Общие сведения о месторождении
Берёзовское месторождение открыто в 1956 г., в эксплуатации находится с 1959 г. В административном отношении месторождение расположено в Чернушинском районе Пермской края, в 170 км южнее областного центра-города Перми. Районный центр- город Чернушка находится в 14 км западнее месторождения. В тектоническом отношении Берёзовское месторождение приурочено к крупной Павловской антиклинальной складке размером 30x20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода. Павловская антиклиналь сложена рядом локальных поднятий: Берёзовское, Барановское , Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Есаульское.
Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл2а, Тл2б, Б61, Б62), Малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласты Бш) и верейского яруса (пласты ВЗВ4). В пласте ВЗВ4 установлены промышленные запасы свободного газа.
В опытную эксплуатацию месторождение введено в 1959 году. В промышленную разработку - в мае 1963 года.
Разбуривание месторождения началось в 1960 году. Скважины бурились на один выделенный объект разработки - пласты Тл+Бб с одновременной доразведкой других пластов.
На основании бурения 160 скважин в 1967 году обобщены полученные данные, уточнено представление о геологическом строении месторождения и проведён подсчёт запасов нефти и газа.
|
|
|
Запасы были утверждены в ГКЗ и составили: категория О - 148041 тыс.т балансовые, 60729 тыс.т извлекаемые; категория С2 - 69602 тыс.т балансовые, 16656 тыс.т извлекаемые. Запасы свободного газа пласта ВЗВ4 - 4831 млн.м"1.
Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, клёном, берёзой и осиной. Климат района умеренный, континентальный. Средняя годовая температура +1.3°С. Максимальная температура в июле +40°С, минимальная температура в январе -42°С. Годовое количество осадков 500 -600 мм. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота снега наблюдается в марте и достигает 65 - 75 см. Максимальная глубина промерзания почвы составляет - 105 см.
Основными полезными ископаемыми кроме нефти и газа являются глины, галечники и медистые песчаники.
Нефть с УППН «Павловка» перекачивается на НПС «Слудка» и отправляется на Уфимский нефтеперерабатывающий завод. Кроме того, находится в эксплуатации нефтепровод Павловка -Чернушка -Колтасы.
Стратиграфия
Геологический разрез месторождения вскрыт от четвертичных отложений до верхнего рифея. Максимальная вскрытая глубина скважины - 2243 м.
|
|
|
Верхнепротерозойская подгруппа. Верхний рифей.
Отложения верхнего рифея на Берёзовском месторождения вскрыты разведочными скважинами. Литологически толща представлена зеленовато-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина 70 м.
Палеозойская группа. Вендский комплекс.
Он сложен зеленовато-серой толщей алевролитов и песчаников с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина 63-68 м.
Девонская система. Средний отдел. Живетский ярус.
Сложен буровато-серой толщей терригенных пород: алевролитов, аргиллитов, песчаников. Толщина 7-12 м.
Верхний отдел. Франский ярус.
В нижнефранском подъярусе выделяются: пашийский горизонт, сложенный чередующимися между собой песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной 7-12 м и кыновский, представленный двумя пачками: нижней - терригенной и верхней - карбонатно - терригенной. Толщина 14 - 18 м.
Саргаевский горизонт сложен серыми и коричневато - серыми известняками и доломитами. Толщина 6 - 9 м.
Семилувский горизонт сложен карбонатными отложениями. Толщина 21 - 28 м.
Верхнефранский подъярус.
Отложения представлены серыми и светло - серыми известняками и доломитами. Толщина 127 - 167 м.
Фаменский ярус сложен серыми и светло - серыми известняками и доломитами с прослоями аргиллита. Толщина 338 - 361 м.
|
|
|
Каменноугольная система. Нижний отдел. Турнейский ярус.
Сложен известняками светло - серыми, темно - серыми, глинистыми прослоями, неравномерно нефтенасыщенными. В турнейском ярусе, в 4 - 5 м от кровли, выделяется нефтяной пласт. Толщина 79.5 - 82 м.
Визейский ярус. Малиновский надгоризонт.
Сложен алевролитами и аргиллитами с прослоями углистых сланцев, каменных углей и песчаников. Толщина 1.5 - 14 м.
Яснополянский надгоризонт. Бобриковский горизонт.
