Геологическая часть (стр. 3 )

ВНК по залежи принят наклонным в интервале абсолютных отметок минус 1220,3-1223,9 м. Граница залежи принята в интервале абс. отметок минус 1220,3 м (ВНК в скважине № 000) и минус 1223,9 м (подошва нефтенасыщенного пропластка в скважине № 000). Пласт опробован в скв.506: из интервала 1446-1454 м (-1211,5-1218,2 м)  получен приток нефти с водой. Присутствие воды можно объяснить заколонными перетоками, т. к. подошва нефтенасыщенной части пласта в этой скважине по материалам ГИС отмечена на абсолютной отметке минус 1218,6 м, а кровля воды на абсолютной отметке минус 1226,4 м.

Коэффициент песчанистости в пределах принятого контура нефтеносности – 0,97, расчлененность – 1,2.

Залежь неполнопластовая, сводовая, субширотного простирания, подстилается подошвенными водами. Размеры залежи в пределах принятого контура ВНК составляют 1,3 Ч 0,55 км, высота - 11 м. Покрышкой служит глинисто-алевролитовая пачка верейского горизонта толщиной более 20 м.

Бобриковский горизонт

К отложениям бобриковского горизонта приурочено два продуктивных пласта: Б2, который занимает основную часть разреза, и Б3, приуроченный к его подошвенной части.

На Алакаевском месторождении в турнейско-бобриковское время происходили сложные процессы осадконакопления, в результате которых осадки бобриковского горизонта откладывались неравномерно, что отразилось на толщине горизонта в целом (21-61 м) и на толщинах пластов Б2 и Б3 в частности.

Пласт Б2

Выделен в верхней части бобриковского горизонта и представлен песчаниками, залегающими в глинисто-алевролитовой пачке. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, мелкозернистого, различной степени крепости. Общая толщина пласта изменяется в широких пределах: от 9,7 до 45,5 м, эффективная – от 0,7 до 36 м.

Залежи нефти приурочены к Алакаевскому и Западно-Алакаевскому куполам. Залежи пластового типа, с обширной водонефтяной зоной. Покрышкой для залежей служит глинисто-алевролитовая толща, залегающая непосредственно под карбонатной пачкой тульского горизонта (репер «плита»).

Алакаевский купол

Залежь нефти открыта в 1959 г. в результате бурения и опробования скв. №9, в которой при перфорации интервала минус 1716,9-1735,9 м был получен приток нефти. Остальные продуктивные скважины вскрыли пласт Б2 на более высоких абсолютных отметках.

Отложения бобриковского горизонта в пределах купола вскрыли 50 скважин, из которых 40 вскрыли нефтенасыщенную часть пласта Б2. Средняя глубина залегания пласта – 1884,4 м. Скв. № 000, пробуренная в центральной части залежи, вскрыла пласт Б2 ниже принятого водонефтяного контакта - на абсолютной отметке минус 1745,9 м. Эта впадина является некомпенсированным прогибом, образовавшимся в результате размыва турнейских отложений.

Общая толщина пласта изменяется от 9,7 до 45,5 м, эффективная от 0,7 до 36 м, суммарная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,7 до 24,4м. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев, толщина которых варьирует в широких пределах - 0,4-36 м. Толщина разделяющих их плотных пропластков изменяется от 0,4 до 13,2 м.

Коэффициент песчанистости - 0,628, расчлененность – 1,98.

Положение водонефтяного контакта по залежи принято по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1741 м и подтверждается результатами опробования скважин. Притоки нефти при опробовании на максимально низких отметках (-1733,5-1735,9 м) получены в скв. №39 и скв. №18.

Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 4,0 Ч 2,0 км, высота залежи – 37,5 м. Залежь пластовая с обширной водонефтяной зоной, размеры которой увеличиваются в западной части Алакаевского поднятия.

Западно - Алакаевский купол

В пределах купола пробурена 21 скважина, из которых 14 вскрыли нефтенасыщенную часть пласта Б2.

Залежь нефти, залегает на глубине 1923 м и состоит из 1-5 проницаемых прослоев толщиной 0,6-27,2 м. Толщина разделяющих их плотных пропластков изменяется от 0,5 до 3,8 м. Общая толщина пласта не выдержанна и составляет 11,2-29,2 м, эффективная – 2,2-27,2 м, а суммарная нефтенасыщенная – 2,2-20 м.

Коэффициент песчанистости - 0,609, расчлененность – 2,1.

По промыслово-геофизическим данным, с учетом результатов опробования, водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1735 м. В скважинах №№23НЗ, 46 и 221, где ВНК определен на абсолютных отметках минус -1734, -1735 и -1735 м соответственно. Перфорирован пласт Б2 был в скв. №69 в интервале минус 1728,7-1729,7 м. Подошва нефтенасыщенного пропластка в этой скважине фиксируется на абс. отм. минус 1732,7 м. Обводнение добываемой продукции наступило через 4 года эксплуатации, что косвенно подтверждает правильность принятого положения ВНК.

Залежь относится к типу пластовых, сводовых с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 1,6 × 1,7 км, высота - 24 м.

Пласт Б3

Промышленная нефтеносность установлена только на Алакаевском куполе. Скважиной-первооткрывательницей явилась скв. № 000, в которой при совместной перфорации с пластом Б2 в 1960 г. получен приток нефти 137 т/сут на штуцере 7 мм. На Западно-Алакаевском куполе признаки нефтенасыщения отмечены в скв.№№ 000 и 600: по промыслово-геофизическим данным здесь выделены нефтенасыщенные прослои толщиной 1,8 и 1,2 м соответственно. Ввиду локальности распространения, оценка запасов на данном куполе не проводилась.

Пласт залегает в подошве бобриковского горизонта на глубине 1908,3 м. По литологической характеристике близок к вышележащему пласту Б2, отделяясь от него 5-10-метровой пачкой глин и глинистых алевролитов, которая служит локальной покрышкой для залежи.

В разрезе пласта присутствует от 1 до 4 прослоев проницаемых песчаников, толщина которых изменяется от 0,4 до 7,2 м. Полное отсутствие коллектора выявлено в скв.№№ 000 и 27. Общая толщина пласта составляет 1,7-13,3 м, суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщины изменяются от 1 до 8,4 м.

Коэффициент песчанистости – 0,565, расчлененность – 1,63.

Водонефтяной контакт ни в одной из скважин не вскрыт и принят на абсолютной отметке минус 1740 м - как усредненное между подошвой нефтенасыщенной части пласта в скв.22 и кровлей водонасыщенного прослоя в скв.19.

Залежь пластовая, литологически экранированная с узкой водонефтяной зоной. Размеры ее в пределах принятого ВНК - 2,45 Ч 1,2 км, высота - 22,6 м.

В эксплуатацию залежь была введена в 1960 г. и разрабатывалась совместно с пластами Б2 и В1.

Турнейский ярус

Пласт В1

Приурочен к кровле турнейского яруса и сложен известняками, мелко - и среднекристаллическими, глинистыми с прослоями глин и доломитов, пиритизированными, органогенными. Пористые разности известняков чередуются с плотными, непроницаемыми карбонатами, залегающими в виде прослоев. В разрезе выделяется до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 14,2 м. Общая толщина пласта не превышает 22,8 м. Покрышкой для залежей нефти служат плотные разности известняка турнейского яруса и глинистые плотные породы визейского яруса.

Промышленные залежи нефти приурочены к собственно Алакаевскому и Западно-Алакаевскому куполам.

Алакаевский купол

Залежь нефти открыта в 1962 г. в результате опробования скв. №25, в которой при перфорации интервала абс. отм. минус 1739,9-1746,3 м был получен приток нефти 35,1 т/сут на штуцере 8 мм.

Из 50-ти пробуренных на куполе скважин – 29 вскрыли нефтенасыщенную часть пласта. В скв. № 000 выявлено полное отсутствие пласта В1, что связано с эрозионно-карстовыми процессами, происходившими на границе турнейского и визейского времени.

Средняя глубина залегания пласта – 1905,1 м. Общая толщина пласта изменяется по скважинам от 1,6 до 20,6 м, суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщины от 0,6 до 14,9 м. В пределах пласта выделяется до 7 проницаемых прослоев. Толщина как проницаемых, так и плотных пропластков варьирует в пределах 0,4-14,2 м.

Коэффициент песчанистости - 0,551, расчлененность – 4,59.

Положение водонефтяного контакта по залежи представляется наклонным: от минус 1748 м до минус 1752 м. ВНК определен по данным ГИС и подтвержден данными опробований и эксплуатации скважин. Водонефтяной раздел по данным ГИС определен на абсолютных отметках минус 1748 м (скв. №№8, 20), –1750 м (скв. №25), –1751 м (скв.№3). Водонасыщенный коллектор отмечается с абсолютных отметок минус 1748,6 м (скв.№ 000), -1749,4 м (скв.№21), -1751,6 м (скв.№ 000), -1752 м (скв.№27).

Перфорация пласта проводилось в скважинах на разных абсолютных глубинах в разные годы. Притоки безводной нефти получены в эксплуатационных скважинах в 1962 г. с наиболее низких отметок в скв. №26 (-1744,9 м) и в скв. №25 (-1746,3 м). Безводный период эксплуатации в этих скважинах длился 9 месяцев (скв. №26) и почти 2 года (скв. №25), суммарная добыча нефти в течение безводного периода составила около 6 тыс. т и 23 тыс. т соответственно. В других скважинах были получены притоки нефти с водой (№№ 000,501,503,508,509 и др.), т. к. опробование проводилось в 1988 г. и позже, т. е. после 26-летней выработки нефти из этой залежи.

Залежь массивная, покрышкой служат плотные разности известняков турнейского яруса и плотные глинистые породы визейского яруса. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,5 Ч 1,4 км, высота залежи – 30,0 м.

Западно-Алакаевский купол

Залежь нефти открыта в 1970 г. при перфорации в скв. № 000, в которой из интервала абс. отм. минус 1742,7-1748,1 м был получен приток нефти дебитом  3 т/сут на штуцере 2,5 мм.

В пределах купола пробурена 21 скважина, из которых 9 находятся в контуре нефтеносности. В половине скважин подошва пласта не вскрыта. Пласт В1 залегает в среднем на глубине 1966,9 м. Общая толщина по скважинам изменяется от 14,7 до 22,8 м, эффективная от 2,1 до 15,6 м, а суммарная нефтенасыщенная – от 0,5 до 15,6м. В разрезе присутствует 1-7 проницаемых пропластка толщиной 0,4-14,2 м. Толщина разделяющих их плотных прослоев изменяется от 0,4 до 13,4 м.

Коэффициент песчанистости - 0,610, расчлененность – 4,40.

Водонефтяной контакт обоснован по данным керна, геофизическим исследованиям скважин и данным эксплуатации залежи на абсолютной отметке минус 1761 м. По материалам опробования безводная нефть на наиболее низких отметках получена в скв. № 000 (-1748,1 м) в 1970 г. Незначительное обводнение добываемой продукции наступило через 3 месяца, но к 1974 г. оно сократилось до 0 %. Подтверждением принятого положения ВНК может также служить опробование скважины № 000. В 1993 г. при нижнем отверстии перфорации минус 1749,6 м был получен приток безводной нефти, обводнение добываемой продукции наступило через месяц в результате прорыва пластовых вод, связанное с эксплуатацией залежи. В скв.№ 000, расположенной в 350 м от скв.№ 000, суммарная добыча нефти по состоянию на 1993 г. составила 95 тыс. т.