Краткая геолого-эксплуатационная характеристика пласта


В тектоническом отношении месторождение расположено  в пределах западного склона Южно-Татарского свода на северо-западном погружении Акташско-Новоелховского блока кристаллического фундамента, ограниченного с востока  Алтунино-Шунакским, а с запада Кузайкинским грабенами меридианального простирания и имеющего региональное падение в западном направлении от отметок -1592 м (скв.35) до -1637 м (скв. 11752). В облекающих кристаллический фундамент терригенных отложениях девона  блоку соответствует одноименный Акташско-Новоелховский вал, осложненный структурными зонами, объединяющими поднятия третьего порядка.
Кровля турнейского яруса характеризуется наличием ряда морфологических резко выраженных структурных форм - Онбийским, Западно-Онбийским, Пахомовским, Большебатрасским, Шумышским, Восточно-Тюгеевским, Новоселовским, Гулькинским, Липным поднятиями. Это рифогенные структуры с амплитудами 35-60 м. Восточно-Тюгеевское, Западно-Онбийское и Южно-Соколкинское поднятия осложнены глубокими эрозионными врезами глубиной до 60 м (скв. 554, 579, 580.) (скв.11383, 11209.) (скв. 921, 11536, 11539,11535, ...)   
Структурный фон по кровле тульского горизонта наследует в сглаженном виде основные черты структурного плана кровли турнейского яруса. Кроме того, отложениями бобриковского возраста компенсированы визейские врезы.
Структурный план по кровле башкирского и верейского горизонтов сохраняет основные черты, характерные для тульского горизонта, однако с более пологими формами поднятий.
В целом можно отметить, что рифогенная природа локальных поднятий в нижнекаменноугольных отложениях обусловила их отображение с достаточно высоким плановым соответствием перекрывающих осадков. Этот факт также явился определяющим в значительном совпадении зон развития продуктивных отложений различных стратиграфических уровней.
Два этих обобщающих положения позволили в пределах залежи выделить 11 самостоятельных участков разработки.
Онбийское месторождение характеризуется обширным этажом нефтеносности, охватывающим терригенные отложения верхнего девона, терригенные и карбонатные коллектора нижнего и среднего карбона.
Особенности строения этажа нефтеносности достаточно полно изучены по результатам бурения разведочных, добывающих скважин, что позволяет  осуществить расчленение и корреляцию продуктивного разреза, выделить региональные реперные поверхности и маркирующие горизонты. Что касается распространения продуктивных отложений по площади  информация,  получаемая  по результатам бурения скважин, была использована лишь по  пяти  участкам  2, 3, 4, 5 и 7, поскольку они находятся в стадии промышленной эксплуатации. Залежи на них оконтурены и подтверждаются результатами бурения. На остальной же части площади такой подробной информации пока нет, и поэтому в выделении залежей нефти по отложениям основную роль играли сейсмические исследования, результаты которых обобщены в конце 1993 г. и отдельные эксплуатационные скважины. Эти результаты и данные разведочного бурения в полной мере использовались при структурных построениях, определении форм и размеров залежей, выделении посседиментационных изменений (врезы, разломы) в осадочной толще того или иного горизонта. Поскольку практически все остальные залежи нефти подтверждены бурением только единичных эксплуатационных и разведочных скважин, то оконтуривание залежей в определенной степени носит вероятностный характер. К тому же и границы залежей определялись по принятой в практике подсчета запасов методике с учетом залегания подошвы нефтеносных и кровли водоносных коллекторов, а также нижних перфорированных отверстий, из которых была получена безводная нефть при опробовании, поскольку непосредственно ВНК вскрыт в единичных скважинах .
Скопления нефти в терригенных отложениях пашийского горизонта (Д1) контролируются локальными малоамплитудными поднятиями (участок 10), кроме того в ряде случаев отдельные скопления нефти (участок 3) приурочены к бортовым частям таких же структур. По условиям залегания залежи нефти относятся к пластовым и структурно-литологическим типам. Всего в отложениях горизонта выявлено 7 залежей различной размерности от 0,2х0,4 км (скв. 11124) до 1,6х1,0 (скв. 446) .
Горизонт Д1 является многопластовым объектом, но этаж нефтеносности, практически во всех скважинах, ограничивается одним пластом, который изолирован от нижележащих водоносных коллекторов пропластками, представленными непроницаемыми разностями пород. Глубина залегания продуктивных коллекторов колеблется от 1635,0 до 1903,4 м и в среднем оставляет 1749,0 м.
Литологически терригенные коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, кварцевого состава с редкими прослоями алевролитов. Песчаники слабосцементированные, почти рыхлые. По результатам лабораторных исследований пористость коллекторов изменяется от 11,8 до 23,7% и в среднем составляет 20,3%. По результатам интерпретации геофизических материалов интервал изменения несколько шире, а средняя величина составляет 19,7%. Проницаемость определенная по геофизике составляет 0,168 мкм2, а по результатам гидродинамических исследований -  0,370 мкм2.
 Среднеарифметическая общая толщина горизонта Д1 составляет 11,0 м, которая изменяется в широком диапазоне от 1,2 м до 23,6 м. В то же время средние величины нефтенасыщенной и эффективной толщин соответственно равны 3,2 и 7,0 м. Область развития пластов с подошвенной водой ограничивается зоной между контурами нефтеносности.
Продуктивные отложения кыновского горизонта (Д0), глубина залегания которых изменяется от 1631,0 м до 1828,4 м и в среднем составляет 1744,0 м, представлены песчаниками и алевролитами. Коллекторы гипсометрически залегают в подошве горизонта. Они мало чем отличаются от коллекторов горизонта Д1, литологически также представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами кварцевого состава, аналогична и структура порового пространства.
Залежи нефти кыновского горизонта перекрывают залежи горизонта Д1, там где они одновременно присутствуют, и в то же время на отдельных участках площади  являются   единственным   объектом   разработки  терригенного девона.
            Залежи, как правило, пластово-сводовые или литологически экранированные. Продуктивные коллектора по периметру или границе распространения  открыты к области развития водонасыщенных пластов. Средняя общая толщина в целом по горизонту составляет 3,55 м, нефтенасыщенная и эффективная равны 2,15 и 2,8 м, соответственно (табл.2). Продуктивные отложения горизонтов Д0 и Д1 имеют несущественное отличие по доле коллектора в общем объеме. Так, песчанистость горизонта Д1 составляет 0,72, а Д0 - 0,80, показатель неоднородности - расчлененность в первом случае равен 2,4 , во втором - 1,6 (табл.3).
Нефтенасыщенные карбонатные коллекторы нижнего карбона представлены отложениями турнейского яруса. Он имеет площадной характер распространения, а продуктивные коллекторы представлены во всех выделенных участках разработки, имея при этом наибольшую площадь распространения.
Представление об особенностях региональной распространенности продуктивных отложений формировались, как и по другим отложениям, в первую очередь на результатах обработки сейсмических исследований, которые были обобщены в конце 1993 г., и по данным разведочного бурения.
В рассматриваемых отложениях залежи нефти приурочены к 13 структурным образованиям, которые отделены друг от друга незначительными прогибами. В ряде случаев структуры разных участков объединены одним контуром нефтеносности (участки 10, 11). Глубина залегания кровли продуктивных отложений изменяется от 1031,3 м до 1358,0 м, что в среднем составляет 1170,2 м. По результатам интерпретации сейсмических
исследований закартированы и установлены границы зон предвизейских врезов, амплитуда которых достигает в отдельных случаях более 50 м (скв.554). Две области развития врезов приурочены  к участкам 1, 2, 4 и 7 . Наличие этих зон подтверждено результатами бурения скважин , но полученная информация характеризует только незначительные по площади участки. В районе же седьмого участка оконтурены еще три врезовые зоны по данным только сейсмики. Аналогичная зона, небольшая по площади и имеющая шнурковый характер распространения, прослеживается на пятом участке. Она подтверждена бурением трех скважин 11266, 11268 и 11546, а горизонтальная часть ствола скважины  11541г. в карбонатных отложениях прошла терригенный коллектор, которым компенсирован интервал вреза. В целом структурный фон турнейского яруса отличается слабой изрезанностью, что повлияло на спокойные формы очертания залежей. Эксплуатационное бурение на участках 2, 3, 4, 5 и 7 практически не изменило форм и размеры структур, контуры которых были также получены по результатам сейсмических исследований. Исходя из этого, видимо можно высказать предположение о том, что вероятность подтверждаемости выявленных структур бурением будет иметь аналогичную успешность.
