Материал: Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

Подольский горизонт.

Представлен преимущественно известняками, реже доломитами. Известняки серые и светло-серые, плотные, массивные, с линзовидными прожилками ангидрита.

Мощность горизонта 126÷172м. Мячковский горизонт.

Сложен известняками и доломитами. Известняки светло серые, микрокристаллические, участками отличаются окремнением с обильной фауной фораминифер.Мощность горизонта 56÷73м. Верхний карбон. Гжельский ярус.

Представлен доломитами, известняками. В верхней части с прослоями ангидрита. Доломиты светлые и коричневато- серые, микрокристаллические и пелитоморфные, мелкозернистые, плотные, с гнездами ангидрита. Известняки светло и коричневато-серые, пелитоморфные, участками обломочные, неравномерно пористые, неравномерно доломитизированные, участками трещиноватые.

Поры и трещины заполнены ангидритом.

Мощность горизонта 237÷293 м.

Оренбургский ярус.

Представлен известняками и доломитами, аналогичными выше описанным.

Мощность яруса 340÷380 м.

Пермская система. Сакмарский ярус.

Представлен карбонатно-сульфатной пачкой, сложенной доломитами и ангидритами, налегающими на карбонат ассельского яруса без каких-либо следов размыва.

Доломиты светло и темно-серые, крепкие, мелкозернистые, ангидритизированные, участки с запахом нефти. Ангидриты голубовато-серые, участками доломитизированные.

Мощность яруса 70÷90 м. Артинский ярус.

Сложен ангидритами голубовато-серого цвета, плотными, крепкими, кристаллическими и доломитами темно и светло-серыми, крепкими, неравномерно загипсованными.

Мощность яруса 24÷39 м.

Кунгурский ярус.

Верхняя граница размыта, нижняя по прослою глинистого доломита, мощностью несколько метров, залегающего под пластом II.

Сложен доломитами темно-серыми, почти бурыми, известковистыми, прослоями глинистыми, с прослоями ангидрита. Мощность яруса 22÷44 м.

Верхняя пермь.

На размытую поверхность нижнепермских пород трансгрессивно налегают отложения верхней перми, представленные уфимским, казанским и татарскими ярусами.

Уфимский ярус.

Сложен частым чередованием зеленовато-серых и темно-серых песчаников, песчанистых мергелей, алевролитов с доломито-известняковыми цементоми с прослоями доломитов.

Мощность яруса 16÷32 м.

Казанский ярус.

Калиновская свита в нижней части сложена известняками серыми и темно-серыми, кавернозными, в верхней- доломитами серыми, тонкозернистыми, глинистыми. Мощность свиты 73÷91 м.

Гидрохимическая свита слагается преимущественно серыми, зеленовато-серыми антигидритами с тонкими линзами и пропластками темно-серого доломита и единичными гнездами гипса. Мощность 12÷22 м.

Сосновская свита сложена доломитами серыми и зеленовато -серыми, плотными, пелитоморфными, участками ковернозными, переслаивающими с мергелями. Наблюдается включения линз и прослоев гипса и ангидрита. Мощность 25÷59 м.

Переходная толща представлена чередованием прослоев доломита светло-серого, большей частью глинистого, мергеля розового и сиреневого, песчаника серого и красновато-бурого и красноцветных глин. Мощность 24÷25 м.

Татарский ярус.

Подразделяется на сокскую, большекинельскую, аманакскую, малокинельскую свиты. Кутулукская свита полностью размыта.

Сокская свита, сложена преимущественно песчаниками коричневыми и зеленовато-серыми, кварцевыми, переслаивающие с красно-бурыми алевритами, глинами с прослоями доломитов. Мощность 34÷38 м.

Большекинельска свита характеризуется преимущественным развитием красно-бурых и коричневых глин и в меньшей степени красно- бурых песчаников. Реже в свите встречаются прослои мергелей, алевритов, известняков и доломитов, а также линзы, прослой и желваки гипсов. Мощность 63÷65 м.

Аманакская свита представлена в основном зеленовато-серыми и коричневыми глинами, переслаивающими с песчаниками с глинисто-карбонатным цементом. Встречаются прослои известняков, мергелей. Мощность свиты 48÷52 м.

Малокинельская свита, сложена красноцветными глинами и песчаниками красновато-бурыми. Встречаются прослои известняков. Мощность до 57 м.

Неоген.

Третичные отложения.

На размытую поверхность татарских отложений налегают неогеновые образования. Осадки неогена выполняют пониженные участки древнего рельефа. Представлены древнеаллювиальными образованьями.

Древнеаллювиальные отложения слагаются плотными желтовато-коричневыми с прослоями песков и глин.

Современные отложения представлены песчаным аллювием речек и оврагов и делювиальными суглинками склонов водоразделов. Мощность четвертичных отложений непостоянна и достигает до 17 м.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане Бобровкое месторождение расположено на юго-восточном погружении Средневолжского свода в пределах Курманаевского выступа кристаллического фундамента, выявленного электроразведочными работами.

Глубинное тектоническое строение площади изучено лишь до отложений турнейского яруса включительно.

Разрез девонских отложений и поверхность кристаллического фундамента вскрыты лишь скважиной № 88, что не дает представление о структурно геологических условиях этих образований.

По верхнепермским отложениям рассматриваемое месторождение приурочено к восточному окончанию Кулешевской зоны поднятий, а по более глубоким горизонтам к Бобровско-Покровскому валу.

Вал характеризуется крупным северным погружением - влияние южного борта Камско-Кинельской системы прогибов, заполненных на рассматриваемой территории терригенными породами маниловского надгоризонта.

Бобровское месторождение по кровле турнейского яруса представляется многокупольным. Выделяются две зоны северо-восточного простирания : на севере северо-западе площади зона Проскуринских и на юго-востоке зона Савельевских куполов. Последняя распространяется в пределы Майского купала. Наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Савельевский купол, свод которого оконтурен изогибсои минус 2580 м.

Структурный план по кровле бобриковского горизонта имеет почти полную аналогию с выше описанным планом. Отличается лишь некоторое выполаживание структурных форм. Так, если в турнейских отложениях угол падения северного крыла достигает 3,46, то по бобриковскому горизонту он составляет 2 ,30 .

Некоторая перестройка структурного плана в окское время относительно описанных явилась результатом влиянием факторов седиментационного и тектонического характера.

Так в конце окского времени структура имеет форму складки неправильной конфигурации, осложненной шестью (в том числе и Майским) куполами. При этом зона Проскуринских куполов, оконтуренных изогипсой минус 2260 м. и Савельевский купол располагается на едином цоколе в пределах изогипсы минус 2270 м. Наиболее высокое положение здесь занимает уже не Савельевский, а Северо-Проскуринский купол.

Наблюдается небольшое смещение куполов относительно куполов в турнейских отложениях.

По отложениям башкирского яруса относительно окских пород наблюдавшиеся изменения в структурном плане выражаются в более пологом залегании структурных форм.

Кроме того, собственно Проскуринский купол характеризуется одной вершиной, а в пределах Савельевской зоны куполов появляется Заподно-Савельевский купол. Но высокое гипсометрическое положение сохраняет Северо-Проскуринский купол. Приуроченность Бобровского поднятия к южному борту Камско-Кинельской системы прогибов отразилась на сложности строения вышеописанных каменноугольных отложений.

На структурно геологические условия верхнепермских отложений оказало влияние значительное увеличение мощности кунгурского яруса в юго-восточном направлении (в сторону Прикаспийской синеклизы) за счет появления в разрезе мощных пластов каменной соли.

1.4 Нефтегазоносность

Бобровское месторождение расположено в западной части Бобровско-Покровского нефтегазоносного района Оренбургской области.

В разрезе выявлены нефтегазовая залежь в отложении артинского яруса нижней перми и нефтяные залежи в башкирском ярусе - пласт А₄, окском надгоризонте - пласты О₁, О₂, О₃, О₄, бобриковском горизонте - пласты Б₂ и турнейском ярусе - В₁ карбона.

Газовая залежь с нефтяной оторочкой в отложениях артинского яруса расположена за пределами рассматриваемых в настоящей работе опытных участков, в районе Западно-Савельевского купола и приурочена к террасовидному выступу. С севера и запада залежь экранируется линией замещения коллекторов пористо-кавернозных доломитов и известняков плотными непроницаемыми разностями этих пород и ангидритов. Покрышкой залежи служит пласт ангидритов мощностью 4÷7 м.

Залежь структурно-литологического типа. Мощность продуктивного пласта 5÷16 м., максимальная газонасыщенность - 5 м., нефтенасыщенная -6 м.

Коллекторами нефти пласта А₄ являются пористые и кавернозные известняки приуроченные к кровельной части башкирского яруса.

Покрышкой служит пачка глин и аргиллитов верхнего горизонта.

В пределах рассматриваемой площади выявлено две залежи: первая, основная, расположена в районе Западно-Проскуринского, Проскуринского и Северо-Проскуринского куполов, вторая на Майском куполе.

Первая занимает наибольшую площадь месторождения (5334,7 га) и содержит 97 % запасов нефти пласта А₄ башкирского яруса. опробована в скважинах 78 и 91. Полученный дебит (44,4 и 186,4 т/сут) безводной нефти свидетельствует о промышленном значении залежи.

На Майском куполе залежь (631га) опробована в скважинах 90 и 65. Из первой через 5 мм. штуцер получен приток безводной нефти дебитом 2,7 т/сут.

Водонефтяной контакт определен по результатам опробования и промыслово-геофизических исследований. Для основной залежи он установлен на абсолютной отметке минус 1920м., а на Майском куполе на обсалютной отметке минус 1917м.

Залежи массивного типа. Нефтеносность основной залежи -39м., на Майском куполе-10,4м. Соответственно максимальная нефтеносность равна - 32,8 и 9,3м., средневзвешенная нефти насыщенная мощность составила 7,54 и 3,06м.

В окских отложенных нефтеносность связана с кровельной 100-метровой сульфатно-карбонатной пачкой надгоризонта.

Коллекторами служат пласты доломитов, реже известняков, разобщенных прослоями трещиноватых ангидритов.

Покрышкой являются пласты ангидритов в кровле надгоризонта и мергилисто-глинистые образования пачки серпуховского надгоризонта.

Всего выделяются пять продуктивных пластов-О₁,О₂,О₃,О₄,О₅, из которых первые четыре содержат основные запасы нефти Бобровского месторожния. Пласт же О₅ опробован лишь в одной скважине, при чем, получен приток нефти с водой. Из-за недостаточного количества данных запасы поэтому пласту не подсчитывались, поэтому в настоящей работе он не рассматривается.

Пласты О₁, О₂, О₃ гидродинамически связаны, на что указывает широко развитая трещиноватость ангидритов, разделяющих эти пласты. Последняя установлена петрографическими исследованиями: трещинная пористость ангидритов равна в среднем 0,01 %, в отдельных случаях 0,02 %, А трещинная проницаемость 34 мДа. Трещины часто заполнены битумом.

Кроме того в ряде скважин (72, 85, 88, 91, 97, 98 и др.) против интервалов, соответствующих пачкам ангидридов, кривые микрозондирования имеют характеристику, аналогичную породам-коллекторам.

К сожалению, проведение с целью проверки гидродинамической связи пластов специальное опробование ряда интересных с той же точки зрения интервалов разреза не внесло ясности.

По имеющимся косвенным признакам продуктивная пачка пластов О₁, О₂, О₃ рассматривается как единый объект, представляющий самую крупную залежь нефти из известных на сегодня залежей окского надгоризонта Волго-Уральской нефтеносной провинции. Причем наибольшими запасами и продуктивностью характеризуется пласт О₂.