Сложен алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников. В пределах горизонта выделяется два нефтяных пласта (Бб 1, Б62). Толщина 28 - 49 м.
Тульский горизонт литологически расчленён на две пачки: нижнюю -терригенную и верхнюю - карбонатно - терригенную. В терригенной пачке выделяется нефтяной пласт ( Тл2 ). Толщина 41.5 - 54 м.
Окский + серпуховским надгоризонт.
Отложения представлены доломитами с подчинёнными прослоями известняков, с включениями и прослоями ангидритов и маломощных глин. Толщина 219- 269 м.
Намюрский ярус литологически сложен известняками с прослоями доломитов. Толщина 26 - 43 м.
Средний отдел. Башкирский ярус.
|
|
|
Представлен светло - серыми известняками с включениями и прослоями доломита и кремния. Отмечается присутствие конгломерато - брекчии. В верхней части башкирского яруса выделяется нефтяной пласт ( Бш ). Толщина 53 - 77 м.
Московский ярус. Верейский горизонт.
Сложен известняками с подчиненными прослоями мергелей и доломитов. В подошвенной части горизонта выделяется газонефтяной пласт ( В3,4 ). Толщина 54 м.
Каширский горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями мергеля и аргиллита. Толщина 47 - 60 м.
Подольский горизонт представлен известняками с прослоями доломита и аргиллита. Толщина 99 - 112 м.
Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами. Толщина 87 – 96 м. Верхний отдел представлен доломитами с подчинёнными прослоями известняка. Толщина 131 - 168 м.
Пермская система. Нижний отдел. Асссльекий + сакмарский ярусы. Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина 160 - 209 м.
Артинский ярус представлен толщей известняков и доломитов с включениями гипса и ангидрита. Толщина 130 - 154 м.
Кунгурский ярус. Филипповский горизонт.
Сложен чистыми доломитами и известняками, с прослоями и включениями гипса и мергеля. Пористые и кавернозные разности иногда насыщены нефтью или битумом. Толщина 35 - 69 м.
Верхний отдел. Уфимский ярус. Соликамский горизонт.
Сложен чередованием доломитов, известняков, мергелей и песчаников. Толщина 71 - 89 м.
Шешминский горизонт представлен загипсованной толщей неравномерно чередующихся глин, алевролитов и песчаников. Толщина 52 м.
Четвертичные отложения сложены суглинками, бурыми и серыми песчаниками, глинами и супесью коричневато - серой с мелкой галькой уральских пород. Толщина 20 м.
Тектоника
Берёзовское месторождение нефти в тектоническом отношении приурочено к крупной антиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода.
Изучение тектонического строения Павловской структуры по маркирующим горизонтам показывает полное совпадение структурных планов при некотором смещении сводовой части в восточном направлении, выполаживание структуры от более древних отложений к более молодым.
По кровле коллекторов турнейского яруса нижнего карбона Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крутым западным крылом 1 43 ' - 3°40' и пологим восточным крылом 0°21' - 1°29\ Общее простирание поднятия близко к меридиональному. Размеры его 34 х 18 км.
Павловская антиклиналь осложнена рядом локальных поднятий - куполов (Березовский, Деткинский, Барановский, Улыкский, Григорьевский, Павловский, Южно-Павловский и Нсач-льский) разделённых незначительными прогибами.
Берёзовское поднятие расположено в центральной части складки. Размеры поднятия - 8.8x3.8 км при амплитуде 46 м. Присводовая часть поднятия осложнена тремя незначительными по размерам куполками, ограниченными изогипсой (-1220 м ) с вершинами в районе скважин №№77, 26, 103.
Улыкский купол имеет овальную форму северо-западного простирания и расположен к западу от Павловского поднятия. Размеры его по замкнутой изо гипсе ( -1230 м ) 3.6x1.8 км с амплитудой поднятия 25.4 м.
Григорьевский купол расположен на восток от Павловского поднятия. Размеры его в пределах замкнутой изо г и псы ( -1260 м ) 2x1.4 км. Амплитуда купола составляет 13.7 м.
Размеры купола Южно-Павловского поднятия по замкнутой изогипсе ( - 1250 м ) 4.2x3.8 км при амплитуде 34.4 м, Присводовая часть складки осложнена тремя куполками с вершинами в районе скважин №№136. 145. 149.|
Есаульский купол расположен на юге Павловской структуры и представляет собой пологое поднятие в районе скважины №272. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы ( -1265 м ) 4.5х4.2 км с амплитудой 23.2 м.
По кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона Павловская структура сохраняет свои очертания и размеры. Складка имеет форул пологого поднятия с углами падения: западного крыла 0°5' - 1°5', восточного 0:°34' - 1°36'. Размеры составляют 13х18 км при амплитуде 68.8 м. Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, чётко выделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона.
По кровле артинского яруса форма Павловской структуры в основном сохраняется, но она становится ещё более пологой, чем по среднекаменноугольным отложениям. Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем. Размеры Павловской структуры составляют 30x20 км.
Нефтегазоносность
В процессе бурения скважин на Берёзовском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях пашийского горизонта девона (в виде керна неравномерно-насыщенного нефтью), в турнейском ярусе нижнего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях окско-серпуховского надгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщенного), в отложениях яснополянского надгоризонта (залежь промышленного значения), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верейского горизонта московского яруса (пласты ВЗВ4 - залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения, пласт В2 - приток нефти с дебитом 8.3 т\сут на 5.3 мм штуцере), а также в отложениях каширского и подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.мА3\сут на 5.5 мм штуцере), в отложениях кунгурского яруса пермского горизонта (в виде керна, участками пропитанного нефтью).
Находящаяся в настоящее время в эксплуатации залежь нефти в турнейском ярусе нижнего карбона распространена почти на всей площади Берёзовского месторождения (за исключением Григорьевского купола; на Березовском и Деткинском куполах, в центральной части месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский и Южно-Павловский купола, и на юге месторождения на Есаульском куполе).
Водонефтяной контакт для центральной части месторождения (4 купола) принят на абсолютной отметке ( -1260 м ), на Деткинском и Есаульском куполах водонефтяной контакт принят на отметке (-1264 м).
Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно-детрнтовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31.2 м. В пределах внешнего контура нефтеносности, залежь Березовского купола имеет размеры 2.8 х 7.5 км, Деткинского купола - 5.5x6.5 км. залежь центральной части месторождения - 12.5x16 км, Есаульского купола - 3.5x4.5 км.
Этаж нефтеносности на Березовском куполе - 19.5 м, на Деткинском куполе - 26.9 м, в центральной части - 57.5 м.
Турнейская залежь Берёзовскогоо месторождения относится к типу массивных.
Основная залежь нефти, находящаяся в настоящее время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнего карбона. Залежь представлена двумя пластами в бобриковском горизонте (нижний Б2 и верхний Б1) и одним пластом в тульском горизонте ( пласт Тл2 ).
Тульский продуктивный пласт (Тл2) является основным промышленно-нефтеносным объектом разработки на Берёзовском месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл2 выделено два подсчётных объекта ( сверху вниз ) Тл2-а и Тл2-б. На большей части площади месторождения объекты Тл2-а и Тл2-б чётко отделяются один от другого глинистым прослоем толщиной 1.6 - 14 м. В ряде скважин отмечается отсутствие глинистой перемычки между этими объектами. Наличие зон слияния и единство водонефтяного контакта ( ВКН -1194 м ) позволяет сделать заключение о единстве гидродинамической системы тульского нефтяного пласта, имеющего повсеместное распространение по площади месторождения (исключение составляет Деткинский купол, где ВНК -1212 м). Размеры залежи составляют 1.6 х 2.6 км, этаж нефтеносности - 4.6 м.
Подсчетный объект Тл2-6 представлен песчаниками, иногда алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 14.5 м. Промышленные притоки нефти получены из 60-ти скважин. Подсчетный объект Тл2-б имеет следующие размеры: для Павловского купола 5.5 х 7 км, Южно-Павловского 3.3 x 4.2 км, Барановского 3.2 x 4.5 км, Улынекого 2.3 х 5.3 км.
Для подсчётного объекта Тл2-а, характерны частые литологические замещения продуктивной части пласта плотными породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 10.9 м. Промышленные притоки нефти получены из 54-х скважин. Размеры в пределах внешнего контура нефтеносности для центральной части (Барановский, Улыкский и Южно-Павловский купола) 11.5 х 14.75 км, Григорьевский купол 1.6 x 2 км и Березовский купол 1.5 х 2 км. Этаж нефтеносности соответственно - 31.9; 13.9; 2.2 м.
