Геолого-физическая характеристика месторождения
Осадочный чехол на Лозолюкско-Зуринском месторождении вскрыт до глубины 2433 м (скв. 392) и является типичным для северных районов Волго-Уральской провинции. Геологический разрез месторождения представлен образованиями протерозойской группы, девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями (рис. 1.2).
Рисунок 1.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез
В тектоническом отношении месторождение находится в западной части Верхнекамской впадины в пределах Зуринского вала и приурочено к Лозолюкской, Зуринской и Новоглазовской структурам, которые в свою очередь осложнены множеством мелких локальных куполов. Структуры имеют тектоническое происхождение, вытянуты цепочкой в субмеридиональном направлении и характеризуются крутым западным крылом и более пологим восточным. Отмечается соответствие структурных пластов по пермским, каменноугольным и девонским отложениям (рис. 1.3).
Рисунок 1.3 - Тектоническая схема района работ
Нефтегазоносность месторождения контролируется двумя высокоамплитудными поднятиями (Лозолюкское, Зуринское) и малоамплитудным Новоглазовским поднятием. Каждое из выделенных поднятий локализует самостоятельные залежи: Лозолюкское - газонефтяные, Зуринское и Новоглазовское - нефтяные. Промышленные скопления нефти приурочены к башкирским и верейским карбонатным отложениям. Продуктивными являются пласты В-II, В-IIIа, А4‑1, А4‑2, А4‑3, А4‑4, А4‑5.
|
|
|
В ходе эксплуатационного разбуривания и разработки месторождения выявлена нефтеносность пласта В-IIIб верейского горизонта и А4-0 башкирского яруса. Однако оба пласта характеризуется резкой фациальной неоднородностью, не выдержаны по разрезу и площади, имеют большие зоны отсутствия коллекторов. Кроме того, пласт B-IIIб характеризуется хаотичностью насыщения по структуре, в большинстве скважин отмечается неоднозначность его количественных и качественных характеристик. В связи с вышеизложенным эти пласты не представляют промышленного интереса.
Сверху вниз по разрезу отмечается сокращение площади нефтегазоносности, залежи локализуются и разукрупняются. С севера на юг в разрезе сокращается количество продуктивных пластов, понижается уровень ВНК. Характеристика пластов и залежей приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристика продуктивных пластов и залежей
|
Пласт, р-н скв. | Характеристика пластов | Характеристика залежей | ||||||||
| средневзвешенная газонефтенасыщенная толщина, м | коэффициент проницаемости по керну, мкм2 | коэффициент пористости по ГИС, доли ед. | тип | длина, км | ширина, км | высота, м | ГВК, ГНК, ВНК, абс. отм., м | |||
| Лозолюкское поднятие
| ||||||||||
| Залежи газа | ||||||||||
| В-II | 2,4 | 0,062 | 0,14 | пластово- сводовый | 14,4 | 2,6 | 42 | -1079 | ||
| В-IIIа | ||||||||||
| 529 | 1,05 | 0,0012 | 0,13 | —”— | 0,8 | 0,4 | 6 | -1076 | ||
| 1013-78 | 1,05 | 0,0012 | 0,13 | —”— | 12,2 | 2,1 | 32 | -1076 | ||
| Нефтяная оторочка | ||||||||||
