Бб2 | Т | ||
| Средняя глубина залегания, м | 792. 5 | 832. 2 | 853. 2 | 1167. 1 | 1178. 2 | 1182. 3 | 1201. 1 | 1332. 0 | |
| Тип залежи | пластово-сводовый | пластово-сводовый | пластово-сводовый | пластово-сводовый | пластово-сводовый | пласт. сводовый, литолог. экраниров | пластово-сводовый | пластово-сводовый | |
| Тип коллектора | карбонатн | карбонатн | карбонатн | терриген. | терриген. | терриген. | терриген. | карбонат. | |
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 15267. | ||||||||
| Средняя общая толщина, м | 15. 31 | 7. 75 | 33. 45 | 9. 0 | 2. 82 | 17. 94 | 15. 68 | 26. 01 | |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м (средневзвешенная по объему) | 3. 2 | 2. 8 | 5. 8 | 4. 1 | 2. 0 | 1. 5 | 7. 7 | 3. 9 | |
| Пористость, доли ед, | 0. 12 | 0. 14 | 0. 16 | 0. 22 | 0. 20 | 0. 19 | 0. 22 | 0. 13 | |
| Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. | 0. 545 | 0. 623 | 0. 74 | 0. 867 | 0. 78 | 0. 74 | 0. 86 | 0. 76 | |
| Проницаемость, *10-3 мкм2 (гидрод. метод)/керн | 16. 5 4, 28 | 47. 9 | 80. 1 | 26. 1 | 14. 3 | ||||
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0. 24 | 0. 44 | 0. 48 | 0. 54 | 0. 67 | 0. 19 | 0. 68 | 0. 79 | |
| Коэффициент расчленённости, доли ед. | 0. 29 | 0. 52 | 0. 22 | 0. 61 | 0. 78 | 0. 34 | 0. 26 | 0. 44 | |
| Начальная пластовая температура, °С | 18. 6 | 18. 5 | 27. 0 | 28. 7 | 29. 0 | 29. 0 | 25. 0 | ||
| Начальное пластовое давление, МПа | 9. 6 | 9. 8 | 10. 2 | 13. 8 | 14. 0 | 15. 0 | 15. 0 | 14. 0 | |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*c | 13. 0 | 13. 0 | 16. 4 | 13. 1 | 13. 0 | 12. 3 | 12. 3 | 12. 3 | |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0. 866 | 0. 866 | 0. 877 | 0. 869 | 0. 869 | 0. 869 | 0. 871 | 0. 865 | |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0. 870 | 0. 870 | 0. 885 | 0. 885 | 0. 885 | 0. 884 | 0. 884 | 0. 885 | |
| Абсолютная отметка ВНК, м | 821, 5 | ||||||||
| Объёмный коэффициент нефти, доли ед. | 1. 020 | 1. 020 | 1. 037 | 1. 049 | 1. 049 | 1. 056 | 1. 056 | 1. 063 | |
| Содержание серы в нефти, % | 1. 8 | 1. 8 | 2. 5 | 2. 3 | 2. 3 | 2. 4 | 2. 4 | 2. 4 | |
| Содержание парафина в нефти, % | 3. 3 | 4. 5 | 3. 3 | 3. 5 | 3. 5 | 3. 0 | 3. 0 | 3. 5 | |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 5. 3 | 5. 3 | 6. 3 | 7. 4 | 7. 6 | 8. 6 | 8. 7 | 9. 2 | |
| Газосодержание нефти, м3/т | |||||||||
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*c | 1. 6 | 1. 6 | 1. 6 | 1. 6 | 1. 6 | 1. 6 | 1. 6 | 1. 7 | |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1. 150 | 1. 155 | 1. 147 | 1. 173 | 1. 173 | 1. 173 | 1. 173 | 1. 180 | |
| Сжимаемость, 1/Мпа*10-4 нефти | 7. 18 | 7. 18 | 7. 86 | 8. 44 | 8. 44 | 8. 81 | 8. 81 | 9. 02 | |
| Коэффициент вытеснения, доли ед | 0. 544 | 0. 587 | 0. 509 | 0. 633 | 0. 565 | 0. 482 | 0. 654 | 0. 612 | |
Таблица 3. 2 - Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов ( по данным ГИС)
|
|
|
| Параметр | Показатели | КВ1 | В3В4 | Бш | Тл2-а | Тл2-б | Бб1 | Бб2 | Т | |||
| Общая | Среднее значение | 15. 31 | 7. 75 | 33. 45 | 9. 00 | 2. 82 | 17. 94 | 15. 68 | 26. 06 | |||
| Коэффициент вариации, | 0. 06 | 0. 12 | 0. 17 | 0. 28 | 0. 33 | 0. 12 | 0. 20 | 0. 14 | ||||
| Интервал | от | 13. 90 | 5. 70 | 19. 30 | 4. 00 | 1. 50 | 11. 30 | 9. 80 | 21. 70 | |||
| до | 20. 20 | 10. 70 | 47. 90 | 18. 20 | 5. 80 | 22. 00 | 26. 50 | 30. 90 | ||||
| Эффективная
| Среднее значение | 3. 16 | 2. 88 | 5. 54 | 4. 87 | 1. 87 | 3. 05 | 8. 13 | 5. 83 | |||
| Коэффициент вариации, | 0. 37 | 0. 39 | 0. 51 | 0. 66 | 0. 37 | 0. 45 | 0. 54 | 0. 71 | ||||
| Интервал | от | 0. 39 | 0. 4 | 0. 59 | 1. 48 | 0. 40 | 0. 89 | 1. 30 | 0. 92 | |||
| до | 5. 80 | 5. 81 | 14. 94 | 16. 90 | 4. 00 | 7. 78 | 18. 80 | 12. 10 | ||||
| Эффективная | Среднее значение | 0. 52 | 0. 55 | 10. 58 | - | 0. 03 | 0. 43 | 2. 46 | 14. 68 | |||
| Коэффициент вариации, | 1. 45 | 1. 80 | 0. 55 |
| 5. 75 | 2. 71 | 1. 10 | 0. 28 | ||||
| Интервал | от | 0. 40 | 0. 50 | 0. 4 | - | 0. 40 | 0. 40 | 0. 39 | 11. 61 | |||
| до | 3. 89 | 4. 20 | 31. 60 | - | 1. 37 | 5. 95 | 12. 40 | 23. 46 | ||||
| Коэффициент | Среднее значение | 0. 24 | 0. 44 | 0. 48 | 0. 54 | 0. 67 | 0. 19 | 0. 68 | 0. 79 | |||
| Коэффициент вариации, | 0. 32 | 0. 34 | 0. 37 | 0. 37 | 0. 31 | 0. 40 | 0. 22 | 0. 18 | ||||
| Интервал | от | 0. 08 | 0. 12 | 0. 06 | 0. 18 | 0. 16 | 0. 08 | 0. 28 | 0. 46 | |||
| до | 0. 41 | 0. 95 | 0. 83 | 1. 00 | 1. 00 | 0. 38 | 0. 98 | 0. 98 | ||||
| Коэффициент | Среднее значение | 0. 29 | 0. 52 | 0. 22 | 0. 61 | 0. 78 | 0. 34 | 0. 26 | 0. 44 | |||
| Коэффициент вариации, | 0. 25 | 0. 43 | 0. 55 | 0. 47 | 0. 41 | 0. 43 | 0. 36 | 0. 37 | ||||
| Интервал | от | 0. 20 | 0. 20 | 0. 08 | 0. 25 | 0. 33 | 0. 14 | 0. 13 | 0. 25 | |||
| до | 0. 50 | 1. 00 | 1. 00 | 1. 00 | 1. 00 | 1. 00 | 1. 00 | 1. 00 | ||||
песчаников. Плотная часть пласта представлена разновидностью известняков с более обильным, терригенной примесью цементом. От вышележащего продуктивного пласта КВ1 пласт В3В4 отделен пачкой плотных пород толщиной около 30 метров.
Нефтеносность отложений установлена при опробовании скважин 63, 65-бис. В течение 1978 - 1981 гг. нефтеносность пласта подтверждена результатами испытания во вновь пробуренных скважинах 372, 434, 500, 501. Водонефтяной контакт залежи принят на абсолютной отметке минус 821. 5 м. Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах контура нефтеносности 7. 9× 2. 3 км, высота залежи 23. 3 м.
Пласт хорошо выдержан по площади. Общая толщина пласта изменяется от 5. 7 до 10. 7 м и в среднем составляет 7. 75 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2. 8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 2. 9 м (интервал изменения от 1 до 5. 8), коэффициент песчанистости – 0. 44 доли ед, расчлененности - 0. 52 доли ед, (таблица 3. 1, 3. 2).
|
|
|
Башкирский ярус
В пределах комплекса нефтегазоносны пористые разности известняков башкирского яруса – пласт Бш. От вышележащего продуктивного пласта В3В4 пласт Бш отделен пачкой плотных пород, состоящей из известняков биоморфных, детритовых, реже обломочных, толщиной около 15 метров. Пласт распространен по всей площади. По результатам опробования скважин 61-бис и 415 ВНК принят на отметке минус 850 м. Залежь по типу массивная, зона ЧНЗ отсутствует. Размер залежи составляет 8. 25× 2. 6 км, высота залежи 27. 4 м.
Общая толщина пласта изменяется от 19. 3 до 47. 9 м и в среднем составляет 33. 45 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5. 8 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5. 54 м (интервал изменения от 0. 6 до 14. 9), коэффициент песчанистости – 0. 48 доли ед, расчлененности - 0. 22 доли ед, (таблица 3. 1, 3. 2).
Терригенный продуктивный комплекс нижнего карбона
В пределах комплекса промышленная нефтегазоносность установлена в пластах Тл2-а, Тл2-б тульского горизонта, а так же в пластах Бб1 и Бб2 бобриковского горизонта, входящих в состав яснополянского надгоризонта. Пласты представлены чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов.
По условиям седиментации пласты Тл2-а и Бб2 близки между собой. Оба пласта сформированы в период морской регрессии и характеризуются наличием на площади линейных зон развития коллекторов повышенной мощности, что указывает на возможность существование русловых потоков в период формирования этих пластов. Следует отметить, что более выраженные формы русловых каналов отмечаются в нижней части яснополянского надгоризонта – пласте Бб2.
Пласты Тл2-б и Бб1 относятся к трансгрессивной фазе формирования осадков. Не выдержанность коллекторов по площади, объясняется частой сменой условий осадконакопления, в процессе которых тонкие прослои песчаных отложений замещались алевролитовыми и глинистыми осадками.
|
|
|