Отложения турнейского яруса представлены переслаиванием плотных и пористых органогенно-обломочных нефтенасыщенных прослоев карбонатных пород. Это известняки коричневые, коричнево-серые в различной степени перекристализованные. Известняки имеют различные структурные формы образования: сгустковые, полидетритово-комковатые, мелкотонкозернистые. Среди основных структурных форм встречаются переходные разности, но в каждой из них обязательно присутствует органогенный дейтрит. Структура порового пространства - межформенная.
В составе турнейского яруса условно выделяют три продуктивных пласта коллектора: кизеловский, черепетский и малевско-упинский (сверху вниз). Условность обусловлена отсутствием надежной перемычки между ними, наличием незначительной вертикальной трещиноватости и поэтому, при едином ВНК, турнейские залежи характеризуются как массивные, как единый гидродинамический резервуар наиболее перспективный для горизонтального бурения.
                С другой  стороны,  выделение продуктивных горизонтов связано различием их коллекторских свойств. При сравнительно близких значениях пористости, которая изменяется от 11,8 % по черепетскому до 13,7% по кизеловскому и малевско-упинскому горизонтам, соответственно, на порядок они отличаются по фильтрационным свойствам. По первым двум пачкам величина проницаемости составляет 0,012 мкм2 и 0,003 мкм2, соответственно, в то  время как по отложениям малевско-упинской пачки проницаемость равна 0,113 мкм2. В этой связи очевидно выделение двух объектов разработки: кизеловско-черепетского и малевско-упинского. (табл.1)
Продуктивные коллекторы малевско-упинского горизонта присутствуют практически на всех участках, за исключением 10 и 11,  имеют незначительную площадь распространения. Общая толщина горизонта составляет 14,4 м. при этом средняя нефтенасыщенная по участкам изменяет от 6,5 (участок 9) до 9,7 м (участок 2), в целом по площади она равна 7,2 м. Доля коллекторов в разрезе (песчанистость) в среднем составляет 0,68. Пласты-коллекторы хаотично представлены по толщине от 1 до 10 пропластков связанных между собой,  в среднем на одну скважину приходится 4,8 пропластка. В некоторых случаях появляется возможность проследить отдельные пропластки от скважины к скважине.
Кизеловско-черепетские отложения являются доминирующими по площади распространения, а также по представительности в пределах этажа нефтеносности. Объект разработки представлен чередованием пористых нефтенасыщенных пропластков с плотными разностями. В пределах общей толщины пачки, средняя величина которой составляет 29,5 м, насчитывается в среднем до 9,7 пропластков, приходящихся на одну скважину, при этом доля нефтенасыщенных коллекторов в объеме всей пачки составляет 0,49, что  в 1,4 раза меньше коэффициента песчанистости нижележащего горизонта. По участкам площади продуктивных коллекторов существенно различаются от 620  до 7733 тыс.м2. Аналогичная тенденция просматривается по средневзвешенным нефтенасыщенным толщинам, колебание которых составляет от 1,0  (участок 7) до  12,0 м (участок 3). Продуктивные пропластки существенно различаются по емкостным и фильтрационным свойствам. Лабораторные исследования по значительному количеству определений показали, что значение пористости изменяется от 10,0 до 19,8%, при среднем значении 12,5%, а проницаемости от 0,015  до 0,213 мкм2. Аналогичные определения при интерпретации геофизических данных дают величины параметров несколько ниже. С учетом всей имеющейся информации для проектирования приняты: проницаемость - 0,047 мкм2, пористость - 0,12, нефтенасыщенность - 0,68 .
Интервал залегания бобриковских терригенных коллекторов характеризуется значительной зональной неоднородностью. На стадии существующей разбуренности площади, большая ее часть представлена зоной отсутствия коллекторов, которая перекрывает практически всю восточную часть залежи. Область развития  продуктивных коллекторов контролируется так же как и во всех предыдущих случаях незначительными структурными поднятиями. На участках  3 и 5  залежи нефти приурочены к литологически-экранированным ловушкам, а на  участках 1, 2, 4, и 7  залежи носят пластово-сводовый характер и имеют потенциал для бурения горизонтальных скважин.
