Бухарское месторождение

Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43.6-63.7%), средне- и сильнопесчанистые (11.2-44.7%), слабоглинистые (2.2-5.3%) с небольшой примесью средне- и  мелкоалевритовой фракции (1.5-8.1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21.2%, проницаемость – от 9.6 до 109.9 ^. 10^-3 мкм².

Пористость коллекторов пашийских  отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19.7% и 20.5%, нефтенасыщенность соответственно 71.9 и 81.6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну  и результатам  гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.4. Для проектирования взято среднее значение по результатам ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0.13 мкм². Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0.115, 0.55 и 0.013 мкм². Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый. Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости: - 19.6%, нефтенасыщенности – 74.3%, проницаемости – 0.126 мкм², представленным в таблице 1.4.  Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19.3 м, средняя нефтенасыщенная – 2.2 м, эффективная – 3.0 м. Коллекторы характеризуются  высокой неоднородностью – расчлененность 1.852, высоким значением песчанистости – 0.712 . Характеристика толщин и показатели неоднородности приведены в таблицах 1.2 и 1.3. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

Карбонатные породы бурегско-семилукского возраста изучены слабо. На Бухарском  месторождении керн из этих отложений не отбирался.

По результатам анализов керна  по скважинам Зеленогорской и  Павловской площадей в бурегско-семилукских отложениях развиты коллекторы порово-трещинного и каверново-порово-трещинного типов.

По описанию кернового материала отложения семилукского горизонта представлены, в основном, известняками плотными, перекристаллизованными, трещиноватыми с включениями кальцита. Для отложений бурегского горизонта  характерно наличие разнозернистых перекристаллизованных известняков с прослойками глинистых и плотных разностей.

В разрезе семилукских отложений  выделяется 3 пласта, индексируемые как Дсм-3, Дсм-2, Дсм-1. На месторождении, в основном, развит первый из них. Он сложен известняками темно-серыми, брекчиевидными, битуминозными, разнозернистыми, перекристаллизованными с прослоями мергелей и характеризуется более высокими коллекторскими свойствами.    От отложений

бурегского возраста пласт Дсм-3 отделен глинисто-карбонатной пачкой мощностью от 3 до 6 м, который является надежным флюидоупором для пластов семилукского горизонта.

В бурегских отложениях выделяется 4 пласта: Дбр-4, Дбр-3, Дбр-2, Дбр-1, последний  их которых нефтеносен.

Коллекторские свойства пород бурегско-семилукского  возраста определены только по ГИС, а проницаемость только по гидродинамическим исследованиям  по 2 скважинам, которые представлены в таблице 1.4.

Общая толщина бурегско-семилукских  отложений составляет 61.5 м, нефтенасыщенная  – 7.3 м, эффективная – 7.3 м. Водонасыщенные пласты отсутствуют.

Продуктивные отложения заволжского возраста вскрыты только в 2 скважинах, представлены чередованием проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Керном не охарактеризованы, по ГИС средняя пористость составила 9.7%, нефтенасыщенность – 68%, проницаемость 0.0265 мкм². Коллекторы низкоемкие, низкопроницаемые.

Общая толщина заволжских отложений  составила в среднем 59.5 м, нефтенасыщенная  – 14.9 м. Среднее количество продуктивных прослоев – 9.25. Песчанистость  низкая – 0.235. Тип коллектора – трещинно-поровый. Раздел между нефтенасыщенными пластами малевского и заволжского горизонтов варьирует от 4 до 8 м и представлен плотными карбонатными породами. Значения приведены в таблицах 1.2 – 1.4.

В разрезе турнейского яруса  продуктивными являются, в основном, кизеловские отложения, за исключением Верхне-Налимовского участка, где нефтеносны все горизонты: кизеловский, черепетский, упинский и малевский, которые представляют собой единый нефтяной резервуар. Сложены они известняками. Карта общих нефтенасыщенных толщин в приложении 3.

Коллекторские свойства определены  как по керну (проницаемость 0.0142 мкм², пористость – 9.1%, нефтенасыщенность – 62.5%), так и по результатам геофизических исследований (проницаемость 0.0269 мкм², пористость – 10.5%,

 нефтенасыщенность – 76.9%). Среднее  значение проницаемости, определенное по результатам гидродинамических исследований, низкое – 0.001982 мкм². Результаты всех трех видов исследований характеризуют коллекторы как низкоемкие и низкопроницаемые.

Коллекторы верхнетурнейского  подъяруса относятся к поровому типу. Нижние границы значений пористости и проницаемости, принятые для разделения коллектор-неколлектор, равны; Кпор.=8.5%, Кпрон.=0.001 мкм².

Общая толщина продуктивных турнейских отложений в среднем составляет 28.3 м, средняя суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев – 12.6 м. Количество прослоев в среднем – 5.667, песчанистость – 0.273, что указывает на невыдержанность по разрезу и высокую неоднородность.

Покрышкой для залежей нефти  служат глинистые породы елховско-радаевского  возраста мощностью от 1.0 до 4.0 м.

Терригенные отложения бобриковского  горизонта характеризуются резкой фациальной изменчивостью разреза, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых  пластов, значительным изменением толщин, как всей толщи, так и отдельных пачек.

Песчаники сложены зернами кварца, угловато-окатанной формы, сортировка средняя, неравномерными пятнами – плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (37.3-76.1%), с небольшим содержанием среднезернистой псаммитовой фракции (0-5.2%), алевритистые. Цемент регенерационный и контактовый.

Алевролиты сложены зернами  кварца угловатой и угловато-окатанной  формы, размером 0.03-0.21 мм. Сортировка средняя, участками плохая. Упаковка средняя. По данным гранулометрического состава содержание среднезернистой псаммитовой фракции изменяется в пределах 0.1-0.6%, мелкозернистой псаммитовой – 5.0-58.5%, крупнозернистой алевритовой – 25.6-79.5%, среднемелкозернистой алевритовой – 4.6-17.3%, пелитовой – 6.4-28.2%. Тип цемента идентичный цементу в песчаниках.

Тип коллектора поровый. Коллекторские  свойства пород, слагающих «врезовый» пласт Сбр0 и пласт СбрI различаются. Так, пористость в продуктивной части пласта СбрI по ГИС равна 21.5%, Сбр0 – 22.3%, нефтенасыщенность соответственно – 73.8% и 77.8%, проницаемость – 0.267 мкм² и 0.368 мкм². Это указывает на более высокие емкостно-фильтрационные свойства пород пласта Сбр0. По горизонту в целом характеристика коллекторских свойств по керну, ГИС и гидродинамическим исследованиям представлена в таблице 1.4. Терригенные коллекторы бобриковского возраста можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым.

Кондиционные значения пористости и проницаемости, обоснованные и  принятые при подсчете запасов нефти, составили 13% и 0.007 мкм². Следует отметить, что по всем параметрам наблюдается довольно значительный диапазон изменений, как по керновым материалам, так и по ГИС, что указывает на значительную литолого-петрографическую неоднородность рассматриваемых отложений.

Таким образом, терригенные коллекторы отложений верхнего девона и бобриковского горизонта нижнего карбона относятся к высокоемким, высокопроницаемым, карбонатные коллекторы – к низкоемким и низкопроницаемым. Тип коллекторов по всему продуктивному разрезу, в основном, поровый, реже порово-трещинный.

Продуктивные пласты характеризуются  невыдержанностью по разрезу и высокой неоднородностью.

Материалом для литолого-петрографических исследований и петрофизических связей послужил керн, отобранный всего из 8 скважин, что крайне мало. Следует отметить отсутствие исследований по керну по отложениям бурегско-семилукского возраста, которые и так являются малоизученными всеми видами геолого-геофизических исследований и недоразведанными. Поэтому во вновь бурящихся скважинах для уточнения емкостно-фильтрационных характеристик рекомендуется отбор кернового материала  продуктивных интервалов пластов по всему разрезу скважин.

Коэффициент вытеснения нефти водой рассчитывают по формулам 1.1 – 1.3. Для пород пашийского и кыновского горизонтов:

Квыт = 1 – 0,6868 · Кпр^-0,1118               (1.1)

Турнейский ярус:

   Квыт = 1 - 1,058  · Кпр ^-0,1658               (1.2)

Бобриковский горизонт:

                           Квыт = 1 -  1,521 · Кпр^-0,1664               (1.3)

где    Квыт –  коэффициент вытеснения нефти водой, д. ед;

Кпр – проницаемость  по воздуху, 10^-3мкм².

 

2.3. СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ,  ГАЗА И ВОДЫ.

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и  поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3  и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Всего по Бухарскому месторождению  проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому  горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениям соответственно.

Нефти пашийского горизонта.

Исследование свойств  нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 4 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб, следующие: давление насыщения –7,56 МПа, газосодержание  - 57,6 м³/т, объемный коэффициент -  1,1411, динамическая вязкость нефти составляет 6,6

                                                                                                                                         

мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 815,4 кг/м³, сепарированной – 869,4 кг/м³.

По данным анализов поверхностных  проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,85 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 16,8 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти кыновского горизонта.

Исследование свойств  нефти кыновского горизонта в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 14 проб, следующие: давление насыщения – 7,25 МПа, газосодержание  - 59,28 м³/т, объемный коэффициент -  1,1501,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,45 мПа ^.с. Плотность пластовой нефти – 823,1 кг/м³, сепарированной – 872,25 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы –1,78 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 18,6 ^. 10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти бурегского горизонта.

Исследование свойств  нефти бурегского горизонта в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 2 проб, следующие: давление насыщения – 7,0 МПа, газосодержание  - 50,7  м³/т, объемный коэффициент -  1,124,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 7,39 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 826,3 кг/м³, сепарированной – 899,3 кг/м³. По содержанию серы – 4,4  % масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 46,4 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти турнейского  яруса.

Исследование свойств  нефти турнейского яруса в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие:

давление насыщения  – 4,99 МПа, газосодержание  - 18,6  м³/т, объемный коэффициент -  1,058,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 13,3 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 853,9 кг/м³, сепарированной – 877 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 4,7 % масс.  нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 53,4 ^.10^-6 м²/с , данные представлены в таблице 1.5.