 |
Геологическое строение кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения
|
|
|
|
2.1. Общие сведения о месторождении
Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области. Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры 30*15 км.
В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхне-пермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Залесенность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена р. Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3-5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января –150С, июля +190С.
Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются р.п. Приютово, д.д. Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, пос. им. 8-е Марта, д. Знаменка. Хорошо развита дорожная сеть. Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая р.п. Приютово с г. Уфой и Белебеем. Небольшие ж.д. станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.
Р.п. Приютово, где расположена база НГДУ Аксаковнефть, ведущее разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, с районными центрами Ермекеево, Бижбуляк и д. Тарказы. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево. Из местных строительных материалов имеются известняки, песчаники, гравий.
|
|
|
2.2. История открытия
В результате осуществления в регионе структурно-поискового и поисково-разведочного бурения, проведенного с 1953 по 1957 год.
В 1957 году поисково-разведочной скважиной 103 из карбонатных отложений каменноугольной системы турнейского яруса был получен промышленный приток нефти и открыто Знаменское нефтяное месторождение. В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарсовскую, Яновскую и Еременскую площади. Все эти площади были первоначально открыты по результатам геолого-разведочных работ, в 1983-1986 годах, как самостоятельные месторождения.
На этих месторождениях дополнительно в разрезе нижнего карбона были выявлены залежи нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта, заволжском горизонте, фаменском ярусе и терригенных пластах DI и DIV Девонской системы. Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км2.
2.3 Стратиграфия
На Знаменском месторождении глубоким бурением вскрыты пермские, каменноугольные, девонские и вендские (бавлинские) отложения. Стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится по унифицированной схеме стратиграфии 2000 г.
Вендские (Бавлинские) отложения
Додевонские отложения вскрыты значительным количеством скважин, но лишь в единичных скважинах вскрытая часть разреза превышает 50 м. Самая глубокая скважина 740 с забоем на глубине 5000 м. углубилась в них на 2850 м. Додевонские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, слюдистыми, глинистыми, плотными, с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, плитчато-слоистых, местами с зеркалами скольжения, а так же песчаниками от светло-серых до кирпично-красных с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.
|
|
|
2.4. Основные сведения о тектонике месторождения
Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену и представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания на 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал [1].
Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Исключением является лишь его юго-западная часть – Яновская площадь, где происходит весьма резкое погружение почти всех отложений на юго-запад, что обусловлено имеющимися здесь дизъюнктивными нарушениями. Тектоническое строение месторождения иллюстрируется структурными картами по кровле сакмарского яруса, картой по кровле коллекторов турнейского яруса (практически совпадающей с кровлей яруса) и геологическими профилями по нижне-каменноугольным отложениям. Так как в работе рассматриваются залежи нефти в кизеловском горизонте турнейского яруса, то тектоническое строение Других горизонтов не приводится. По структурной карте отмечаются следующие особенности: наиболее высокое гипсометрическое положение занимает северная часть месторождения - Еременская площадь, оконтуренная изогипсой –1275м. Отсюда начинается плавное, но неравномерное погружение кровли турнейского яруса в южном направлении, причем региональная изогипса - 1300 м– оконтуривающая структуру, прослеживается только в 18-20 км к югу от изогипсы 1275 м, т.е. на расстоянии 20 км происходит погружение кровли турнейского яруса всего на 25 м. На фоне этого погружения прослеживается расширение изогипс, структурные выступы, террасы и носы, обусловленные наличием 10 локальных поднятий с амплитудой 5-10 м субширотной ориентировки. И только на юге месторождения, характер строения кровли турнейского яруса резко меняется в сторону относительно крутого погружения ее на юго-запад, осложненное наличием довольно контрастных структур и глубокого субмеридионального прогиба.
Абсолютные отметки водо-нефтяного контакта (ВНК) ступенчато погружаются в юго-западном направлении с –1268 м на Еременской площади, до –1274 м На Городецкой, -1291м и –1304,5м на Знаменской, -1305,5м на Тарасовской и 1335,2 м на самой крайней залежи – Яновской площади. Таким образом с северной части месторождения до южной ВНК погружается на 67 м. Такое формирование водонефтяных контактов обусловлено структурно-литологическим фактором и даже, в большей степени, литологическим.
|
|
|
Наряду с наличием между куполами неглубоких прогибов, имеются значительные зоны выклинивания и замещения коллекторов плотными разностями, что видно на карте изопахит. Характерной особенностью является приуроченность к повышенным абсолютным отметкам кровли кизеловского горизонта наибольших нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта. Контуры же нефтеносности, в основном, контролируются зонами замещения или выклинивания коллектора [5].
2.5 Нефтенасыщенная толщина пласта
Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является нефтенасыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.
Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.
Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров – 44,8%.
2.6 Пористость пласта
Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ Аксаковнефть и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу. Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.
Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам. Открытая пористость составила по изначально нефтенасыщенным 10,8% (1036 определения), по водонасыщенным 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%. По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%. С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.
По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%). Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
|
|
|
