Геологическое строение месторождения. Стратиграфия
Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 4203 м (скв. 133) и представлен тремя комплексами пород. Нижний комплекс, в основном сложен терригенными отложениями рифейской системы (в объеме тюрюшевской и калтасинской свит) и отложениями вендской системы. Нижний комплекс пород, вскрытый единственной поисковой скважиной 133 имеет толщину около 2000 м. Выше по разрезу со стратиграфическим перерывом залегают терригенные отложения эйфельско-нижнефранского возраста, объединенные в средний комплекс. Вышезалегающие терригенно-карбонатные породы средне-верхнефранского, фаменского, каменноугольного и пермского возраста отнесены к верхнему комплексу. Литолого-стратиграфический разрез этого комплекса пород является типичным для месторождений Удмуртии. Полное описание пород, вскрытых глубокими скважинами приведено в отчете «Подсчет запасов Азинского нефтяного месторождения». В данной работе приводится описание только продуктивной части разреза. Продуктивными являются отложения тиманского (кыновского) горизонта нижнего подъяруса франского яруса.
Тиманский (кыновский) горизонт представлен двумя пачками. Нижняя - терригенная, песчано-алевролитовая. К этой пачке приурочен пласт-коллектор Д0. Верхняя – карбонатно-аргиллитовая (толщина ≈5 м) вместе с вышезалегающей толщей карбонатных пород является региональной покрышкой для проницаемых пород нижнего подъяруса. Толщина тиманского горизонта в целом изменяется от 15 м до 25 м .
|
|
|
Нижезалегающий пашийский горизонт сложен песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Мощность отложений 10-25 м. В разрезе горизонта выделяется значительный по толщине пласт-коллектор ДI.
Литолого-стратиграфический разрез верхнепермских, нижнекаменноугольных и девонских отложений месторождения приведен на рис. 2.3.
Геологический разрез в пределах месторождения вскрыт до глубины 4203 м скважиной 133 и представлен осадочными породами венд-рифейского комплекса, а так же отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.
Стратиграфический разрез изучен до глубины 4200 м (скв.133). характеристика разреза по данным глубокого бурения, начинается снизу вверх, отложений рифейского комплекса верхнего протерозоя. Литологически - это метаморфические образования терригенных и карбонатных образований. Вскрытая толщина 770 м.
Выше располагается калтасинская свита. Доломиты, алевролиты, аргиллиты, кварциты, глинистые доломиты, нередко метаморфические. Толщина 987 м.
Вендский комплекс. Переслаивание аргиллитов с прослоями доломитов и известняков неравномерно глинистых; известняки алевристые, слабо доломитизированные. Толщина комплекса 423 м.
|
|
|
Девонская система. Эйфельский ярус несогласно залегает на породах вендского комплекса, сложен аргиллитами тонкоплитчатыми и песчаниками от белых до бурых. Толщина 22 м.
Живетский ярус. Песчаники белые, кварцевые, мелкозернистые, глинистые, алевролиты глинистые. Толщина 45-50 м.
Пашийский горизонт сложен алевролитами тонкозернистыми, глинистыми, кварцевыми песчаниками, переслаивающими с аргиллитами. Толщина 5-16 м.
Кыновский горизонт. С отложениями этого горизонта связана промышленная нефтеносность Азинского месторождения. Литологически горизонт представлен алевролитами, известняками, аргиллитами и песчаниками. Верхняя часть пласта состоит из карбонатов, иногда с пропластками известковых аргиллитов. Общая мощность горизонта 15-20 м, толщина терригенной пачки 10-20 м.
Верхняя часть франкского яруса, располагающая над кыновским горизонтом, сложена известняками иногда пелитоморфными, слабо битумными, местами кремнистыми, глинистыми, с незначительными прослоями глинистых сланцев и аргиллитов (саргаевский + семилукский + бурегский + воронежский + евлановский и ливенский горизонт). Толщина этой части разреза составляет 90-116 м.
|
|
|
Фаменский ярус. Известняки битуминозные, неравномерно глинистые, с редкими прослоями доломитов и темно-серых плитчатых известковых аргиллитов.Толщина 35-45 м.
Каменноуголная система. Нижний отдел представлен отложениями турнейского яруса, состоящий из карбонатов иногда глинистых. Толщина 65-85 м.
Визейский ярус. Представлен терригенными осадками елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Верхняя часть тульского горизонта сложена глинистыми известняками. Общая толщина визейского яруса 110-115 м.
Окско-серпуховские образования сложены известняками и доломитами с прослоями ангидритов в нижней части. Толщина 245-275 м.
Средний отдел каменноугольной системы повсеместно представлен известняками с включением ангидритов. Толщина 120-130 м.
Пермская система. Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Литологически это карбонатные осадки с небольшими прослоями известняков и доломитов. Общая толщина отдела до 240 м.
Верхний отдел пермской системы. Породы этого отдела с перерывом в осадконакоплении расположены на карбонатах кунгурского возраста и представлены уфимским и казанским + татарским ярусами. Это в основном красноцветные песчаники, алевролиты, аргиллиты и глины с пропластками известняков, реже доломитов с включениями гипсов.
|
|
|
Рисунок 2.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез. Масштаб 1:2000
Эта часть разреза характеризуется запасами пресноводных горизонтов высокого качества. Толщина верхнего отдела до 400 м.
Отложения татарского яруса верхнего отдела выходят на дневную поверхность в обнажениях и размытых площадях. Нередко перекрыты четвертичными образованиями в виде глин, суглинков, супесей и галечников. На Азинском поднятии, к которому приурочена нефтяная залежь, пробурено 5 скважин - №№133,98,101,97 и 147 (рис. 2.4.)
По результатам геолого-геофизического материала и результатам испытания скважин промышленная нефтеносность установлена в отложениях кыновского горизонта (пласт D0), при этом нефтепроявления отмечены лишь на Азинском поднятии. Скважины, пробуренные в пределах купольных частей Полуденного (скв.102, 13) и Пальниковского (скв.99) поднятий подтвердили наличие куполов (скв.98) и достоверность сейсморазведочных работ, но залежей нефти не обнаружили.
Характеристика Азинского поднятия по кровле пласта Do приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Характеристика Азинского поднятия по кровле пласта D0
| № пп | Показатели | Пласт D0 | |
| 1 | Абсолютная отметка свода, м | -1 808 | |
| 2 | Отметка последней замыкающей изогипсы, м | -1 825 | |
| 3 | Длина, км | 6.2 | |
| 4 | Ширина, км | 2.0-3.0 | |
| 5 | Амплитуда, м | 17.0 | |
| 6 | Угол падения | 1°46'-0°57' | |
| 7 | Простирание | Субширотное | |
Эксплуатационное бурение позволило в скважине 1331 вскрыть продуктивный пласт на самой высокой отметке -1803 м , в то время как на основном поднятии (район скважины 98,133), самая высокая отметка кровли нефтяного пласта составляет -1808 м, но ни в одной из пробуренных эксплуатационных скважин ВНК не вскрыт. Поэтому ВНК условно принят на отметке -1820,5 м, соответствующей середине расстояния между подошвой нефтяного пласта в скважине 133 и кровлей водоносного пласта в скважине 100 на отметке -1820,5 м; размеры залежи 3,6x2,0 км (рис. 2.4, 2.5).
Рисунок 2.4 - Геологический профиль продуктивного пласта Д0 тиманского горизонта по линии 1-1'. Масштаб гориз.1:25000, верт. 1:500
Рисунок 2.5 - Геологический профиль продуктивного пласта Д0 тиманского горизонта по линии 11-11'. Масштаб гориз.1:25000, верт. 1:500
Тектоническое строение
Азинское месторождение нефти расположено в южной части Киенгопско-Верещагинского нефтегазоносного района, в 10-12 км юго-восточнее Ижевского месторождения. В 1972г. сейсморазведочными работами методом общей глубинной точки (МОГТ) впервые проведены работы по изучению строения додевонских отложений, по результатам этих работ была выявлена Азино-Пальниковская структура. В 1977-1978гг. на площади проведена сейсморазведка МОГТ и методом отраженной волны (MOB). Структура подготовлена под глубокое бурение и в 1978г. на площади пробурено 94 структурных и 10 глубоких скважин.
В тектоническом отношении месторождение расположено в центральнойчасти Верхнекамской впадины, в зоне развития Камско-Кинельской системы прогибов. В протерозойских отложениях по данным сейсморазведочных работ выявлен Пальниковский выступ, осложненный несколькими поднятиями. Тюрюшевские отложения в районе выступа нарушены сбросом амплитудой 80 м, западный блок приподнят. В пределах восточного блока выделяется Азинско-Пальниковская структура, которая по калтасинским отложениям представляет собой поднятие длиной 15 км, шириной 5км и амплитудой 336 м. В палеозойских отложениях, структура осложняется тремя поднятиями тектоно-седиментационного типа с относительным совпадением структурных планов по опорным отражающим горизонтам (ОГ-Ш, ОГ-П, ОГ-ИВ).
Структура имеет субширотное простирание с некоторым расширением контура нефтеносности в северо-восточном и южном направлениях и сокращением - в северном. Структура оконтуривается изогипсой -1825 м и осложнена четырьмя локальными поднятиями, ограниченными изогипсой -1815 м в районах скважин 98, 1333, 101 и 1331 (рис. 2.6.).
Рисунок 2.6 Структурная карта кровли эффективной части пласта Д0. Масштаб 1:25000
Таким образом, залежь контролируется поднятиями субширотного простирания. Размеры поднятий небольшие и составляют по замкнутой изогипсе -1825м; 4,8 х 2,5км.
Нефтегазоносность
Единственная залежь нефти на месторождении, приуроченная к малоамплитудному Азинскому поднятию, выявлена в пласте Д0 тиманского (кыновского) горизонта. Нефтенасыщенный пласт Д0 залегает на 10-11 м ниже кровли горизонта (в средней части) и представлен песчаниками, алевролитами. Залежь пластово-сводового типа с литолого-тектоническим экраном. Размеры залежи следующие: длина – 3 км, ширина – 1,8 км, этаж нефтеносности – 14,9 м (табл. 2.2).
| Таблица 2.2 - Геоморфологическая характеристика залежи
| ||||||||||||||
| Продуктив- ный горизонт пласт | Литоло- гический состав пород- коллек- торов | Нефтена- сыщенная толщина, м | Абсолютная отметка, м | Этаж нефте- нос- ности, м | Размеры залежи | Глу- бина зале- жи, м | Количество скважин | Тип залежи | ||||||
| кровли пласта в своде залежи | ВНК | длина, км | шири-, на км | в кон- туре зале- жи | испы- тан- ных | |||||||||
| от | до | |||||||||||||
| Тиманский (кыновский) Д0 | песчаники | 1,6 |
|
| -1820,3 | 14,9 | 3,0 | 1,8 | 1990 | 12 | 11 | Пластовая сводовая, литологич экранир. | ||
| 4,0 | ||||||||||||||
| -1805,4 | ||||||||||||||
| мелко- зернистые |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||
Залежь осложнена тектоническим нарушением (сбросом) на северо-восточной периклинали структуры. Амплитуда сброса около 10 м, линия нарушения имеет северо-западное простирание (рис. 2.7).
На месторождении пробурено 12 скважин и все они вскрыли чисто нефтяную зону пласта. По данным ГИС водонефтяной контакт не отмечен ни в одной из пробуренных скважин. Водоносыщенная часть пласта вскрыта за пределами Азинской структуры в скв. 100 на абсолютной отметке –1821,7 м. ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 1820,3 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 1339 (-1820,3 м).
Залежь нефти северо-восточной части структуры в районе скв. 147 в результате тектонического нарушения оказалась опущенной: по кровле тиманского горизонта на 15м, по кровле пласта Д0 – на 12 м. ВНК этой части месторождения принят на отметке – 1831,5 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 147.
Общая толщина пласта Д0 изменяется от 5,0 м до 6,4 м (в среднем – 5,9 м); нефтенасыщеннная - от 1,6 м до 4,0 м (средняя – 2,9 м). Характеристика толщин пласта приведена в табл. 2.3.
| . Таблица 2.3 - Характеристика толщин пласта Д0 | ||
| Толщина | Наименование
| По пласту в целом |
| Общая | Средняя, м | 5,9 |
| Интервал изменения | 5,0-6,4 | |
| Коэффициент вариации | 0,063 | |
| Эффективная в т.ч. | Средняя, м | 2,9 |
| Интервал изменения | 1,6-4,0 | |
| Коэффициент вариации | 0,281 | |
| нефтенасыщенная | Средняя, м | 2,9 |
| Интервал изменения | 1,6-4,0 | |
| Коэффициент вариации | 0,281 | |
| водонасыщенная | Средняя, м | - |
| Интервал изменения | - | |
| Коэффициент вариации | - | |
Коэффициент песчанистости равен 0,86. Пласт Д0 состоит из 1-2 пропластков (коэффициент расчлененности - 1,4). Статистические показатели неоднородности продуктивного пласта приведены в табл. 2.4.
| Таблица 2.4 - Статистические показатели характеристик неоднородности пласта Д0 | ||||
| Кол-во скважин, использованных для определения | Коэффициент песчанистости, | Коэффициент расчлененности, д.ед. | ||
| Среднее значение | Коэффициент вариации | Среднее значение | Коэффициент вариации | |
| 12 | 0,86 | 0,209 | 1,4 | 0,353 |
Пласт ДI пашийского горизонта, продуктивный на Архангельском месторождениях, на данном месторождении водоносен. Водообильность этого пласта предопределяет глубину забоев эксплуатационных скважин (пласт ДI не вскрывают). Толщина плотных непроницаемых пород между подошвой нефтенасыщенного пласта Д0 и кровлей водоносного пласта ДI изменяется от 7,2 м до 11,4 м и в среднем составляет 9,2 м.
 |
Глубины залегания и абсолютные отметки кровли и подошвы пласта Д0 приведены в таблице 2.1.
Рисунок 2.7 - Структурная карта подошвы эффективной части Д0 тиманского горизонта. Масштаб 1:25000
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 2215; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!