Архангельское месторождение

1 Общие сведения о месторождении

Архангельское нефтяное месторождение в административном отношении находится на землях Чистопольского района Татарстана, с pазвитойинфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. В 70 км к востоку от месторождения проходит с севера на юг железная дорога, связывающая города Набережные Челны и Бугульму. Связь района месторождения с райцентром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск и пересекает северную часть месторождения с запада на восток. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года. В 3 км к северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметьевское месторождение, подготовленное к разработке, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское разрабатываемое, с востока Урганчинское, подготовленное к разработке, нефтяные месторождения [9].

Архангельское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона и карбонатные породы девона, нижнего и среднего карбона.

Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному. Для него типичны сглаженные увалистые формы.

Архангельском месторождении выявлено 123 залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и онтролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высоко­минерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.

Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности" нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.

По количеству запасов Архангельское месторождение относится к классу средних. Месторождение было открыто в 1974 году и введено в промышленную разработку в 1980 году.

На Архангельском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (отложения верейского, башкирского и тульского возрастов) и возвратных один (отложения турнейского яруса). Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Cистемазаводнения на тульском и верейском объектах линейная внутриконтурная в сочетании с законтурной; разработка турнейских залежей на естественном режиме; на башкирских отложениях проведение опытной эксплуатации. С целью увеличения КИН проведение ОПР по циклической закачке; по влажному внутрипластовому горению на залежах в тульских отложениях; испытание комбинированной технологии на одном элементе верейского объекта эксплуатации.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ

2.1 Характеристика геологического строения

Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом С_КШ-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками, которые переслаиваются с известняками уплотненными. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м, имея средние значения 1.5-2 м. Количество прослоев в пласте колеблется от 1 до 2.

Тип коллектора поровый. Пласт С_КШ-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.

Покрышкой для продуктивного пласта являются уплотненные загипсованные известняки, переслаивающиеся с мергелями и доломитами верхней части каширского горизонта.

В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как С_ВР-1 - С_ВР-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Наиболее выдержанными по площади являются пласты С_ВР-2 и С_ВР-3. Остальные пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, замещаясь уплотненными глинистыми известняками.

Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м. Количество нефтенасыщенныхпропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1 .

Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м. За счет систем трещин, пересекающих их перемычек выклинивания, пласты - коллекторы находятся в гидродинамической связи.

Покрышкой для башкирских залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса и в подошвенной - верейского горизонта.

В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С_{1 ТЛ-1} - С_{1 ТЛ-4}. Наиболее распространенным является пласт С_{1 ТЛ-4}, залегающий в верхней части горизонта. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Пласт распространен повсеместно, лишь на юго-западе он замещен плотными породами или отсутствует. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и средне-сцементированными.

В алексинском горизонте прослеживается один пласт - коллектор С_{1 АЛ}, сложенный известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 2,8 м, средняя – 1,3 м.

Количество прослоев в пласте от 1 до 9. Пласт отделяется от нижележащего пласта С_{1 ТЛ-3} пачкой аргиллитов и репером С_КР-ТЛ, который прослеживается почти во всех скважинах. Суммарная толщина этой плотной пачки изменяется от 1 до 7 м. Покрышкой для тульской залежи служит толща аргиллитов, которые находятся в кровле тульского горизонта и плотных карбонатных пород алексинского горизонта.

Пласты - коллекторы С_{1 ТЛ-1} и С_{1 ТЛ-2} сложены песчаниками и алевролитами, которые чередуются с аргиллитами. Наиболее выдержан по площади пласт С_{1 ТЛ - 2}. Пласт С_{1 ТЛ-1} встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине (0,8 – 1,6 м). Разделяются пласты глинистой пачкой толщиной 1,2 – 3,6 м. Ограниченность распространения пласта С_{1 ТЛ-1} по площади месторождения, а также незначительная толщина разделяющих пласты плотных пород позволяет рассматривать пласты как единый С_{1 ТЛ1+2}. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 10,8 м, составляя в среднем 3,1 м. Количество прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент расчлененности ( К _Р ) равен 1,1. Развит пласт С_{1 ТЛ-1+2} в виде линз на крыльях поднятий, лишь на юге - западе месторождения пласт имеет площадное распространение.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С_1БР-1 и С_1БР-2. Наиболее выдержанным из них является пласт С_1БР-2. Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенныхпропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.

Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.

В отложениях турнейского яруса выделяется 4 пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упино-малевскому и заволжскому горизонтам.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса – поровые, прослоями трещинно-поровые. В черепетских отложениях наблюдаются неравномерная перекристаллизация, ухудшившая коллекторские свойства, а в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Пористо - проницаемые прослои сообщаются между собой за счет слияния и зон трещиноватости, образуя единый резервуар. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса - поровые, прослоями трещиновато - поровые, в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат плотные глинистые породы визейского яруса и плотные известняки из кровельной части турнейского яруса.

2.2 Основные параметры пласта

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Основные параметры по разным вида исследований приведены в таблице 1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.

Таб. 1 Значения исследований по основным характеристикамколлекторских свойств пластов

Верейскийгоризонт

По продуктивным карбонатным отложениям наибольшее число значений проницаемости и по геофизическим, и лабораторным исследованиям находятся в интервале 0-50 мД.

Карбонатная толща турнейских и башкирских отложений имеет сложное литолого-петрографическое строение. Это выражается в неравномерном чередовании пористо-проницаемых и плотных пород. Поэтому эти отложения являются наиболее неоднородными по коллекторским свойствам. Их можно характеризовать как среднеёмкие, и низко и среднепроницаемые.

Продуктивные отложения верейского горизонта более однородны по своему литологическому составу, поскольку сложены, в основном, одной разностью известняков, имеющих высокие коллекторские свойства. Значительное количество лабораторных определений коллекторских свойств пластов верейского горизонта дает основание характеризовать их наиболее достоверно как среднеемкие, средне и высокопроницаемые.

По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым.

Как показывают результаты анализов, значения пористости, определенные по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям, почти идентичны. Пласты тульского горизонта сложены слабосцементированными песчаниками, разрушающими при бурении, поэтому керновый материал здесь малопредставительный. Чаше им охарактеризованы уплотненные прослои и, видимо, параметры пластов несколько занижены. Поэтому при подсчете запасов и проектировании принять значения пористости и нефтенасыщенности, определенные по геофизическим материалам, позволяющие проследить изменение коллекторских свойств пластов как по разрезу, так и по площади по каждой скважине.

По всем проектируемым объектам приняты значения проницаемости, определенные при гидродинамических исследованиях скважин.

2.2.2 Толщина пластов

Средние толщины пластов приведены в таблице 2. Наиболее резкие изменения суммарных нефтенасыщенных толщин пластов прослеживаются в тульских и башкирских отложениях. Продуктивная толща турнейского яруса представляют собой массивный резервуар, состоящий из переслаивающих пористых и плотных разностей пород.

Таблица 2- Средние значения толщин пластов

Количество пористых нефтенасыщенных прослоев в коллекторах изменяется от 1 до 13, толщина их колеблется от 0,6 до 3 м. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к эррозионным останцам, которые несогласно перекрываются песчано-алевролитовыми отложениями тульского горизонта. Толщина пачки глинистых пород, разделяющих пласты тульского горизонта от залежей турнейского яруса изменяется от 5,2 до 40,8 м.

Средняя толщина тульских пластов 4,7 м. Непосредственно на глинистых породах над тульским пластом залегают карбонаты алексинского горизонта, подошвенная часть которых является коллектором. Толщина алексинского пласта изменяется от 0,8 до 4,8 м. Залежи нижнего карбона перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород окско0серпуховских отложений толщиной до 236 м.

Башкирская продуктивная толща отличается значительными колебаниями нефтенасыщенной толщины. Это является следствием литологической неоднородности и неравномерным нефтенасыщением всей толщи, состоящей из переслаивающих пористых и плотных разностей пород. Количество эффективных прослоев по скважинам меняется от 1 до 16, толщина их колеблется в пределах 0,8 – 20, 0 м.

В верейском горизонте нефтенасыщение связано с двумя пластами, залегающими в подошве толщи. Толщина перемычки между пластами изменяется от 0,8 до 3,8 м. Пласты представлены одним прослем, толщина их колеблется от 0,8 до 5,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 8,0 м. Разделом между верейской и башкирской залежами являются плонтые и глинистые известняки толщиной до 16,6 м.

Каширские продуктивные отложения представлены одним пластом, толщина которого изменяется от 1,0 до 4,8 м. Однако доля толщины до 2 мнебольшая. Разделом между верейскими и каширскими залежами служат глинисто-карбонатные отложения толщиной от 31 до 42 м.

2.2.3 Показатели неоднородности пластов

Продуктивные толщи Архангельского месторождения обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади.

Наиболее расчлененным пластовым резервуаром месторождения являются верейский и тульский (таблица 3). В верейских отложениях почти во всех скважинах вскрыты два продуктивных пласта, а в тульских – три пласта, но из них два нижних пласта имеют ограниченное распространение.

На долю эффективных прослоев в массивной продуктивной толще турнейского и башкирского ярусов приходится соответственно 57 и 66%. Наибольшее распространение по площади имеют коллекторы верей-башкирских отложений. Здесь на долю коллекторов приходится до 98%.

Ограниченным и прерывистым распространением обладают пласты алексинского горизонта, где доля коллектора на площади составляет всего 38%.

Таблица 3-Статистические показатели характеристик неоднородности пласта

2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

Изучение физико-химических свойств нефти проведены по поверхностным и глубинным пробам по всем продуктивным горизонтам, кроме каширского, где пробная эксплуатация пласта не производилась.

Глубинные пробы отбирались из скважин при давлении выше давления насыщения. Нефти в пластовых условиях исследовали на установках УИПН-2, АСМ-300 по общепринятой методике с применением в качестве рабочей жидкости водного раствора хлористого натрия. Отбор глубинных проб нефти проводился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М.

Поверхностные нефти исследовали по существующим ГОСТам. Газ, выделенный из нефти при ее разгазировании, анализировали на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТММ и на хроматографах: ХЛ-3, ХЛ-4, хром-4.

Пробы пластовой воды на анализ отбирались при опробовании. При характеристике подземных вод применялась классификация В.А.Сулина.

Результаты исследований показывают, что нефти всех горизонтов на месторождении близки по своим свойствам. Все они, в основном, тяжелые, высокосернистые, парафинистые, вязкие. Нефть верейского горизонта отличается большей плотностью, высокой вязкостью, низким газовым фактором. Диапазон изменения основных параметров нефти в пластовых условиях по горизонтам представлен в таблице 4.

Таблица 4- Значения основных параметров нефти в пластовых условиях

В таблице 5. представлены значения физико-химических свойств разгазированной нефти.

Таблица 5- Значения физико-химических свойств разгазированной нефти

В таблице 7. представлен компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольные).

Таблица 7- Компонентный состав нефтяного газа

Подземные воды отложений среднего и нижнего карбона по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с различной минерализацией.

Результаты анализов вод отложений нижнего карбона показывают, что они близки по своему составу и свойствам. они обладают почти одинаковой вязкостью, плотностью, лишь незначительно отличаются общей минерализацией. объемный коэффициент, определенный расчетным путем, для вод нижнего карбона составляет 0,997.

Физико-химические свойства подземных вод верей-башкирских отложений изучены по 4 скважинам. Минерализация вод колеблется в пределах 192-241 г/л, вязкость 1,57-1,64 сП, газосодержание небольшое и в среднем не превышает 0,127 м³/м³. В таблице 8 представлены физико-химические свойства пластовых вод различных отложений Архангельского месторождения.

Таблица 8-Физико-химические свойства пластовых вод

№	Наименование	Кол-во исслед-х скважин	Диапазон изменений	Среднее значение
Турнейск< <48495051525354> Дата добавления: 2019-12-09; просмотров: 1264;  Поиск по сайту Узнать еще БЕРЁЗОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БЫРКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Второй пример - архейское месторождение золота (M. Harley) ЕЛЬНИКОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Общие сведения о месторождении КАРСОВАЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Общие сведения о месторождении ЛИСТВЕНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Месторождение железной руды Публикации по технике и механике Публикации по биологии Публикации по информатике Публикации по строительству Публикации по физике Публикации по химии Публикации по электронике Публикации по искусству Публикации по истории Публикации по медицине Разделы публикаций Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. Генерация страницы за: 0.023 сек.