Без имени (стр. 4 )

Восточная часть складки гипсометрически более погружена, отделяется от центральной части узкой ложбиной и осложнена куполом амплитудой 16 м и с размерами 2,88Ч1,7 км по изогипсе минус 1050 м.

Купол в районе скв.203 по кровле башкирского яруса выражен более четко, оконтуривается двумя изогипсами, а его амплитуда возрастает до 17 м. Кроме того, в юго-восточной части структуры, условно замкнутой изогипсой минус 1060 м, оконтуривается еще один очень небольшой куполок в районе скв.273, который по нижележащим структурным планам представлен структурным носом.

Менее четко по южному склону отображается и структурный нос, который по сравнению со структурной поверхностью по кровле бобриковского горизонта, выполаживается.

Структурный план по кровле верейского горизонта характеризуется еще более пологими очертаниями и представлен брахиантиклинальной складкой широтного простирания, как и по ниже залегающим маркирующим горизонтам. В ее пределах выделяются шесть вершин, которые оконтуриваются изогипсами минус 960 м в пределах западной и центральной частях структуры и минус 970 м на восточном участке.

Асимметрия крыльев структуры сохраняется, но значительно менее выражена.

Углы падения крутого северного крыла сокращаются до 0є 54' на западном и 1є 54' на восточном участках, южного до 0є 36' на западном и центральном участках и до 1є 41' – на восточном.

В пределах условно замкнутой изогипсы минус 980 м размеры складки составляют 16,7Ч2,7 км, а амплитуда равна 24-30 м. Анализируя представленные структурные построения можно сделать вывод о хорошем совпадении структурных планов по отложениям девона, нижнего и среднего карбона при некотором общем сокращении амплитуды основных поднятий вверх по разрезу.

По своему генезису залежи нефти продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения, в основном, приурочены к ловушкам структурного типа и занимают присводовые части структуры. Исключение составляют пласты А-2, А-3, Б-0 и ДК, залежи нефти которых связаны с ловушками литологического типа, приуроченных к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (пласты А-2 и А-3), к песчаным образованиям русел палеорек (пласт ДК) и к участкам как замещения, так и выклинивания коллекторов (пласт Б-0).

1.6 Геологическое строение продуктивных пластов

Белозерско-Чубовское месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлена 41 нефтяная залежь в 8 продуктивных пластах [1].

Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3), башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона. Все выделенные по участкам геологические объекты представлены ниже (табл. 2.1).

Положение ВНК по залежам определялось по материалам ГИС, керна и опробования скважин в колонне. Большинство скважин добывающего фонда на месторождении бурилось кустовым методом, поэтому удлинения по ним превышали 150 м. Колебания в высотных отметках начального ВНК связаны не только с литологическим фактором, но и с техническими погрешностями замеров кривизны в наклонно-направленных скважинах. Для определения ВНК использовались скважины с удлинением 30 м и менее.

Башкирский ярус

Пласт А-4

Продуктивный пласт А-4 башкирского яруса залегает в верхней части башкирского яруса. По данным описания керна представлен карбонатными породами-известняками органогенно-обломочными, массивными, крепкими, плотными, кристаллически-зернистыми, участками афанитовыми. Коллектором пласта являются прослои пористых, нефтенасыщенных или водонасыщенных известняков, разделенные плотными известняками.

Пласт А-4 характеризуется прерывистостью площадного распространения проницаемых пропластков и расчлененностью по разрезу.

Залежи нефти пласта А-4 приурочены к куполовидным поднятиям, осложняющим западную, центральную и восточную части брахиантиклинальной складки, а также к небольшим куполам в районе расположения скв.203, 273.

Покрышкой для залежей нефти служит, залегающая в подошвенной части верейского горизонта, пачка отложений, представленная терригенными породами, преимущественно глинами толщиной 6-10 м. Общая толщина пласта по площади месторождения выдержана и составляет 27-47 м. Коллектор пласта распространен по площади месторождения повсеместно (Графические приложения, Листы 8, 9).

Пласт А-4 Западный участок

Продуктивный пласт А-4 выделяется на средней глубине 1100 м. Подстилается пласт пачкой плотных известняков.

В контуре нефтеносности пробурено 44 скважины.

Общая толщина пласта выше положения ВНК составила 0,5-35,3 м, эффективная и нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 0,5-8,3 м.

В разрезе нефтеносной залежи количество проницаемых пропластков составляет, как правило, 2-3, в ряде скважин достигая 6-7-и. Толщина плотных пород, разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,3 до 15,9 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,43, расчленённость – 3,1.

Залежь нефти пласта А-4 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.18, 20, 35, 201, 225), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования поисковой скв.20 в июле 1959 г., где из интервала перфорации 1080-1083 м (абс. отм. минус 1041,6-1044,6 м) был получен безводный приток нефти, отобранный с помощью свабирования и тартания желонкой.

Кроме того промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне поисковых скв.18, 22, 26 и эксплуатационных скв.104, 111b, 129, 431. В результате опробования скв.22, 129 были получены притоки нефти дебитом 0,19-1,5 т/сут. В скв.18, 26, 104, 111b, 431 были получены притоки нефти с водой дебитом и обводнённостью 28 м3/сут – 94%, 7,7 т/сут по жидкости – 95%, 0,86 м3 – 25%, 37 м3/сут по жидкости – 96%, 3,5 т жидкости – 20%, соответственно.

По материалам ГИС граница водонефтяного раздела не фиксируется. Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м, по подошве нефтенасыщенного коллектора пласта А-4 в скв.23, 35, 102, 115, 226 и кровли водонасыщенного коллектора в скв.15, 25, 116, 132, 225, 226, 403, 107b в интервале абсолютных отметок минус 1048,6-1051,6 м. В скв.7, 401, 408, 411, 415, 434 вскрыт текущий контакт.

По залежи принято среднее положение ВНК на абс. отм. минус 1050 м.

Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.

Нефтяная залежь массивного типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 17,8Ч2,6 км, высота в среднем составляет 34,5 м.

Пласт А-4 район скв.203

Продуктивный пласт А-4 выделяется на средней глубине 1113 м. Подстилается пласт пачкой плотных известняков.

В контуре нефтеносности пробурено три скважины.

Общая толщина пласта выше положения ВНК составила 12,2-13,8 м, эффективная и нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 4,2-6,1 м.

В разрезе нефтеносной залежи количество проницаемых пропластков составляет 3-4. Толщина плотных пород, разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 0,8 до 8 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,38, расчленённость – 3,3.

Залежь нефти пласта А-4 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.203), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования эксплуатационной скв.407 в феврале 1993 г., когда из интервала перфорации 1111-1114,5 м (абс. отм. минус 1036,7-1040,2 м) был получен приток нефти.

По материалам ГИС граница водонефтяного раздела не фиксируется. Положение ВНК принято по подошве нефтенасыщенного коллектора пласта А-4 в скв.203 на абс. отм. минус 1049,6 м. В скв.203 вскрыт текущий контакт.

Нефтяная залежь массивного типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 1,1Ч1 км, высота в среднем составляет 17,2 м.

Пласт А-4 Центральный + Восточный участок

Продуктивный пласт А-4 выделяется на средней глубине 1177 м. Подстилается пласт пачкой плотных известняков.

В контуре нефтеносности пробурено 140 скважины.

Общая толщина пласта выше положения ВНК составила 1-36,6 м, эффективная и нефтенасыщенная в пределах залежи составляет 1-15,4 м.

В разрезе нефтеносной залежи количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 11. Толщина плотных пород, разделяющих проницаемые пропластки, изменяется от 1,1 до 20,4 м. Коэффициент доли коллектора составляет 0,48, расчленённость – 4,6.

Залежь нефти пласта А-4 была выявлена по данным ГИС, керна (скв.3, 5, 6, 19, 33, 36, 40, 43, 44, 45, 123, 125, 207, 229, 265), опробования. Залежь нефти была открыта по результатам опробования разведочной скв.40 в июле 1962 г., когда из интервала перфорации 1105,2-1115 м (абс. отм. минус 1027,7-1037,5 м) был получен приток нефти 2 м3/сут на уровне 909 м.

Кроме того промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне разведочных скв.43, 44, 45 и эксплуатационных скв.40, 121, 123, 124, 125, 130, 134, 141, 160, 171, 173, 209, 215, 264, 270, 307, 405, 421, 422, 425, 510, 515. В результате опробования скв.40, 43, 45, 121, 123, 124, 125, 130, 134, 141, 153, 160, 171, 173, 209, 212, 215, 264, 270, 307, 405, 422, 421, 425, 510, 515 были получены притоки нефти дебитом от 0,9 до 67,5 м3/сут. В скв.44, 131, 158, 210, 211, 218, 228, 315, 406, 412, 420, 424, 500, 505 были получены притоки нефти с водой дебитом и обводнённостью 0,46 м3 – 55% в ИПУ 823-819 м, 0,376 м3/сут по жидкости – 45%, 4,5 т/сут – 92,8%, 0,286 т/сут – 96,5%, 2 т/сут – 91,1%, 23 т/сут – 10%, 1,55 т/сут – 50%, 2 т/сут – 84%, 1,3 т/сут – 36%, 1,3 т/сут – 85,4%, 5 т/сут – 24%, 32 м3/сут жидкости в ИПУ 462-286 м, 6,1 т/сут – 47%, 4,3 т/сут – 56%, соответственно. В скв.3 (поисковой), 162, 275, 441 был получен приток воды с плёнкой нефти.

По материалам ГИС граница водонефтяного раздела не фиксируется. Положение ВНК учитывалось по вертикальным скважинам с удлинением до 30 м, по подошве нефтенасыщенного коллектора пласта А4 в скв.6, 12, 53, 75, 122, 153, 160, 168, 174, 175, 208, 210, 212, 240, 241, 242, 258, 264, 268, 300, 307, 308, 424, 433, 456, 107ch и кровли водонасыщенного коллектора в скв.3, 5, 6, 12, 31, 33, 34, 36, 40, 41, 72, 75, 76, 122, 125, 126, 157, 215, 239, 240, 265, 268, 406, 413 в интервале абсолютных отметок минус 1059,6-1070,6 м. Безводные притоки нефти получены при опробовании пласта А-4 в колонне скв.43, 53, 160. Результатами опробования подтверждена абсолютная отметка нефтенасыщенного пласта минус 1066,6 м (скв.43). Колебание отметок вызвано неравномерным характером нефтенасыщения в подошвенной части залежи, что, в свою очередь, обусловлено возрастанием неоднородности, что привело к увеличению расчлененности пласта и развитию экранных эффектов, предопределивших неравномерный характер насыщения коллектора. Кроме того, наличие в некоторых скважинах известняков со стилолитовыми образованиями, по данным керна, заполненными глиной или глинисто-битуминозным веществом, также приводит к экранным эффектам. В скв.176, 269, 315, 412, 421, 425, 450,501, 502, 506, 515, 610, 707, 708 вскрыт текущий контакт.