На  месторождении бобриковские коллекторы, глубина залегания которых изменяется от 1030 м до 1351,2 и в среднем составляет 1150,7 м, отличаются по условиям осадконакопления. Выделяются два типа разрезов терригенной части отложений: отложения врезовых зон и отложения, формирование которых происходило в условиях спокойного мелководья. В этой связи это два самостоятельных объекта, требующие дифференцированного подхода при выборе системы разработки запасов нефти приуроченных к этим коллекторам. Достаточно обширная зона распространения продуктивных коллекторов на участках 7 и 1, условно в пределах одного контура  объединяет различные типы разрезов. На  участках он носит врезовый характер. Врезовые отложения представлены в основном углистыми породами, терригенными коллекторами, которые экранированы углистыми породами. В некоторых случаях (скв.11383) зона врезов полностью заполнена песчаниками .
В отложениях бобриковского горизонта на месторождении имеют распространение пласты Сбр-2 и Сбр-3 , последний имеет практически повсеместное развитие. Пласты бобриковских отложений врезовых зон стратиграфически условно индексируются как Сбр-0 . Коллекторы представлены в основном слабосцементированными (до рыхлых) алевролитово-песчаными породами. Эффективные прослои - это мелкозернистые песчаники, кварцевые, слабо алевролитистые, неравномерно глинистые. Алевролиты средне- и крупнозернистые, кварцевого состава. Общая толщина бобриковских отложений незначительная и равна 3,6 м, при этом нефтенасыщенная часть составляет 2,0 м, а эффективная - 2,7 м. Такое соотношение толщин обусловило значительную величину песчанистости, равную 0,88. Коэффициент расчлененности составил 1,7, т.е. в среднем на одну пробуренную скважину приходится менее двух пластов.
Результаты лабораторных анализов кернового материала показали существенное отличие дискретных определений пористости от 11,4 до 27,0%  и проницаемости от 0,023 до 0,136 мкм2, среднеарифметические величины равны 19,1% и 0,069 мкм2 , соответственно. Аналогичный спектр определений был получен по результатам геофизических исследований.
Выше залегающие продуктивные отложения тульского горизонта, средняя глубина залегания которых составляет 1140,4 м, представлены переслаиванием мелкозернистого песчаника и алевролитов. В терригенных отложениях горизонта выделяют до 4 пластов. В пределах месторождения нефтенасыщенным является в основном пласт Стл-2.  Отдельными скважинами вскрыт бурением нефтенасыщенный коллектор пласта Стл-4.
Продуктивные отложения Стл-2 характеризуются значительной зональной неоднородностью. Область их распространения связана, главным образом, с участками 1, 2, 3 и 5 .  В остальных случаях они замещены неколлекторами или водонасыщенные. Залежи нефти приурочены к литологически экранированным участкам. Зоны скопления нефти незначительные по площади. В сравнении с бобриковскими, тульские коллекторы характеризуются и по лабораторным, и по геофизическим данным лучшими фильтрационными свойствами. Для них также характерна незначительная общая толщина  терригенных пород - 2,7 м. Нефтенасыщенные коллекторы, как правило, представлены одним пластом с средней толщиной 2,2 м, о чем в свою очередь свидетельствуют показатели песчанистости и расчлененности, которые соответственно равны 0,9 и 1,2.
В кровле терригенной части тульского горизонта залегает карбонатный прослой Rp-тл, достаточно выдержанный по площади. Он сложен известняками, мелкозернистыми, прослоями песчаниковидными доломитами, уплотненными и в подошве загипсованными. Площадной характер распространения позволяет рассматривать его как репер при корреляции разрезов. По макроописанию керна тульский известняк в сравнении с турнейским характеризуются близкими по литолого-петрографическим свойствам, но в среднем более плотный. Согласно анализа СКО скважины 11160 на 9 участке пористость его составила 18% при 72% нефтенасыщенности. Пласт Rp-тл, как коллектор, вскрыт единичными скважинами, за исключением  участков 10 и 11, где по данным подсчета запасов выделены две пластово-сводовые залежи. Мощность которых меняется от 0,8 до 2,0 м. Геофизическое определение коллекторских свойств пласта позволяет предположить о том, что пористость его ниже коллекторов турнейского яруса. В пределах продуктивной площади большая часть пласта по толщине не превышает в среднем 1,0 м.
Глубина залегания продуктивных коллекторов башкирского яруса в среднем оставляет 865,4 м при колебании от 748,0  до 1027,6 м. Коллекторы представлены пористыми карбонатными пропластками, средняя представительность которых в пределах яруса (песчанистость) составляет 0,48, среднее количество пропластков приходящееся на одну скважину (коэффициент расчлененности) составляет 5,45. Это второй объект по сложности геологического строения после турнейского яруса.