| В-IIIа | 0,82 | 0,232 | 0,16 | пластово- сводовый | 14,3 | 2,5 | 8 | -1084 | ||
| Залежи нефтяные | ||||||||||
| А4‑1+2+3 | 5,22 | 0,212 | 0,14 | пластово- сводовый | 12,8 | 2,4 | 42 | -1096 | ||
| А4-4 | 1,37 | 0,020 | 0,16 | —”— | 10,0 | 1,5 | 19 | -1094 | ||
| 393 | 1,21 | - | 0,11 | —”— | 0,9 | 0,8 | 8 | -1096 | ||
| 1037 | 1,35 | - | 0,11 | —”— | 2,8 | 1,0 | 16 | -1094 | ||
| 1049 | 0,76 | - | 0,11 | —”— | 1,5 | 0,8 | 6 | -1091 | ||
| 639 | 2,05 | - | 0,11 | —”— | 0,7 | 0,5 | 4 | -1091 | ||
| 646 | 1,33 | - | 0,11 | —”— | 0,9 | 0,6 | 4 | -1093 | ||
| Зуринское поднятие | ||||||||||
| Залежи нефтяные | ||||||||||
| В-II | ||||||||||
| 531 | 1,09 | 0,045 | 0,16 | пластово-сводовый | 1,5 | 1,0 | 7 | -1086 | ||
| 549 | 1,61 | 0,045 | 0,16 | —”— | 0,6 | 0,4 | 2 | -1090 | ||
| 1073-1235 | 2,23 | 0,045 | 0,16 | —”— | 13,3 | 5,3 | 55 | -1090 | ||
| В-IIIа | ||||||||||
| 1073 | 0,61 | 0,281 | 0,14 | пластовый, литологически экранированный | 0,7 | 0,5 | 2 | -1090 | ||
| 655 | 0,77 | 0,281 | 0,14 | —”— | 0,6 | 0,4 | 8 | -1096 | ||
| 1095-1235 | 1,18 | 0,281 | 0,14 | пластово-сводовый | 10,6 | 5,0 | 48 | -1089 | ||
| А4-1 | ||||||||||
| 1083 | 0,57 | - | 0,12 | —”— | 0,8 | 0,4 | 3 | -1098 | ||
| 1147-1207 | 1,38 | - | 0,12 | —”— | 4,7 | 2,5 | 26 | -1080 | ||
| 1172 | 1,36 | - | 0,12 | —”— | 0,7 | 0,7 | 8 | -1083 | ||
| 727 | 0,93 | - | 0,12 | —”— | 0,5 | 0,4 | 6 | -1077 | ||
| 1202 | 0,76 | - | 0,12 | —”— | 1,1 | 0,6 | 8 | -1093 | ||
| 1218 | 1,44 | - | 0,12 | —”— | 0,9 | 0,6 | 8 | -1089 | ||
| 1235 | 1,33 | - | 0,12 | —”— | 1,1 | 0,8 | 10 | -1093 | ||
| А4-2 | ||||||||||
| 1147-1207 | 1,89 | - | 0,12 | —”— | 4,5 | 2,1 | 22 | -1080 | ||
| 1159 | 1,88 | - | 0,12 | —”— | 0,8 | 0,4 | 3 | -1082 | ||
| 1172 | 1,64 | - | 0,12 | —”— | 0,8 | 0,5 | 4 | -1085 | ||
| 1202 | 1,01 | - | 0,12 | —”— | 1,1 | 0,5 | 3 | -1098 | ||
| Новоглазовское поднятие
| ||||||||||
| Залежи нефтяные | ||||||||||
| В-II | 1,95 | 0,119 | 0,18 | пластово-сводовый | 8,2 | 3,0 | 8 | -1088 | ||
| А4-1 | 0,6 | - | 0,15 | —”— | 6,7 | 1,4 | 6 | -1102 | ||
Нефтегазоносность Лозолюкского поднятия
В пределах Лозолюкского поднятия газовая залежь приурочена к пласту В-II, нефтегазовая - к пласту В-IIIа верейского горизонта, нефтяные залежи - к пластам А4-1+2+3, А4-4 и А4-5 башкирского яруса.
Залежь пласта В- II
Пласт представлен одним, реже двумя-тремя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта развита повсеместно и характеризуется высокой послойной и зональной однородностью. Пласт газонасыщен. Газоносность подтверждена в процессе доразведки и эксплуатационного разбуривания месторождения, раздельным (скв. 33, 56, 641) и совместным (скв.31, 32, 54, 55, 59, 642) опробованием скважин. Газонасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 3,8 м и составляет в среднем 2,4 м. Коэффициент пористости равен 0,14, коэффициент проницаемости - 0,062 мкм2. Залежь пластовая сводовая. Уровень ГВК установлен на отметке - 1079 м.
