Геологическое исследование Знаменского месторождения

Общие сведения о месторождении

Территория месторождений НГДУ «Аксаковнефть» обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью с линиями электропередач. Вблизи ряда месторождений проходят Куйбышевская железная дорога, шоссейные дороги с асфальтовым покрытием. В основном же дорожная сеть состоит из проселочных и улучшенных грунтовых дорог.

Климат района в значительной степени континетальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой и жарким летом. Господствующее направление ветров юго-восточное.

Орогидрография района Земная поверхность площади представляет собой холмистую равнину, изрезанную оврагами и речными долинами, с общим наклоном на северо-восток.

Наиболее крупными реками являются реки Дема, Ик с притоками Ря, Уршак. Из полезных ископаемых кроме нефти, важное значение в хозяйстве района имеют известняки, песчаники, гипсы, песок, гравий, используемые местным населением как стройматериалы.

Стратиграфия и тектоника В соответствии с классификацией, группа месторождений НГДУ «Аксаковнефть» располагается в пределах таких структур первого порядка, как Татарский свод и юго-восточный склон Русской платформы.

На юго-восточном склоне Русской платформы месторождения приурочены к зоне восточного борта Демско-Сергеевского грабена и зоне горстовидных поднятий (Аскарово-Бекетовская полоса) Знаменское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского Бижбулякского районов Башкортостана. На западе и на юго-западе площадь месторождения примыкает к Оренбургской области. С юго-востока к нему примыкает Шкаповское, а с северо-востока Белебеевское месторождение.

Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры длина 29 — 30 км, ширина 10 — 15 км.

Верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса — это основной продуктивный пласт месторождения, существующий в виде единой линзы с максимальными размерами 28 на 15 км и ещё ряда изолированных линз меньших размеров.

По данным микроскопических исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть разреза турнейского яруса, представлена известняками сгустково — комковатыми и мелкодетритово — сгустковыми, с весьма незначительной глинистостью (1 — 5%) и ограниченным окремнением, в различной степени перекристализованными, участками сульфатизированными.

Тип залежи — пластовая сводовая с высотой 6 — 25 м. Принятый ВНК колеблется в пределах -1290,2 — 1304,5 м.

Верхняя кровельная часть кизеловского горизонта турнейского яруса общей толщиной до 12 м продуктивна. В большинстве скважин пласт представлен одним монолитным пропластком, в единичных тремя и в части скважин двумя пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями толщиной 0,4 — 1,2 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 2,7 м.

Характеристика пластовых флюидов Пористость коллекторов турнейского яруса Знаменского месторождения в целом определена по 1050 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 11%. Проницаемость определена по 819 нефтенасыщенным образцам и составляет в среднем 0,008 мкм². Проведены гидродинамические исследования в 46 скважинах, средняя проницаемость по 56 определениям равна 0,107 мкм². Коэффициенты песчанистости и расчленённости, определенные по 630 скважинам, составляют соответсвенно 0,75 и 1,3 доли ед.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным пробам и приведены в таблице.

Таблица — Параметры нефти Знаменского месторождения по пробам, отобранным в глубинных условиях (турнейский ярус)

Свойства пластовой воды Водоносные горизонты в отложениях турнейского яруса приурочены к пористокавернозным и трещиноватым разностям известняков в средней и нижней пачках кизеловского горизонта. Тип вод хлорокальциевый. Состав пластовой воды приведен в таблице.

Таблица — Состав пластовой воды по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

По Сулину вода относится к хлоридно-кальциевому типу

rNa/rCl = 0,76 — 0,94

кальцевой группе

rCl/rMg = 1,04- 5,6

хлоридной подгруппе

rSO4/rCl = 0,0001 — 0,003

Плотность воды с = 1155,5 кг/м³.

Свойства газа

Все газы, растворенные в нефти имеют плотность больше единицы.

Газ по количеству высших углеводородов относится к полужирным и жирным. В газах в углеводородной части преобладающими является метан, этан, пропан, молярная доля легких углеводородов по всем пробам превышает молярную долю тяжелых углеводородов; гелий обнаружен в пяти пробах (среднее значение 0,0203 в объемных долях). В значительных количествах присутствует азот. Его содержание составляет — 18,2%. Состав и свойства газа приведены в таблице.

Таблица — свойства и состав попутного нефтяного газа по Знаменского месторождения (турнейский ярус)

Плотность попутного газа примерно 1,1274 кг/м³.

Состояние разработки месторождения

На 01.01.2003 г. на балансе НГДУ «Аксаковнефть» находится 16 месторождений. В 2002 году осуществлялась разработка 15 -ти месторождений, из которых четыре месторождения находятся в первой стадии разработки, пять — в третьей, шесть — в четвертой.

Газовая добыча по НГДУ составила 1285,5 тыс. тонн нефти, при плане — 1270 тыс.тонн. План выполнен на 101,2%.