Предыдущие исследования и анализ, на основании  этих исследований результатов бурения добывающих скважин, показал, что объективно в прослоях башкирского яруса выделение двух пачек Сбш1 и Сбш2 (снизу вверх). Однако, границу между ними выделить сложно, кроме того наличие залеченной трещиноватости позволяет башкирский ярус рассматривать как единый объект разработки. Высокая послойная неоднородность обусловлена чередованием плотных, порой загипсованных, глинистых и пористых разностей карбонатных пород, количество которых колеблется по скважинам от 3 до 10. При общей толщине  яруса 24,2 м, нефтенасыщенная толщина пропластков изменяется от 1,0 до 24,2 м, при среднем значении равном 8,1 м. Средняя эффективная толщина составляет 11,2 м .
Нефтеносные прослои сложены в основном водораслево-фораминиферовыми известняками, раковинно-известняковыми песчаниками. Породы пористые с межформенной структурой порового пространства. Поры первичные на отдельных участках увеличенные выщелачиванием. Размер пор меняется от 0,03 до 0,04 мм, реже до 0,6-1,0 мм. Распределение пор неравномерное, связь между которыми обусловлена тонкими межформенными каналами.
Лабораторные исследования керна, а также результаты геофизических исследований показали достаточно близкие значения фильтрационных и емкостных свойств, определяемые этими методами. Так, пористость по двум методам определения изменяется от 9,1 до 21,9% по керну и от 7,5 до 18,4%, по геофизике, но при этом средние значения составляют 12,6 и 12,8% соответственно. Аналогичная картина близости средних значений проницаемости.
             В региональном плане продуктивные отложения башкирского яруса представлены на всех участках. Они практически повсеместно перекрывают нижележащие продуктивные отложения, за исключением турнейского яруса. Залежи нефти относятся к типу массивных.
Последний в рассматриваемом этаже нефтеносности, верейский горизонт представлен карбонатными породами. В разрезе горизонта выделяются два продуктивных пласта коллектора Свр-2 и Свр-3 (снизу вверх), при средней глубине залегания 856,6 м. Представлены они известняками коричневыми, коричнево-серыми, органогенными, участками перекристализованными, прослоями неравномерно глинистыми. Наиболее характерными структурными разностями являются известняки:  известковые раковинные песчаники, полидетритово - фораминиферовые, кристаллические, комковатые. Из приведенного спектра основными нефтесодержащими являются первые две структурные разности, обладающие достаточным поровым объемом (от 1 до 23,6%) и проницаемостью, с колебанием от 0 до 1,369 мкм2. Две остальные встречаются в виде маломощных прослоев, при этом с низкими коллекторскими свойствами кристаллические известняки и высокоемкие высокопроницаемые комковатые известняки. В целом же в строении коллекторов верейского горизонта преобладает первый вид из структурных форм. Для этой структурной формы характерно равномерное распределение многочисленных пор. Структура порового пространства межформенная, нередко внутриформенная. Поры неправильных очертаний, размером 0,1-0,4 мм, соединяются тонкими микроканалами, которые часто заполнены нефтью. Также как и в предыдущем случае, коллекторы характеризуются площадным распространением, но залежи имеют меньшие размеры в сравнении с турнейскими и башкирскими, и относятся к пластово-сводовому типу. Выделенные пласты коллекторы выдержаны по площади о чем свидетельствует коэффициент расчлененности равный 2,0. Доля коллекторов в разрезе (песчанистость) составляет 0,58. Общая средняя толщина в зоне гипсометрического залегания продуктивных коллекторов равна 5,2 м, при этом средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов составляет 2,6м, при изменении дискретных значений от 1,0  до 5,4 м.
Лабораторные исследования керна и результаты интерпретации геофизических исследований дали широкий диапазон значений пористости от 11,0 до 18,0% и особенно проницаемости от 0,003  до 1,369 мкм2
В конечном итоге, весь фактический материал результатов бурения скважин, интерпретации геофизических исследований, испытания пластов, структурные и другие построения, переинтерпретация и дополнительные сейсмические работы и все вышеизложенное, явились исходным материалом для создания геологической модели объектов разработки с целью обоснования рациональной системы разработки запасов  рассмотренного этажа нефтеносности. На данном этапе геологической моделью явились карты толщин.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога