Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Четвертичные отложения (Q), развитые на водоразделах и по склонам долин, представлены глинами и суглинками коричневато-бурыми и желто-бурыми.
Современные отложения, развитые по руслам рек и оврагов, подразделяются на аллювиальные и делювиальные.
Аллювиальные отложения представлены, в основном, грубозернистыми песками, делювиальные – суглинками и глинами бурых и желто-бурых цветов.
Мощность четвертичных образований достигает 11 м.
1.4 Тектоника
В региональном тектоническом плане месторождение расположено в пределах Елховско-Боровского приразломного вала Сокско-Шешминской системы валов Сокской седловины, осложняющего южный борт Сергиевско-Абдуллинского авлакогена. В структурном плане оно приурочено к асимметричной складке субширотного простирания, с крутым погружением южного крыла (до 25о) и пологим северным (до 3о).
По отложениям нижнего карбона рассматриваемая площадь расположена в осевой части Камско-Кинельской системы прогибов, выполненной мощной толщей терригенных отложений радаевского и елховского горизонтов.
Ивановское и Горькоовражное поднятия прослеживаются по всем маркирующим горизонтам. Структурные планы девонских и каменноугольных отложений сопоставимы и имеют незначительное выполаживание вверх по разрезу. Дизъюнктивных нарушений в пределах исследуемого района выявлено не было, что свидетельствует о преимущественно седиментационной и эрозионной природе формирования ловушек углеводородов (рис. 1.2).
Выкопировка из обзорной карты тектонического и нефтегеологического районирования Самарской области
Рис. 1.2
1.5 Геологическое строение продуктивных пластов
Промышленная нефтеносность на Ивановском месторождении установлена в залежах пласта Д-I пашийского горизонта, ДК кыновского горизонта франского яруса верхнего девона, а также пластах С-IV, С-III, C-II радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Кроме того, по промыслово-геофизическим исследованиям выделяются залежи пласта С-II/ радаевского горизонта и C-IА, C-I, C-I/ бобриковского горизонта.
В пределах месторождения выделяется два поднятия: Ивановское, осложненное двумя куполами - западным и восточным, и Горькоовражное.
Залежи нефти продуктивных пластов С-II/ и C-I/ локализуются только на Ивановском поднятии, пласт ДК продуктивен только на Горькоовражном поднятии.
Основные сведения, характеризующие строение залежей нефти продуктивных пластов Ивановского месторождения приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Основные сведения, характеризующие строение залежей нефти продуктивных пластов Ивановского месторождения
Пласт, купол | Глубина залегания, м | Толщина пласта, м | Тип кол-лектора | Принятая граница залежи, абс. отм. м | Размеры залежи, км | Высота залежи, м | Тип залежи | Коэффи-циенты | |||
общая | эффективная | Нефтенасыщ. | песчанистости | расчлененности | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
Ивановское поднятие | |||||||||||
Д-I Западный купол | 2265 | 4,8 | 4,8 | 3,5 | терриг. | -2066 | 1,2х1,2 | 15,8 | пластовая | 1 | 1 |
Д-I Восточный купол | 2265 | 9,6 | 9,2 | 8,6 | терриг. | -2066 | 4,2х1,4 | 16,9 | пластовая | 0,96 | 1,3 |
C-IV Западный купол | 1587 | 6,1 | 5,8 | 5,8 | терриг. | -1392 | 1,4х1,0 | 10,3 | неполно-пластовая | 0,97 | 1,3 |
C-IV Восточный купол | 1600 | 3 | 3 | 3 | терриг. | -1397 | 3,0х1,2 | 6,1 | неполно-пластовая | 1 | 1 |
C-III Западный купол | 1577 | 6,7 | 6,5 | 6,5 | терриг. | -1386,6 | 1,7х1,2 | 13 | пластовая | 0,97 | 1,7 |
C-III Восточный купол | 1590 | 5,9 | 5,2 | 2,5 | терриг. | -1383 | 3,0х1,2 | 6,1 | пластовая | 0,89 | 1,5 |
C-II | 1570 | 8,1 | 6,7 | 6 | терриг. | -1373 | 5,8х1,4 | 14 | пластовая | 0,87 | 1,6 |
C-II/ р-он скв. 4 Восточный купол | 1557 | 2,6 | 2,6 | 2,6 | терриг. | -1356,4 | 0,7х0,5 | 3,2 | неполно-пласт., лит. экран. | 1 | 1 |
C-II/ р-он скв. 43 Восточный купол | 1573 | 2,2 | 2,2 | 2,2 | терриг. | -1358,4 | 1,0х0,5 | 3,4 | пластовая лит. экран. | 1 | 1 |
C-II/ р-он скв. 45 Восточный купол | 1575 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | терриг. | -1364 | 0,9х0,7 | 2 | пластовая лит. экран. | 1 | 1 |
C-Ia Западный купол | 1549 | 5,7 | 5,2 | 5,2 | терриг. | -1352,1 | 0,5х0,4 | 5,7 | неполно-пласт., лит. экран. | 0,91 | 2 |
C-Ia Восточный купол | 1557 | 2,7 | 2,7 | 2,1 | терриг. | -1346 | 0,8х0,4 | 3,4 | пластовая лит. экран. | 1 | 1 |
C-I Западный купол | 1494 | 3 | 2,6 | 2,6 | терриг. | -1297,9 | 1,1х0,7 | 7 | Неполно-пластовая | 0,91 | 1,5 |
Продолжение таблицы 1.1
C-I Восточный купол | 1499 | 4,5 | 3,7 | 3,7 | терриг. | -1300 | 2,0х1,0 | 10 | Неполно-пластовая | 0,91 | 1,4 |
C-I/ Западный купол | 1476 | 2,1 | 1,8 | 1,8 | терриг. | -1287,1 | 0,8х0,4 | 3 | пластовая | 0,85 | 1,5 |
C-I/ Восточный купол | 1503 | 5 | 5 | 2,7 | терриг. | -1293 | 1,5х1,0 | 8,1 | пластовая | 1 | 1 |
Горькоовражное поднятие | |||||||||||
Д-I | 2220 | 15,9 | 13,6 | 1,7 | терриг. | -2040,2 | 1,7х1,3 | 10 | пластовая | 0,86 | 4 |
ДК | 2240 | 4,6 | 4,6 | 4,6 | терриг. | -2033,1 | 2,3х1,2 | 25 | пластовая лит. экран. | 1 | 1 |
C-IV | 1577 | 3,7 | 3,7 | 3,7 | терриг. | -1381 | 1,3х0,7 | 4 | неполно-пластовая | 1 | 1 |
C-III | 1570 | 3,3 | 3,3 | 2,7 | терриг. | -1383 | 2,5х1,7 | 13 | пластовая | 1 | 1 |
C-II | 1538 | 8,5 | 8,5 | 8,5 | терриг. | -1352 | 3,3х1,9 | 12 | неполно-пластовая | 1 | 1 |
C-IА | 1525 | 1,7 | 1,7 | 1,7 | терриг. | -1336 | 2х1,7 | 6 | пластовая | 1 | 1 |
C-I | 1472 | 3 | 3 | 3 | терриг. | -1280 | 1,9х1,7 | 10 | неполно-пластовая | 1 | 1 |
1.6 Фильтрационно-емкостные характеристики пород
В таблице 1.2 приведены фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов продуктивных пластов Ивановского месторождения. Как видно из таблицы, высокими значениями пористости 17-24% характеризуются почти все пласту месторождения. Низким значением пористости 14% характеризуются пласты C-IА и Дк Горькоовражного поднятия.
Для всех пластов месторождения характерна высокая начальная нефтенасыщенность 79-93%.
Фильтрационная характеристика по пластам месторождения находится в пределах 108-1687 мДа. Низкими значениями проницаемости характеризуются пласты C-IА и Дк Горькоовражного поднятия 38 и 51 мДа соответственно по пластам.
Таблица 1.2
Расчетные значения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения
Пласт | Участок | Пористость, доли ед. | Проница-емость, мкм2. | Начальная нефтенасы-щенность, доли ед | Коэффи-циент вытеснения, доли ед. |
Ивановское поднятие | |||||
C-I/ | Восточный, р-н скв. 4 | 0,21 | 0,728 | 0,93 | 0,605 |
C-I/ | Восточный, р-н скв. 43 | 0,21 | 1,092 | 0,93 | 0,612 |
C-I/ | Западный | 0,21 | 0,533 | 0,9 | 0,587 |
C-I | Восточный | 0,2 | 0,553 | 0,9 | 0,587 |
C-I | Западный | 0,19 | 0,215 | 0,93 | 0,585 |
C-IА | Восточный | 0,21 | 0,715 | 0,87 | 0,578 |
C-IА | Западный | 0,22 | 1,192 | 0,81 | 0,556 |
C-II/ | Восточный, р-н скв. 4 | 0,24 | 1,183 | 0,87 | 0,587 |
C-II/ | Восточный, р-н скв. 43 | 0,17 | 0,119 | 0,85 | 0,534 |
C-II/ | Восточный, р-н скв. 45 | 0,18 | 0,108 | 0,79 | 0,496 |
С-II | − | 0,24 | 1,464 | 0,88 | 0,595 |
C-III | Восточный | 0,19 | 0,756 | 0,89 | 0,603 |
C-III | Западный | 0,19 | 0,756 | 0,89 | 0,603 |
C-IV | Восточный | 0,23 | 0,943 | 0,9 | 0,613 |
C-IV | Западный | 0,24 | 0,943 | 0,9 | 0,613 |
Д-I | Восточный | 0,17 | 0,307 | 0,89 | 0,628 |
Д-I | Западный | 0,18 | 0,407 | 0,87 | 0,630 |
Горькоовражное поднятие | |||||
С-I | − | 0,2 | 0,656 | 0,89 | 0,586 |
C-IА | − | 0,14 | 0,038 | 0,84 | 0,505 |
C-II | категория запасов С1 | 0,23 | 1,687 | 0,92 | 0,615 |
C-II | категория запасов С2 | 0,23 | 1,687 | 0,92 | 0,615 |
C-III | − | 0,19 | 0,756 | 0,82 | 0,569 |
C-IV | − | 0,23 | 0,943 | 0,9 | 0,613 |
ДК | − | 0,14 | 0,051 | 0,84 | 0,533 |
Д-I | − | 0,17 | 0,307 | 0,89 | 0,628 |
1.7 Свойства и состав пластовых флюидов
Свойства и состав нефти и газа
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
