Геологическая часть (стр. 2 )

1.4 Тектоника.

Якушкинское месторождение находится в Сергиевском нефтеносном районе Средне-Волжской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [1].

В региональном тектоническом плане месторождение, согласно обзорной карте тектонического и нефтегеологического районирования (Волжское отделение ИГиРГИ, 1988 г.) приурочено к осевой части Камско-Кинельской системы прогибов Серноводско-Шунгутского вала Южно-Татарского свода.

По отложениям нижнего карбона и терригенного девона оно находится в пределах  внешнего борта Муханово-Ероховского прогиба и северо-восточной осевой части Волго-Сокской палеовпадины; по протерозою – в южной прибортовой зоне Серноводско-Абдулинского авлакогена.

Основными тектоническими элементами Сергиевского нефтеносного района являются Сокско-Шешминская группа структур II порядка, осложняющая южный склон Татарского свода, восточный борт Мелекесской впадины и Сергиевско-Абдулинская впадина.

Почти все структуры этой группы расположены валообразно вдоль флексур осадочной толщи образовавшихся, по-видимому, в результате разломов кристаллического фундамента.

Основная группа линий (валов) располагается над глубокой Сергиевско-Абдуллинской впадиной фундамента, заполненной бавлинскими осадками.

Все линии (валы) в основном следуют двум перекрещивающимся направлениям: широтному и северо-восточному, и все они имеют крутые южные и юго-восточные крылья. Указанные флексуры и структуры с достаточной чёткостью выделяются по кровле швагеринового горизонта нижней перми.

Якушкинская структура расположена на пересечении двух тектонических линий – Шунгутской и Байтуганской, которые являются ответвлением Сокской линии.

1.5 Нефтегазоводоносность.

На Якушкинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в продуктивных отложениях верейского горизонта (пласт А3) и башкирского яруса (пласт А4) среднего карбона, бобриковского горизонта (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1) нижнего карбона [1].

Ниже приводится краткая характеристика залежей, приуроченных к отложениям пластов Б2 и В1, рассматриваемых в настоящем дипломном проекте.

1.6 Геологическое строение продуктивного пластов Б2 иВ1.

Турнейский ярус - пласт В1 [1]

Западная залежь пласта В1 приурочена к куполообразному поднятию, имеет размеры 1,77х1,55 км, высота залежи составляет 41,9 м. Тип залежи - массивная. Эффективная толщина в среднем 28,1 м. Значение суммарной нефтенасыщенной толщины составляет 13,2 м. Коэффициент песчанистости в среднем равен 0,58, расчлененности – 3,6.

Восточная залежь нефти пласта В1 вытянута в субмеридиональном направлении. От западной залежи отделяется небольшой по амплитуде седловине. Размеры залежи 2,76х0,7х1,65 км, высота залежи – 19,5 м. Тип залежи пластовый. Средние значения песчанистости и расчлененности составляют 0,655 доли ед. и 2,1 отн. ед., соответственно.

Южная залежь нефти в районе единичной скважины 500 приурочена к небольшому куполообразному поднятию массивного типа, площадью 63 тыс. м2. Высота залежи 13,3 м. Продуктивный пласт-коллектор состоит из одного нефтенасыщенного прослоя. Коэффициент песчанистости составляет 0,53 доли ед. Общая толщина составляет 62 м, эффективная – 32,1 м, нефтенасыщенная – 2,4.

Бобриковский горизонт - пласт Б2 [1]

Западная залежь нефти пласта Б2 - занимает площадь 3398 тыс. м2, по размерам – 2,2х2,1 км. Высота залежи 46,3 м. Эффективная толщина пласта в среднем 7,4 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 7,1 м. Средние значения расчлененности и песчанистости составляют 2,4 отн. ед. и 0,4 доли ед.

Восточная залежь нефти вытянута с юга на север, ее размеры составляют 5,1х1,8 км. Площадь месторождения составляет 6695 тыс. м2. Высота залежи 25,2 м. Общая толщина пласта 12…23,5 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности в ЧНЗ составили 0,393 доли ед. и 2,571 соответственно. Значения коэффициентов песчанистости и расчлененности в ВНЗ составляют 0,337 долей ед. и 1,5 соответственно.

Геолого-физическая характеристика пластов Б2 иВ1Якушкинского месторождения приводится в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластовБ2 и В1

Параметры	Б2 Запад	Б2 Восток	В1 Запад	В1 Восток	В1 Юг
Средняя глубина залегания, м	1335	1335	1360	1360	1360
Тип залежи	пластов.	пластов.	массив.	пластов.	массив.
Тип коллектора	терриг.	терриг.	карбон.	карбон.	карбон.
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	3398	6595	1880	2690	63
Средняя общая толщина, м	19,7	16,86	45,13	50,06	62,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	7,1	3,5	13,2	5,8	2,4
Пористость, %	19,2	20,2	10,6	11,6	10,5
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,818	0,822	0,744	0,694	0,704
Проницаемость, мкм2	0,137	0,100	0,029	0,029	0,029
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,4	0,67	0,58	0,655	0,53
Расчлененность, ед.	2,4	2,6	3,6	2,1	1
Начальная пластовая температура, °С	26	26	27	27	27
Начальное пластовое давление, МПа	13,5	13,5	13,5	13,5	13,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	21,22	21,22	21,4	21,4	21,4
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа∙с	47,44	47,44	71,28	71,28	71,28
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,878	0,878	0,8765	0,8765	0,8765
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,8893	0,8893	0,8904	0,8904	0,8904
Абсолютная отметка ВНК, м	-1144	-1144	-1158	-1158	-1158
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.	1,0406	1,0406	1,0395	1,0395	1,0395
Содержание серы в нефти, %	2,76	2,76	3,35	3,35	3,35
Содержание парафина в нефти, %	6,69	6,69	4,16	4,16	4,16
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,24	5,24	3,66	3,66	3,66
Газосодержание, м3/т	21,1	21,1	16,9	16,9	16,9
Содержание сероводорода, %	33	33	50	50	50
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	1,44	1,44	1,4	1,4	1,4
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,165	1,165	1,159	1,159	1,159
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,576	0,645	0,499	0,522	0,511

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Пласт Б2

Изучены две глубинные и четыре поверхностные пробы [1].

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8780 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,24 МПа, газосодержание 23,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,22 мПа с.

После разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8893 г/см3, газовый фактор 21,1 м3/т, объемный коэффициент 1,041, динамическая вязкость разгазированной нефти 47,44 мПа с.

По товарной характеристике нефть выфсокосернистая (массовое содержание серы 2,76%), смолистая (14,22%), высокопарафиновая (6,69%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 35%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,58%, азота 25,23%, метана 25,20%, этана 17,7%, пропана 17,77%, высших углеводородов (пропан+высшие) 27,61%. Относительная плотность газа по воздуху 1,109.

Пласт В1

Из пласта В1 отобраны три поверхностные пробы [1].

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8765 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,66 МПа, газосодержание 18,8 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,4 мПа с.

После разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8904 г/см3, газовый фактор 16,9 м3/т, объемный коэффициент 1,040, динамическая вязкость разгазированной нефти 71,28 мПа с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,35%), высокосмолистая (15,67%), парафиновая (4,16%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 35%.