Рассмотрим отдельную характеристику продуктивной пачки пластов О1, О₂, О₃ и пласта О₄ имеющей хорошую покрышку, представленную 8÷9метровым слоем ангидрита.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃,именнуемая ОГУ верхним продуктивным пластом, образует две залежи: основную, которая занимает наибольшую площадь месторождения (7709,5 га) и объединяет три Проскуринских и Савельевских купола, и небольшую (1510,3 га) залежь в пределах Майского купола.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃ основной залежи опробована большим числом скважин № 54, 55, 68, 71, 72, 78, 81, 82, 83, 84, 85, 89, 91, 92, 97, 98, 107, 108, 203 из которых в семнадцати получена безводная нефть, в одной №107-нефть с водой и в скважине 84 небольшой приток, по-видимому, посторонней воды.

Залежь продуктивной пачки (пласт О₂+О₃) на Майском куполе отработано в четырех скважинах № 90, 106, 132, 135. Получены притоки без водной нефти. Нефтесодержащими здесь являются пласты О₂+О₃. Пласт О₁ в пределах Майского купола представлен плотными разностями пород.

Водонефтяной контакт для основной залежи определен по результатам опробования скважин с учетом промыслово-геофизических данных в пределах абсолютных отметок минус 2300-2306, 7м. При подсчете запасов ВНК принимается на абсолютной отметке минус 2303м. На Майском куполе водонефтяной контакт принимается по абсолютной отметке нижних отверстий перфорации в скважинах № 90 (- минус 2283м).

Эта же нефтеносность основной залежи 68,8м., на Майском куполе 35,7м. Соответственно средневзвешенная нефтенасыщенная мощность равна -5,97 и 4,1м. Максимальная нефтенасыщенная мощность вскрыта на Проскуринском куполе в районе скважин № 89 основной залежи. Обе залежи массивного типа.

Пласт О₄ представляется двумя залежами приуроченными к Проскуринскому и Северо-Проскуринскому куполам. Обе залежи характеризуются близким геометрическим положением водонефтяного контакта- минус 2317 и (-2318м.) ВНК определен по результатам опробования скважин с учетом геофизического материала.

Пласт О₄ в пределах залежи опробован в скважине №72 на Проскуринском и в скважине 91 на Северо-Проскуринском куполах.

Залежи, по-видимому, гидродинамически связаны. Различное положение ВНК можно объяснить недостаточным количеством данных.

Залежи пластового типа. Площадь на Проскуринском куполе составляет 536 га., на Северо-Проскуринском - 749,7 га. Соответственно этаж нефтеносности - >8 и 9,5 м., средневзвешенная нефтенасыщенная мощность 5,09 и 5,7 м. Максимальная нефтенасыщенная мощность вскрыта скважина 91 Северо-Проскуринского купола.

Продуктивный пласт Б₂ залегает на 1,2÷8,7 м. ниже кровле бобриковского горизонта. Литологически он представлен песчанистыми пропластками.

Залежи пласта Б₂ приурочены к сводовым частям Заподно-Проскуринского, Проскуринского и Савельевского куполов Бобровского месторождения.

При дальнейшем разбуривании месторождения может быть выявлена залежь и на Северо-Проскуринском куполе. Это объясняется тем, что в скважине 91 по керну и геофизике продуктивный песчаниковый пласт интерпретируется как нефтенасыщеный, а получение воды при опробовании этого интервала объясняется некачественным цементированием колонны.

Покрышкой залежи служат плотные окремнелые известняки тульского горизонта и глинистые алевролиты и аргиллиты кровельной части бобриковского горизонта.

Залежь пласта Б₂ опробована на Западно-Проскуринском куполе в скважине 98, на Проскуринском в скважине 72 и на Савельевском - в скважине 54 и 55.

Из первых трех получены фонтаны нефти дебитом соответственно 63,2; 59,7; и 112,5 т./сут. Из приконтурной скважины 72 получена пластовая вода с пленкой нефти.

Водонефтяной контакт установлен по данным геофизики: для Западно-Проскуринского купола по скважинам 97 и 98 и принят на абсолютной отметке (минус 2569 м.) ; для Савельевского по скважине 54 (минус 2547 м.) Площади залежей соответственно составили 923,5 ; 419,4 и 599,9 га., этаж нефтеносности - 16,5 ; 8,5 ; и 8,9 м., средневзвешенная нефтенасыщеная мощность равна 2,8; 1,6 и 1,8 м.