Материал: законтурного заводнения
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
провалы заполнены мощной толщей терригенных отложений. Карбонатные коллекторы среднего карбона (каширо-подольские и турнейские) имеют гораздо худшие ФЕС (низкие проницаемость и пористость, малая толщина). Нефти всех объектов обладают повышенной вязкостью (20-30 мПа с), плотность их равна 0,88-0,90 т/м3. Давление насыщения в ТТНК составляет 8 МПа, газонасыщенность – от 5 до 20 м3/т. Нефтеносность разреза среднего карбона изучалась в основном попутно с поисками и разведкой нефтяных залежей в терригенной толще нижнего карбона. Стратиграфически среднекаменноугольные отложения включают верхнюю часть башкирского яруса и в полном объеме московский ярус. Они сложены карбонатными породами с подчиненными прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов, встречающихся главным образом в верейском горизонте. По комплексу геологических и промыслово-геофизических материалов рассматриваемые отложения расчленяются на 11 пачек (I- XI), из которых промышленно нефтеносны II-VII пачки каширского и подольского горизонтов, причем продуктивность последних установлена лишь на Вятской площади. Выделенные пачки достаточно четко прослеживаются не только в пределах рассматриваемого месторождения, но и на значительной территории Бирской седловины и примыкающих к ней площадях Пермско-Башкирского свода и Верхнекамской впадины. Каждая из пачек представляет собой ритмически построенный литологический комплекс, нижняя часть которого выполнена карбонатными породами с повышенным содержанием пористо-проницаемых разностей, а верхняя - преимущественно плотными непроницаемыми карбонатами, глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями. По стандартному каротажу низы каждой пачки, как правило, характеризуются отрицательными показаниями СП, низкими ГМ, положительными приращениями МЗ, низкими и средними значениями НГМ и при расчленении и корреляции разреза среднего карбона выделяются условно как продуктивный пласт. Противоположную электро- и радиокаротажную характеристику имеет верхняя, наиболее плотная часть разреза
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
рассматриваемых пачек, которая выделяется как "плотный раздел" и оценивается как нефтеупор. Отмеченные продуктивные пласты приурочены: Б1 (пачка XI)-к башкирскому ярусу, вышележащие В1-В3 (пачки VIII-X) - к верейскому, K1-K4 (пачки IV- VII)-к каширскому, П1-П3 (пачки I и III) - к подольскому горизонтам. При сопоставлении указанных продуктивных пластов выявляется сложный линзовидный характер распространения содержащихся в них прослоев коллекторов, обусловленный частым изменением минералогического состава, структурно-текстурного сложения, емкостных и фильтрационных свойств пород. Как показали исследования, литологически неоднородный продуктивный разрез среднего карбона повсеместно связан с перекристаллизацией, доломитизацией, сульфатизацией, окремнением и др. В пределах Арланского месторождения при переходе к Новохазинской площади отмечается существенное качественное изменение продуктивного разреза резко усиливается литологическая неоднородность (расчлененность) III-VI пачек, увеличивается степень их доломитизации и сульфатизации, повышается интенсивность и возрастает разнообразие форм проявления постседиментационных преобразований, существенно ухудшаются коллекторские свойства, нефтенасыщенность слагающих пород и снижается стратиграфический уровень нефтеносных коллекторов. Перечисленные признаки закономерно усиливаются в юго-восточном направлении, и на Юсуповском участке Арланского месторождения весь среднекаменноугольный разрез становится непродуктивным. На Арланской и Николо-Березовской площадях промышленно нефтеносны III и IV пачки, приуроченные соответственно к подошве подольского (П3) и кровле каширского (K1) горизонта, а на Новохазинской площади, притом лишь в северной ее половине (Шариповский участок), продуктивны нижележащие V и VI пачки (К2 и К3), выделяемые в середине разреза каширского горизонта. В северо западной части Арланского месторождения на Вятской площади диапазон промышленной нефтеносности увеличивается, охватывая II-III
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
пачки подольского горизонта (П2 и П3) и IV, V и VII пачки каширского горизонта (K1, K2 и К4), общая мощность которых достигает 110 м (рис. 1).
Рис.1. Схема распространения залежей нефти в среднем карбоне Арланского месторождения
Распространение нефтеносности продуктивных пластов: а - П2, П3, K1, К2, К4; б - П3, К1; в - К2, К3; эксплуатационные площади: 1 - Вятская 2 - Арланская, 3 - Николо-Березовская, 4 – Новохазинская. В процессе поисковоразведочных работ на территории Арланского месторождения отмечались нефтепроявления, а в скв. 92 и 210 на Николо Березовской площади были получены притоки нефти при вскрытии и опробовании пластов В2 и В3 (пачки IX и X), залегающих в нижней части верейского горизонта. Однако их нефтеносность до сих пор остается не вполне ясной. Из проведенного структурно-фациального анализа следует, что предпосылки крайне неоднородного (дифференцированного) пространственного распределения нефтеносности среднекаменноугольных (точнее, каширско-подольских) отложений Арланского месторождения были заложены в период накопления и первичного (седиментационно-диагенетического) преобразования осадков
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
в условиях мелководного шельфового морского бассейна с резко расчлененным рельефом дна, нестабильными гидродинамическим, температурным и гидрохимическим режимами и в целом жарким климатом. Это обусловило преимущественное накопление карбонатных осадков, характеризующихся структурно минералогической неоднородностью и разнообразием форм проявления в последующие фазы их преобразования (поздний диагенез, эпигенез) вторичных процессов, в числе которых особая роль принадлежала доломитизации и генетически тесно связанной с ней сульфатизации.
1.3 Характеристика нефти, газа и пластовых вод
На территории северной половины месторождения (Арланская, Николо-Березовская и Вятская площади), расположенной гипсометрически ниже Новохазинской площади, накопление и преобразование каширскоподольских отложений проходило при комбинированном участии достаточно интенсивной гидродинамической активности морских вод и катионнообменных (метасоматических) процессов, в целом положительно влияющих на формирование пород коллекторов. Вследствие этого основная часть пористо-проницаемых прослоев продуктивных пластов K1 и П3 выполнена органогенно-реликтовыми (метасоматическими) доломитами и биоморфными (главным образом фораминиферовыми) доломитизированными известняками, возникновение порового пространства в которых обусловлено первичной укладкой форменных элементов {главным образом раковин организмов) осадка при активном участии доломитового метасоматоза. Преобразование осадков в последующие фазы проходило в основном под действием выщелачивания не замещенных доломитом известковистых реликтовых участков. Существенно иная обстановка карбонатонакоплепия в каширско-подольское время была на территории Новохазинской площади, которая представляла собой обширную отмель,
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
несколько изолированную от основных вод морского бассейна. Здесь под влиянием высокой щелочности, минерализации и температуры морской поды происходило сближение растворимостей СаСО3 и MgCO3, которое способствовало превращению этих компонентов в доломит и интенсивному его накоплению. Причем оптимальные условия седиментации доломитов достигаются к моменту перенасыщения природных морских под сульфатами кальция. По данным промыслово-геофизических исследований скважин, на Арланской и Николо-Березовской площадях в продуктивном пласте K1 выделяется до шести прослоев пористо-проницаемых пород, в пласте П3 - до двух. Каждый из прослоев имеет мощность от 0,5 до 3-4 м. Наиболее высокая степень литологической неоднородности и резко выраженная линзовидность коллекторов, обусловливающие их слабую гидродинамическую связь и крайне низкую продуктивность, наблюдаются, в продуктивных пластах К2 и К3 Новохазинской площади. В разрезе продуктивных пластов среди хорошо насыщенных нефтью пористо-проницаемых прослоев па повышенных гипсометрических отметках (выше ВНК) часто встречаются прослои с высокопористыми породами (более 15%), которые из-за слабой проницаемости (менее 0,005 мкм2) и линзовидного их залегания оказались слабонефтенасыщенными (непромышленными) или полностью водоносными. Такие прослои преобладают над хорошо нефтенасыщенными в разрезах большинства скважин. Во многих из них пласты содержат лишь погребенную воду. Наличие водонасыщенных прослоев среди хорошо нефтенасыщенных подтверждается добычей воды вместе с нефтью в скважинах, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2).
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts