По сложившимся в настоящее время представлениям «буферной» толщей являются глинистые нижнеокобыкайские отложения. Определяющее значение в формировании тектоники изучаемой территории имеют крупные сбросовые нарушения, являющиеся западным экраном ловушек, система диагональных и субширотных сбросов и поверхность размыва дагинских отложений. При анализе результатов поисково- разведочного бурения на месторождении установлено, что по дагинским отложениям расположенное южнее месторождение Нижнее Даги и месторождение им. Р.С.Мирзоева приурочены к единому структурному элементу - антиклинальной складке субмеридионального простирания с короткой северной и протяженной южной периклиналями, западное крыло и свод, которой почти полностью срезаны крупноамплитудными сбросами 11 и 12. На юге неглубокой седловиной складка отделяется от Монгинской складки. На севере намечается замыкание складки и сопряжение ее через седловину по всей вероятности с южной периклиналью Усть-Эвайской складки. Протяженность складки-12 км. Сбросом 11 меняющим простирание с субмеридионального на северо-восточное, складка разбита на 2 участка: северный, контролирующий месторождение им. Р.С.Мирзоева, и южный, к которому приурочено месторождение Нижнее Даги. Северный участок протяженностью 6,5 км при ширине 1-1,5 км представляет собой в основном восточное крыло антиклинальной складки, примыкающее к сбросу 12, и лишь в южной части вырисовывается перегиб и прослеживаются фрагменты западного крыла. Углы падения пород на восточном крыле составляют от 20 до 35 градусов, увеличиваясь с глубиной и по мере удаления от экранирующего сброса. Погружение на север происходит под углом 16, на юг - от 8 до 15,увеличиваясь с глубиной.
Сброс 11, является южным ограничением структуры. Поверхность сбрасывателя здесь погружается в северо-западном направлении под углом 40. Амплитуда сброса по мощностям выпадающих интервалов разреза дагинской свиты составляет 850-450 м.
Сброс 12 ограничивает с запада структуру месторождения. Простирание сброса субмеридиональное. Поверхность сбрасывателя погружается на запад под углом от 30 до 70. Крутизна поверхности увеличивается с глубиной. Амплитуда сброса не установлена. Мощности выпадающих интервалов дагинского разреза характеризуются от десятков метров до порядка 500 м. Определить величину выпадающих интервалов окобыкайского разреза не представляется возможным из-за чрезвычайно трудной корреляции. Сбросы 12а, 12б, 12в, 12г, 12д - являются «оперяющими» ветвями сброса 12. Простирание у данных сбросов северо-восточное. Поверхность сбрасывателя погружается в северо-западном направлении под углами от 30 до 50 градусов. Амплитуды сброса по мощностям выпадающих интервалов дагинского разреза различны от 70 м до 220 м.
Сброс 12а отделяет блоки III и IIIа от блока IV. Существует еще ряд сбросовых нарушений 12-1, 12-2, 12-3, 12-4, 12-5, 12-6, 12-7, 12-8, 12-9.
Сброс 12-2 отделяет III блок от II. Простирание сброса восток северо-восточное. Плоскость сбрасывателя погружается в северном направлении. Угол наклона условно принят равным 65 градусам. Амплитуда сброса не установлена и принята равной 40 м из общегеологических соображений.
Сброс 12-3 отделяет блоки Iа и Iб от блока III. Простирание северо-северо-восточное. Поверхность сбрасывателя погружается в западном направлении. Угол наклона поверхности составляет 55-60 градусов. Амплитуда сброса по мощностям выпадающих интервалов разреза дагинской свиты-180 м. Сброс 12-5 отделяет блок III от блока IIIа. Простирание сброса принято северо-восточным. Плоскость сбрасывателя погружается в северо-западном направлении. Угол наклона принят равным 65 градусам. Амплитуда сброса по мощности выпадающего интервала дагинского разреза составляет 40 м. В южной части месторождения поверхность размыва дагинских отложений представляет собой моноклиналь, погружающуюся в восточном направлении. Поверхность размыва дагинских отложений осложнена крупноамплитудными сбросами 11 и 12 и "оперяющими" ветвями сбросами 12а, 12б, 12в, 12г, 12д. Диагональные и субширотные сбросы, разбивающие вышеназванными сбросами блоки на более мелкие составляющие, в постдагинское время не развивались.
Рис. 1.2 Структурная карта месторождения имени Р.С. Мирзоева
1.2.3 Коллекторские свойства основных продуктивных горизонтов
Коллекторы продуктивных горизонтов сложены песчаниками мелко- и среднезернистыми, часто алеврито-глинистыми с прослоями алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников крупно-зернистых с включениями гравия.
Коллекторы всех продуктивных горизонтов месторождения им. Р.С. Мирзоева имеют близкий вещественный состав, но отличаются фильтрационно-емкостными свойствами, что обусловлено размерами зерен пород, типом и количеством цементирующего материала. Определены граничные показатели пористости и проницаемости, ниже которых породы являются неколлекторами. Изучение физико-литологической характеристики продуктивного разреза, по данным исследования керна, показало сходство ее с характеристиками продуктивных горизонтов месторождения Монги, которое заключается в наличии в пластах трех (иногда двух) слоев с различными литолого-физическими свойствами. Слои представлены ассоциациями литологических разностей терригенных пород. После изучения слоев, в продуктивных пластах месторождения, выделены три типа коллектора:
I тип - мелкозернистые чистые и алеврито-глинистые песчаники (кровельная часть горизонтов);
II тип - алеврито-песчаники и песчаники мелкозернистые алеврито-глинисные;
III тип - чередование алеврито-песчаника с алевролитами глинистыми и глинисто-песчаными.
Переход от первого литотипа к последующим происходит скачкообразно и выражается на диаграммах ГК и БКЗ в виде ступеней. Пористость и насыщенность определены для каждого типа коллектора отдельно а затем рассчитано их средневзвешенное значение.
В таблицах, помещенных в приложениях к этому проекту, даны физико-механические свойства горных пород по разрезу месторождения (приведены плотность, пористость, проницаемость пород в интервале от 0 до 3650 метров); геолого-геофизические характеристики нефтяных и газовых эксплуатационных объектов (геометрические параметры пластов, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, коэффициенты песчанистости и расчлененности, пластовые давления и температуры).
На следующих диаграммах даны средние величины свойств основных продуктивных горизонтов месторождения им. Р.С. Мирзоева.
Рис. 1.3 Средняя нефтенасыщенность основных продуктивных пластов
Рис. 1.4 Средняя пористость основных продуктивных пластов
Рис. 1.5 Средняя проницаемость основных продуктивных пластов
Рис. 1.6 Средняя нефтенасыщенная толщина основных продуктивных пластов
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Сепарированные нефти месторождения характеризуются постоянством физико-химических свойств по площади и разрезу. Они относятся к категории тяжелых, малосмолистых, высокопарафинистых, с повышенной вязкостью. Плотность их находится в пределах 0,876-0,900 г/см3, содержание асфальтенов - от 0,15 до 0,96 %, смол силикагелевых - 1,68-5,71%, серы - 0,11-0,27%. Содержание твердых парафинов колеблется в довольно широких пределах: от 6,77 до 16,86%. Парафин в условиях залежи растворен в нефти, тогда как в сепарированной нефти он во взвешенном состоянии. Это обуславливает высокие температуры ее застывания: от +18 до +33єС. Средняя температура начала кипения нефти составляет +104єС, содержание светлых фракций, выкипающих до 200єС - 10%, до 300єС - 29%.
На месторождении им. Р.С. Мирзоева растворенные в нефти газы относятся к метановому типу. Содержание метана 88-97%, тяжелых углеводородов 4-11%, небольшое содержание азота N 2 0,1-1,6% и углекислого газа СО2 0,5-2,1 %, относительный удельного веса 0,5994-0,7004. Сероводород не обнаружен. В 26 пробах растворенного газа определены гелий и аргон, содержание которых меньше 0,002% об.
Свободный газ месторождения сухой с содержанием метана-94-97%, пропана - 0,1-0,9, бутана 0,05-0,35, пентана 0,03-0,25%, содержащий небольшие количества балластовых газов (N2 и СО2) 0,1-0,2 и 0,3-2,3%, обладает высокой теплотворной способностью от 7752 до 9855 ккал/м3.
Конденсат месторождения с температурой начала кипения - 55-75 градусов С. Конец кипения - 235-295оС. У большинства конденсатов 90% фракций выкипает до 20оС.
Плотность конденсата изменяется в пределах 749-790 кг/м3, молекулярный вес 106-128. Содержание серы и парафина незначительно (серы до 0,02%, парафина 0,7%).
Таблица 1.3
Геолого-геофизические характеристики нефти и воды эксплуатационных объектов
|
Параметры |
Объект |
|||||||||
|
VII |
XIII |
XIV |
XVI |
XVII |
XVIII |
XIX |
XX |
XXIII |
||
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с |
1,1 |
0,7-1,2 |
0,7-1,2 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
- |
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 |
0,876-0,887 |
0,878-0,89 |
0,878-0,89 |
0,879-0,89 |
0,892-0,90 |
0,890-0,90 |
0,888-0,89 |
0,889-0,89 |
0,900 |
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,335-1,305 |
1,305-1,36 |
1,305-1,36 |
1,288-1,35 |
1,275-1,33 |
1,280-1,33 |
1,305-1,36 |
1,288-1,36 |
1,346 |
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
33,9 |
33,9-38,6 |
33,9-38,6 |
34,5-35,2 |
35-35,7 |
35,2-35,7 |
35,2-39,2 |
35-36,4 |
38,4 |
|
|
Газосодержание нефти, м3/м3 |
127-140 |
134-149 |
131-149 |
132-139 |
120-141 |
121-141 |
131-149 |
137-144 |
133-140 |
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,29 |
0,30 |
0,29 |
- |
0,28-0,29 |
0,28 |
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
0,967 |
0,980 |
0,977 |
0,977 |
0,922 |
0,978 |
- |
0,975-0,98 |
0,9701 |
Таблица 1.4
Геолого-геофизические характеристики газа эксплуатационных объектов
|
№№ п/п |
Наименование |
Горизонт / блок |
||||||
|
II |
VII |
XVII-XIX |
XX |
XX |
XXIII |
|||
|
2 |
3 |
8 |
5+5а |
7 |
6а |
|||
|
1 |
Средняя газонасыщенность, доли ед. |
0,55 |
0,69 |
0,66 |
0,70 |
0,63 |
0,69 |
|
|
2 |
Абсолютная плотность газа, кг/м3 |
0,7016 |
0,7237 |
0,7229 |
0,703 |
0,7924 |
0,7235 |
|
|
3 |
Начальные балансовые запасы газа (сухой), млн. нм3 |
90(С2) |
905(В) |
75(С1)+282(С2) |
555(С1) |
232(С2) |
246(С2) |
|
|
4 |
Содержание конденсата, г/нм3 |
67 |
77 |
93 |
85 |
93 |
73 |
|
|
5 |
Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т |
6 |
43 |
45 |
34 |
22 |
19 |
|
|
6 |
А, (кГс/см2)2/(тыс. м3/сут) |
206 |
34 |
300 |
4,6 |
48,6 |
76 |
|
|
7 |
В, [(кГс/см2)/(тыс. м3/сут)]2 |
0,2855 |
0,0107 |
0,0280 |
0,2482 |
0,0441 |
0,8065 |
Что касается подземных вод, то вблизи областей питания и на путях транзита получают развитие солоноватые (до 10 г/л) воды, а за фронтальными экранами, в застойных участках, на контакте с залежами нефти и газа - слабосоленые (10-20 г/л) воды. Соответственно изменяется и состав воды от хлоридно-гидрокарбонатного натриевого до гидрокарбонатно-хлоридного натриевого.
Разрез Дагинской свиты в целом характеризуется нормальной гидрохимической зависимостью, когда на фоне отсутствия аномалий в составе вод наблюдается небольшой рост минерализации с глубиной.
Подземные воды рассматриваемой толщи содержат преимущественно метановые (до 90 % метана) и в меньшей степени углекисло-метановые (до 80 % углекислоты) газы. Почти повсюду краевые и законтурные воды обогащены растворенными газами. Дефицит насыщения газами ощущается только вблизи области питания и на путях транзитного движения вод. Водорастворенные газы обеднены гелием (0,001-0,003 %), что свойственно осадочным образованием неогенового возраста.
Гидрохимический облик пластовых вод месторождения однороден, гидрокарбонатно-хлоридный натриевый. Незначителен и диапазон изменения минерализации этих слабосоленых вод, от 10 до 16 г/л. Концентрация солей и их соотношение в общем составе подчинено условиям водообмена. На участках застойного режима (подошвенные и контурные воды) увеличение минерализации происходит, как правило, за счет хлоридов натрия. Солевой состав законтурных вод с минерализацией 9-12 г/л отражает в большей степени облик транзитных инфильтрационных вод.
Небольшой объем достоверных проб пластовых вод не позволил установить на месторождении какой-либо площадной или вертикальной гидрохимической зональности. По генетической классификации все встреченные подземные воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу (инфильтрационного происхождения). Содержание сульфатов в водах закономерно низкое-30-100 г/л. Содержание хлора (2,8-7,0 г/л) несколько превышает количество гидрокарбонатов (3,0-5,9 г/л). Концентрация микрокомпонентов невысокая: калия 31-130 мг/л, йода-330 мг/л, брома 7-78 мг/л, бора -30-54 мг/л. Но имеет место локальное обогащение, йода до 62 мг/л, брома до 105 мг/л, бора до 74 мг/л, не достигающее кондиционных значений, за исключением йода. Степень метаморфизма низкая и изменяется довольно в узком диапазоне 1,24- 1,99.
Газонасыщенность подземных вод месторождения высокая 3,1-4,5 м/м. Коэффициент упругости превышает единицу, в непродуктивных блоках и пластах величина показателя снижается до 0,6. Пластовые воды обогащены метановыми газами с содержанием метана 90-97 %, тяжелых гомологов 1,26-4,94 %.