|
|
|
Залежь пласта В- III а
Пласт представлен одним, реже двумя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта по сравнению с пластом В-II менее однородна в зональном отношении, имеют место хаотически расположенные зоны замещения коллекторов плотными породами. Пласт газонефтенасыщен. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 1,8 м и в среднем составляет 1,05 м, нефтенасыщенная - от 0,6 до 1,6 м, в среднем 0,82 м. Коэффициент пористости по данным ГИС составляет 0,16, проницаемость по керну - 0,232 мкм2. Газоносность пласта, выявленная на стадии геологоразведочных работ, подтверждена в процессе доразведки и эксплуатации месторождения, в скв. 31, 32, 54, 642 совместным опробованием. Нефтеносность подтверждена раздельной эксплуатацией пласта в скв.1069. Учитывая результаты опробования и эксплуатации скв.1069 потенциальные добывные возможности нефтяной оторочки оцениваются как низкие. По типу газонефтяная залежь пласта В-IIIа пластовая сводовая. Уровень ГНК и ВНК установлены на отметках - 1076 м и - 1084 м соответственно.
Залежь пластов А4-1+2+3
Пласты развиты повсеместно по площади поднятия и представлены от 1 до 5 проницаемых прослоев, разделенных тонкими непроницаемыми перемычками (0,4-0,8 м).
Эффективная часть пластов по площади весьма неоднородна, наибольшая неоднородность отмечается по пласту А4-1, проницаемые пропластки которого часто замещаются плотными породами. Залежи нефти пластов А4-1+2+3 образуют единую гидродинамическую систему с единым уровнем ВНК, установленным на отметке - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется от 0,7 до 11,4 м, и в среднем составляет 5,22 м. Коэффициент проницаемости по керну - 0,212 мкм2, пористость по ГИС - 0,14. Залежь пластовая сводовая, имеет обширную водонефтяную зону. Залежь характеризуется низкими добывными возможностями (начальный дебит скважин в среднем составил 2,9 т/сут), что связано с неоднородностью объекта, его невысокими коллекторскими свойствами и довольно обширной водонефтяной зоной.
Залежь пласта А4-4
Пласт А4-4 представлен одним, реже двумя проницаемыми пропластками. Эффективная часть пласта достаточно однородна, зафиксировано три зоны замещения коллекторов плотными породами. Выявленная на стадии геологоразведочных работ нефтеносность пласта подтверждена материалами ГИС, раздельной и совместной эксплуатацией ряда скважин. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 3,0 м, составляет в среднем 1,37 м. Коэффициент проницаемости равен 0,020 мкм2, пористости - 0,16.
По типу залежь пластовая - сводовая. Уровень ВНК установлен на отметке - 1094 м. Продуктивность пласта невысокая, дебит нефти по скв. 1063, 1065, ведущим раздельную эксплуатацию пласта, составляет 1,3-2,6 т/сут.
Залежь пласта А4-5
Нефтеносность пласта выявлена в процессе доразведки и эксплуатации месторождения по материалам ГИС, совместным опробованием скв.32 и эксплуатацией скв.1033.
Эффективная часть пласта очень неоднородна, представлена двумя - тремя, реже одним проницаемым пропластком. Имеют место хаотические замещения коллекторов плотными породами.
Залежи нефти приурочены к пяти локальным куполам, с севера на юг. Уровени ВНК гипсометрически повышаются в южном направлении и изменяются от -1091 м до - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,25 м. Коэффициент пористости - 0,11. Раздельной эксплуатации пласта не ведется, однако, учитывая небольшие размеры залежей, незначительные нефтенасыщенные толщины пласта и низкие коллекторские свойства, можно предположить о низких добывных возможностях залежей.
Залежи нефти приурочены к пяти локальным куполам, с севера на юг. Уровени ВНК гипсометрически повышаются в южном направлении и изменяются от -1091 м до - 1096 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,25 м. Коэффициент пористости - 0,11. Раздельной эксплуатации пласта не ведется, однако, учитывая небольшие размеры залежей, незначительные нефтенасыщенные толщины пласта и низкие коллекторские свойства, можно предположить о низких добывных возможностях залежей.
Геологические профили продуктивных отложений Лозолюкского и Зуринского поднятий приведены на рисунках 1.4 и 1.5.
Рисунок 1.4. Геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона Лозолюкского поднятия
Рисунок 1.5. Геологический профиль продуктивных отложений среднего карбона Зуринского поднятия
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 525; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!