Бобриковская нефтяная залежь представлена двумя пластами (нижним Б62 и верхним Б61). Пласт Б62 нефтеносен в сводовой части Барановского, Павловского. Деткинского и Улыкского куполов. На остальной части месторождения пласт Б62 водоносен. Пласт Б62 представлен песчаниками и алевролитами, которые часто замещаются плотными породами. Водонефтяной контакт принят наклонным от (-1218 м) на западном крыле и до (1213 м) на восточном.
Залежь нефти пласта Б62 на Барановском куполе имеет размеры 3.5 х 1.5 км. Этаж нефтеносности 11 м.
Верхний пласт Б61 отделяется от нижнего пласта аргиллитовой пачкой толщиной от 1 до 7 м. Пласт Б61 распространён на Дегкинском, Улыкском, Павловском, Барановском и Григорьевском куполах. На Березовском и Южно-Павловском куполах пласт водоносный. Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, в пределах пласта выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков, Эффективная нефтенасыщенная толщина до 13.2 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (-1227 м) на Деткинском куполе, (-1201 м) на Улыкском куполе. (-1215 м) на Григорьевском куполе (-1227 м) на Барановском куполе.
В настоящее время в эксплуатации находится залежь нефти башкирского яруса среднего карбона. В отличии от разобщённых залежей нижнего карбона в башкирских отложениях Барановского, Улыкского, Павловского. Южно-Павловского и Григорьевского куполов выделяется одна залежь с общим водонефтяным контактом на отметке (-830 м).
Башкирский нефтяной пласт сложен известняками. В пределах пласта выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 16.7х19 км. Этаж нефтеносности 35.4 м.
Промышленные запасы нефти и свободного газа в виде газовой шапки установлены в верейском горизонте (пласты ВЗВ4) на Березовском куполе и в центральной части месторождения, а также на Деткинском куполе. Литологически коллекторы пласта ВЗВ4 неоднородны и представлены известняками биоморфными и органогенно-детритовыми. В пределах пласта выделяют от 1 до 10 проницаемых пропластков. Водонефтяной контакт на Березовском куполе принят на отметке (-827 м). Размер газовой шапки 1.4x2.9 км. Этаж нефтеносности равен 4 м.
На Деткинской площади газо-водяной контакт принят на отметке (-809 м). Размер газовой залежи 4x8 км. Этаж газоносности 14 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 10 м.
Центральная часть месторождения, включая Барановский, Улыкский. Павловский. Григорьевский и Южно-Павловский купола, составляет единую залежь с общим водо- и газонефтяным контактом. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (-798 м). Размеры залежи 17.5x17.75 км. Этаж нефтеносности составляет 32.2 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 17.4 м. Положение газонефтяного контакта принято на отметке ( -785 м ). Размер газовой шапки составляет 11x12.6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 115 м. Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4.6 х 4.75 км. Водоносные горизонты отмечены в досреднедевонских отложениях и в отложениях среднего девона, в турнейском ярусе нижнего карбона, в песчаниках яснополянского надгоризонта и известняках визейского яруса, в намюркском, башкирском и московском ярусах среднего карбона, в верхнекаменноугольных отложениях, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми.
Водообилие пород различно и обусловлено коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости, кавернозности и другими показателями. Представлены воды в основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространёнными от кристаллического фундамента до верхнекаменоугольных отложений. В отложения кунгурского и артинского ярусов отмечены воды хлормагниевого и сульфатнатриевого типов.
Основной областью питания водоносных горизонтов додевонеккх отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамья являются западный склон Урала и Северный Урал.
Скорость движения вод, по данным В. И. Вещезёрова, по направлению Чернушка – Танып и Куеда - Гожан - Бырка составляет 23-31.4 см\год, по данным А. И. Силина-Бекчурина ещё меньше - 0.2-19 см\год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.
Ниже приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона. |
По солевому составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолами хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179 г/см3 . Наиболее высокая минерализация - 245,7 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно 0,68, кальция к магнию - 1,10. Коэффициент метаморфизации - 2.09, коэффициент сульфатности - 0,28. Содержание брома - 579,2 мг/л, йода - 6,2 мг/л. аммония– 251 мг/л, борной кислоты - 76,8 мг/л.
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 451; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!