Геологическая часть (стр. 2 )

Сакмарский ярус - Pls

Переслаивание сульфатных и карбонатных пород. Толщина 93-139 м.

Артинский ярус - P1ar

Известняки, доломитизированные известняки, доломиты и ангидриты. Толщина 97-202 м.

Кунгурский ярус – Plk

Чередование ангидритов и доломитов, с прослоями известняков. Среди солей и ангидритов встречаются прослои доломитов. Толщина 726-810 м.

Верхний отдел - Р2

Уфимский ярус - Р2u

Доломиты с прослоями ангидритов, редко прослои глин и алевролитов. Толщина 94-120 м.

Казанский ярус - Р2kz

Галогенно-сульфатные отложения: ангидриты, каменная соль. Доломиты и известняки с прослойками глин. Толщина 220-247 м.

Татарский ярус - Р2t

Переслаивание глин, алевролитов и песчаников с прослоями известняков, доломитов, мергелей и гипсов. Толщина 185-232 м.

Мезозойская группа - МZ

Отложения выходят на дневную поверхность. Юрские отложения сохранились на наиболее приподнятых участках рельефа. Переслаивание глин, песчаников, песков, алевролитов и конгломератов. Толщина  200 - 370 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА - Q

Глины известковистые, суглинки и современные аллювиальные отложения, перекрываемые растительно-почвенным слоем. Толщина достигает 8-27 м.

1.5 Нефтегазоносность

Зайкинско-Росташинская зона нефтегазонакопления приурочена к наиболее погруженной юго-западной части Бузулукской впадины и отличается увеличенной мощностью отложений среднего девона. По среднедевонским отложениям рассматриваемый район выделяется в Южно-Бузулукскую палеовпадину, для которой характерен режим длительного непрерывного осадконакопления в эйфельское время. Главными особенностями палеовпадины являются повышенные мощности афонинских карбонатных отложений и терригенных толщ воробьевского и ардатовского горизонтов. С этими отложениями связаны пласты-коллекторы: карбонатный пласт Д5 и терригенные пласты Д4, Д32, Д31, которые являются основными объектами разработки на Росташинском и Конновском месторождениях. Карбонатные и терригенные отложения, содержащие перечисленные пласты-коллекторы, перекрыты мощными глинистыми покрышками, толщины которых составляют около 10 м для ардатовских, 35-40 м для воробьевских и более 10 м для афонинских пластов. Наличие таких покрышек способствовало формированию и сохранению в рассматриваемом районе высокопродуктивных залежей легких, газонасыщенных («летучих») нефтей.

Выше по разрезу промышленные залежи нефти установлены в бобриковских отложениях (пласт Б2).

Всего на месторождениях по данным геофизической интерпретации каротажного материала и результатам испытания поисково-разведочных и эксплуатационных скважин выделено 10 залежей нефти, в т. ч. одна залежь – в пласте Д31, по две залежи – в пластах Б2, Д32 и Д5, три залежи  – в пласте Д4.

В данном дипломе рассматривается пласт Д5 афонийского надгоризонта.

1.6 Геологическое строение пласта Д5

Общая толщина пласта изменяется в небольших пределах 71,0-81,8 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,5 до 15,7 м и составляет в среднем 4,9 м. Коэффициент эффективной толщины равен 0,07, расчлененности – 3,6.

Зона развития коллекторов пласта Д5, к которой приурочена основная залежь, вытянута в субширотном направлении в виде относительно широкой полосы. Основная залежь с юга ограничена разломом, остальные границы контролируются литологическим экраном. Суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 0,5 до 15,7 м и составляет в среднем 4,9 м. Толщина отдельных прослоев коллекторов составляет 0,4-6,1 м (Красч = 1-10). Уровень ВНК основной залежи не вскрыт. По залежи принят условный уровень ВНК на а. о. -4454,5 м. В соответствии с границами тектонического и литологического экранов размеры залежи в пределах ЛУ составляют 5,6-7,8Ч22,0 км, высота – 190 м.

Залежь района скважины 13 (относится к Конновскому участку)

Южный тектонический блок опущен на 60-80 м относительно северного блока, в котором находится скважина 13, Этим блоком и ограничена залежь, вскрытая данной скважиной. В составе пласта Д5, вскрытого скважиной 13, выделяется два проницаемых прослоя толщиной от 0,8 до 2,7 м, суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщина составляет 3,5 м. Уровень ВНК принят условно на а. о. -4410,3 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная, ее размеры: 0,6-1,4Ч4,2 км, прогнозируемая высота залежи с учетом материалов сейсмики около 40 м.

Таблица 1.1

Характеристика залежей пласта Д5

Залежь	Тип залежи	Размеры залежи	Пло-щадь, 103м2	А. о. глуби-ны залега-ния в своде, м	Положе-ние ВНК а. о, м
длина, км	ширина, км	высота, м
основная	тектонически и литологически ограниченная	22	5,6-7,8	190	138826	4264	4454,5
Р-н скв.13	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	4,2	0,6-1,4	40	4003	4370	4410,3

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика пласта Д5

Показатели	Основная залежь	Р-н скв. 13
Средняя глубина залегания кровли, м	4383	4495
Тип залежи	тектонически и литологически ограниченная	пластовая сводовая, тектонически экранированная
Тип коллектора	Карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	107500	4003
Средняя общая толщина, м	75,7	81,8
Средневзвеш. эффективная нефтенасыщенная толщина, м	4,6	3,2
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-	-
Коэффициент пористости, д. ед.	0,083	0,08
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, д. ед.	0,963	0,95
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, д. ед.	-	0,95
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.	0,963	0,95
Проницаемость, Ч10-3 мкм2	9,7	9,7
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,07	0,04
Коэффициент расчлененности, д. ед.	3,6	2
Начальная пластовая температура, оС	90	90

Продолжение таблицы 1.2

Показатели	Основная залежь	Р-н скв. 13
Начальное пластовое давление, МПа	49,2	49,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	<0,15	0,15
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,511	0,567
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,774	0,8
Абсолютная отметка ВНК, м	4454,5*	4410,3*
Объемный коэффициент нефти, д. ед.	2,38	2,36
Содержание серы в нефти, %	0,34	0,69
Содержание парафина в нефти, %	5,5	5,4
Давление насыщения нефти газом, МПа	30,2	31
Газовый фактор, м3/т	607	669
Содержание сероводорода, %	0	0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	-	-
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	-	-
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,169	1,169
Сжимаемость, 1/МПаЧ10-4
нефти	-	34,2
воды	-	-
породы	-	-
Коэффициент вытеснения, д. ед.	0,609	0,609
Коэффициент продуктивности, м3/сутЧМПа	2,4	3,1

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

Основная залежь

По результатам анализа 28 поверхностных проб, плотность нефти равна 0,792 г/см3, вязкость – 2,3 мм2/с, средняя температура начала кипения – 44 оС, выход легких фракций до 300 оС – 68 %, температура застывания – -16 оС. Содержание серы – 0,34 %, асфальтенов – 0,15 %, смол силикагелевых – 3,0 %, парафинов – 5,5 %.

По семи глубинным пробам плотность пластовой нефти равна 0,511 г/см3, сепарированной – 0,797 г/см3, газосодержание – 738,2 м3/т, объемный коэффициент – 2,65,

В составе растворенного газа (по 7 глубинным пробам) содержится 66,62 % метана, 15,90 % – этана, 8,21 % – пропана, 3,95 % – бутанов. Гелий содержится в количестве 0,07 %, углекислота – 0,96 % и азот – 0,74 %. Плотность газа по воздуху – 0,866.

Залежь района скважины 13

По данным поверхностных проб нефть имеет плотность 0,794 т/м3, вязкость – 2,3 мПа·с. В нефти содержатся: парафин (5,4 %), смолы (3,8 %), асфальтены (0,02 %) и сера (0,69 %).

По данным однократного разгазирования глубинных проб плотность нефти в пластовых условиях – 0,567 г/см3, вязкость – 0,15 мПа·с. Давление насыщения составляет 31,0 МПа, газосодержание – 818,3 м3/т.