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом:

Первая, вторая стадии разработки.

Месторождение Исламгуловское, Згурицкое и Дмитриевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Суммарные извлекаемые запасы по этим месторождениям составляют 0,9% от начальных запасов НГДУ. Доля добычи нефти -0,6%. Извлечено 1,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям 0,36%.

Третья стадия разработки.

Пять месторождений — Знаменское, Белебеевское, Шафрановская, Каменское, Орловскакя с начальными извлекаемыми запасами 12,6% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 55,1%. Отобрано 64,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,26% и 6,4% от остаточных извлекаемых запасов.

Четвертая стадия разработки.

Шесть месторождений — Шкаповское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 86,5% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составило 44,3%, отобрано 95,1% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,25% и 5,5% от остаточных.

Знаменское месторождение открыто в 1957 году, в карбонатах кизеловскго горизонта турнейского яруса. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961 году. Эксплуатационное разбуривание начато в 1966 году.

Площадь находится в третьей стадии разработки. Максимальная добыча нефти в объеме 486 тыс. т достигнута в 1992 г. Суммарная добыча нефти на 01.01.2003 г. составляет 7508,0 тыс. т или 55,9% от начальных извлекаемых запасов нефти. Жидкости отобрано с начала разработки 11 478,5 тыс. т, воды закачано 27 272,4тыс.м³. Отбор жидкости при этом компенсирован на 103,6%. Годовой темп отбора нефти равен 3,0% от начальных извлекаемых запасов.

Характер изменения по годам добычи нефти, жидкости, объёмов закачки воды, фонда скважин по пласту приведены в таблице.

ТаблицаОсновные показатели состояния разработки Знаменского месторождения (турнейский ярус) на 01.01.2003

Характеристика фонда скважин

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации следующие:

1. Электрогпогружными установками эксплуатируется 280 скважин с дебетом нефти на 1 скважину 6,3 т/сут., жидкости — 157,2 м3/сут.

2. Штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируется 795 с дебетом нефти на одну скважину 2,4 т/сут., жидкости — 4,2 м3/сут.

В 2002 году эксплуатационное бурение осуществлялось на 2-х месторождениях: Знаменском, Балкановском.

В течении года введены 10 скважин из бурения, добыто из них 17,8 тыс. тонн нефти.

Характеристика фонда скважин Знаменского месторождения приведена в таблице, всего на площади пробурено 1079 скважины. Фонд нефтяных действующих скважин состоит из 493 добывающих, из которых оборудованы ЭЦН — 44, ШГН — 461. Всего нагнетательных скважин 284, в т. ч. действующих — 203, в бездействии — 10.

Таблица Характеристика фонда скважин на 01.01.2003 Знаменского месторождения

ТаблицаСравнение фактических и проектных показателей разработки Знаменского месторождения

Геологическое строение Кизеловского горизонта Знаменского нефтяного месторождения

Общие сведения о месторождении Знаменское нефтяное месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Ермекеевского и Бижбулякского районов, примыкая своими юго-западными границами к Оренбургской области. Месторождение простирается с северо-запада на юго-восток и имеет размеры 30*15 км.

В орографическом плане месторождение расположено на Белебеевской возвышенности и представляет собой всхолмленное плато, сложенное верхне-пермскими отложениями. Преобладающие формы рельефа представлены крупными сглаженными холмами, плоскими приподнятыми участками и глубокими оврагами. Залесенность площади не превышает 10%. Растительность типично степная. Почти вся площадь занята пашней и лугами. Гидросеть района представлена р. Ик и четырьмя притоками. Долина реки Ик шириной до 3−5 км с двумя ярко выраженными террасами: пойменной и надпойменной. Климат района континентальный с жарким летом, холодной зимой и дождливой осенью. Средняя температура января -15⁰С, июля +19⁰С.

Среднегодовое количество осадков 400−500 мм. Наиболее крупными населенными пунктами района являются р.п. Приютово, д.д. Тарказы, Ново-Шахово, Исламбахты, Нов. Биктяж, пос. им. 8-е Марта, д. Знаменка. Хорошо развита дорожная сеть. Электрифицированная железная дорога Уфа-Самара пересекает площадь месторождения с северо-востока на юго-запад, связывая р.п. Приютово с г. Уфой и Белебеем. Небольшие ж.д. станции имеются также в населенных пунктах Талды-Буляк и Турлево.

Р.п. Приютово, где расположена база НГДУ Аксаковнефть, ведущее разработку месторождения, соединен асфальтированной шоссейной дорогой с г. Белебеем, с районными центрами Ермекеево, Бижбуляк и д. Тарказы. Знаменский нефтепромысел соединен нефтепроводом с нефтепарком Чегодаево. Из местных строительных материалов имеются известняки, песчаники, гравий.

История открытия В результате осуществления в регионе структурно-поискового и поисково-разведочного бурения, проведенного с 1953 по 1957 год.

