Геологическая часть (стр. 2 )

Анализ тектонического строения  Бариновско-Лебяжинского месторождения показал:

- в основании структур облекания, закартированных по терригенным отложениям девона залегают выступы кристаллического фундамента;

- влияние процессов седиментации в франско-турнейское время привело к осложнению большинства палеоструктур постройками седиментационного, возможно, рифогенного типа, часть из которых находит отображение и в современном структурном плане (Бариновское, Лебяжинское, Тополевское, Северо-Парфёновское и др. локальные поднятия);

- в конце турнейского времени территория выводится из-под уровня моря и подвергается процессам эрозии и денудации;

- в бобриковское время в результате трансгрессии моря формируется поверхность выравнивания, которая нивелирует все формы палеорельефа. В период трансгрессивного развития бассейна седиментации создаются условия благоприятные для формирования песчаных (пласт Б-2) аккумулятивных форм;

- в послебобриковское время условия осадконакопления носят в основном компенсационный характер, что, однако не исключает возможности развития в окско-башкирское время эрозионных останцов и построек седиментационного типа.

Таким образом, несоответствие структурных планов по отражающим горизонтам карбона со структурными планами по отражающим горизонтам девона и поверхности кристаллического фундамента обусловлено, как инверсионным фактором развития территории, так и эрозионно-седиментационными процессами.

Большинство поднятий, закартированных на площади месторождения, относятся к ловушкам комбинированного тектоно-эрозионно-седиментационного типа, в основании которых залегают выступы кристаллического фундамента [1].

Рис. 1.2

1.5 Геологическое строение залежей нефти месторождения

Месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлено 51 нефтяная, 1 газонефтяная и 1 газовая залежи в 17 продуктивных пластах [1].

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям гжельского яруса (пласт С3-Ia) позднего карбона, каширского горизонта (пласт А-0), башкирского яруса (пласты А-4, А-5) среднего карбона, окского надгоризонта (пласты О-1,О-2,О-3,О-4), тульского (пласт Б-0) и бобриковского (пласты Б-2/, Б-2) горизонтов, турнейского яруса (пласт В-1) раннего карбона, заволжского надгоризонта (пласт Дл), пашийского горизонта (пласты Д-I, Д-II) позднего девона и ардатовского горизонта (пласт Д-III) среднего девона. На Лебяжинском поднятии к отложениям калиновской свиты (пласт КС) поздней перми и башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона приурочены промышленные скопления газа. По данным ГИС выявлено нефтенасыщение в пласте А-2 верейского горизонта (Терешкинское поднятие).

В настоящем дипломном проекте рассмотрены пласты окского надгоризонта (О-1,О-2,О-3) раннего карбона на Бариновском поднятии, однако в геологической части охарактеризованы окские горизонты всего месторождения.

Промышленная нефтеносность окских отложений установлена на Бариновском, Лебяжинском и Парфеновском поднятиях.

В верхней части окского надгоризонта выделяется карбонатная толща, объединяющая в единый резервуар: на Бариновском поднятии пласты О-1+О-2 +О-3, на Лебяжинском – пласты О-1+О-2+О-3+О-4, а на Северо-Парфеновском куполе – пласты О-1+О-2.

На Бариновском поднятии средняя глубина залегания продуктивного пласта в них составляет 2024 м. В составе пласта выделяется до 6 нефтенасыщенных пропластков. Коэффициент доли коллектора - 0,74, расчлененность-2,6. ВНК принят на отметке минус 1929 м. Залежь нефти неполнопластовая, сложной изометрической формы. Размеры её в пределах контура нефтеносности 5,6х4,7-1,5 км, высота - 25 м.

Средняя глубина залегания пласта на Лебяжинском поднятии составляет 1969 м, общая эффективная толщина его невыдержанна и колеблется от 0,6 до 42,7 м. Коэффициент эффективности - 0,68, расчлененность-4,2. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1928 м. Залежь неполнопластовая, размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 4,4 х 2,0 км, высота залежи 37 м.

На Северо-Парфеновском куполе нефтеносность окских отложений связана с карбонатной пачкой, объединяющей пласты О-1 и О-2 в единую залежь. Продуктивный пласт залегает в среднем на глубине 2009 м, общая эффективная толщина его колеблется от 3,6 до 12,6 м. Коэффициент доли коллектора - 0,56, расчлененность - 2,7. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1921,5 м. Залежь пластовая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 2,7 х 1,3 км, высота – 17,4 м.

На Южно-Парфеновском куполе четко коррелируются пласты О-1 и О-2, к каждому из которых приурочена залежь нефти.

Пласт О-1 залегает в среднем на глубине 1990 м. Нефтенасыщенная толщина пласта колеблется от 0,8 до 5,2 м. Коэффициент эффективности – 0,93, расчлененность – 1,2. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1899 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 2,5x1,5 км, высота – 30,5 м.

Характеристика толщин и неоднородности окских продуктивных пластов Бариновско-Лебяжинского месторождения представлена в таблице 1.1.

1.6 Литолого-петрографическая характеристика пород продуктивных пластов

Пласты окского надгоризонта О-1, О-2, О-3, О-4

Доломитов было выделено несколько разновидностей [1].

1. Доломиты метасоматические, серовато-коричневые. В щлифах установлена мелкокристаллическая структура основной массы. Размер ромбоэдроидов доломита 0,1-0,66 мм. Имеются включения пелитоморфного кальцита и глинистого материала. Развиты сообщающиеся межкристаллические поры (15%) с битумным заполнением. Местами количество пор сокращается за счет повышенного содержания глинистого материала.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности окских пластов

Параметр	Показатели	Бариновское поднятие	Лебяжинское поднятие	Южно-Парфеновский купол
О1+О2+О3	О1+О2+О3+ О4	О-1	О-2
Общая толщина, м	Среднее значение	8,1	17,6	2	6
Коэффициент вариации, доли ед.	0,6	0,58	0,61	0,15
Интервал изменения	от	1	0,6	0,8	4,5
до	20,5	42,7	5,2	7,7
Эффективная нефтенасы-щенная толщина, м	Среднее значение	5,3	11	1,8	5,8
Коэффициент вариации, доли ед.	0,45	0,59	0,63	0,15
Интервал изменения	от	1	0,6	0,8	4,3
до	11,4	29,5	5,2	7,5
Эффективная водонасы-щенная толщина, м	Среднее значение	-	-	-	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-	-	-
Интервал изменения	от	-	-	-	-
до	-	-	-	-
Коэффициент доли коллектора, доли ед.	Среднее значение	0,74	0,68	0,93	0,97
Коэффициент вариации, доли ед.	0,26	0,26	0,14	0,06
Интервал изменения	от	0,38	0,36	0,67	0,8
до	1	1	1	1
Расчле-ненность, доли ед.	Среднее значение	2,6	4,2	1,2	1,3
Коэффициент вариации, доли ед.	0,52	0,57	0,34	0,35
Интервал изменения	от	1	1	1	1
до	6	11	2	2
Количество скважин, используемых для определения.	94	48	13	19

2. Доломиты мелкокристаллические с реликтами органогенных остатков, макроскопически серые с бурым и коричневым окрашиванием за счет неравномерного битумного заполнения. По данным микроскопических исследований основная масса слагается мельчайшими (0,01-0,05 мм) кристаллами доломита. Межкристаллические поры составляют 12,9-15% и неравномерно заполняются битумом, частично – вторичным кальцитом., что обуславливает образование плотных светло-окрашенных участков.

3. Доломиты трещиноватые и брекчеевидные с крупными (до 1 см) обломками пелитоморфного доломита. В цементе доломит мелкокристаллический, мелкими прозрачными кристаллами доломита заполнены трещины. На стенках открытых трещин и пор наблюдаются примазки битума.

Известняки, входящие в состав окских пластов, серые, темно-серые, пелитоморфные, с остатками фауны, неравномерно доломитизированные, пиритизированные, с примесью глинистого материала. В основной массе породы участками разбиты трещинами разных направлений.

В виде прослоев выделяются доломиты известковистые и известняки мелкокристаллические, светло-коричневые, с равномерным битумным выполнением межкристаллического порового пространства.

1.7 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Средние значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов Бариновско-Лебяжинского месторождения оценивались по керну, методами геофизических (ГИС) и промыслово-гидродинамических исследований (ГДИ) скважин [1]. Принятые в работе значения ФЕС и расчетные значения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения для окских пластов месторождения приведены в таблице 1.2.