В 1957 году поисково-разведочной скважиной 103 из карбонатных отложений каменноугольной системы турнейского яруса был получен промышленный приток нефти и открыто Знаменское нефтяное месторождение. В настоящее время месторождение включает в себя собственно Знаменскую, Городецкую, Тарсовскую, Яновскую и Еременскую площади. Все эти площади были первоначально открыты по результатам геолого-разведочных работ, в 1983;1986 годах, как самостоятельные месторождения.

На этих месторождениях дополнительно в разрезе нижнего карбона были выявлены залежи нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта, заволжском горизонте, фаменском ярусе и терригенных пластах DI и DIV Девонской системы.

Размеры месторождения в целом по длинной оси с простиранием с северо-запада на юго-восток достигло 30 км и по короткой оси до 15 км. Площадь месторождения составляет порядка 500 км². В непосредственной близости к юго-востоку от него расположено Шкаповское, а к северо-востоку Белебеевское месторождения.

Стратиграфия На Знаменском месторождении глубоким бурением вскрыты пермские, каменноугольные, девонские и вендские (бавлинские) отложения. Стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится по унифицированной схеме стратиграфии 2000 г.

Вендские (Бавлинские) отложения

Додевонские отложения вскрыты значительным количеством скважин, но лишь в единичных скважинах вскрытая часть разреза превышает 50 м. Самая глубокая скважина 740 с забоем на глубине 5000 м. углубилась в них на 2850 м. Додевонские отложения представлены алевролитами зеленовато-серыми, слюдистыми, глинистыми, плотными, с прослоями аргиллитов зеленовато-серых, плитчато-слоистых, местами с зеркалами скольжения, а так же песчаниками от светло-серых до кирпично-красных с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Девонская система. Нижний и средний отдел

Девонские отложения залегают на размытой поверхности вендских отложений. Разрез начинается осадками такатинского горизонта эмского яруса.

Эмский ярус

Подразделяется на такатинский и койвенский горизонты.

Такатинский горизонт

В составе такатинских отложений преобладают песчано-гравийные породы кварцевого и кварцевополевошпатового состава, подчиненное значение имеют глинистые алевролиты и аргиллиты в виде рослоев среди песчаников и гравелитов. Вверх по разрезу такатинские отложения без видимых следов перерыва сменяются песчаными образованиями койвенского горизонта, поэтому верхняя граница такатинского горизонта проводится довольно условно по появлению мелкозернистых разностей пород, увеличению глинистых прослоев. Толщина такатинских отложений 5 — 8 м.

Койвенский горизонт

Отложения этого горизонта обычно представлены алевролитами серыми, темно-серыми, глинистыми, кварцевыми, реже аргиллиты темно-серые, слоистые. Известняки коричневато-серые, глинистые, с частыми обломками кораллов и брахиопод. В промысловой практике рассматриваемые песчаники такатинского и койвенского горизонтов выделяются как песчаный пласт Д-5. Суммарная толщина песчаников пласта Д-5 колеблется от 12 до 18 м.

Эйфельский ярус Подразделяется на бийский горизонт и афонинскую свиту.

Бийский горизонт Представлен карбонатными породами, известными как репер «нижний известняк», и по литолого-геофизической характеристике подразделяется на нижнюю и верхнюю пачки.

Нижняя пачка сложена темно-серыми известняками, органогенно-обломочными, криноидными, с тонкими прослоями буровато-серого доломита. Отмечается закономерное сокращение мощности пачки в северо-северо-западном направлении от 14 до 8 м.

Верхняя пачка в основании и в кровле сложена сильно глинистыми известняками с тонкими пропластками известковистых аргиллитов. В основной, средней части пачки залегают известняки серые и темно-серые, плотные, кристаллические и органогенно-обломочные с остатками криноидей, птеропод и остракод. Толщина пачки 8 — 12 м.

Афонинская свита Отложения афонинской свиты сложены известняками, внешне не отличающихся от нижележащих осадков бийского горизонта и так же относятся к реперу «нижний известняк». В известняках часто встречаются тонкие трещины, выполненные кальцитом. Толщина горизонта достигает 12 м. Участками кровля Афонинских слоев размыта и мощность сокращается до 4−6 м.

Живетский ярус В составе живетског яруса выделяются воробьевский, ардатовский и муллинский горизонты.

Воробьевский горизонт Отложнния воробьевского горизонта, Развитые почти повсеместно на Шкаповском месторждении, расчленяются на две литологические пачки: песчано-алевролитовую и аргиллито-карбонатную.

Разрез песчано-алевролитовой пачки обычно начинается темно-серыми аргиллитами мощностью 1−2 м. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые породы, индексируемые в промысловой практике как нижняя пачка пласта Д-4. Песчаники кварцевые, разнозернистые, преимущественно средне-и крупнозернистые, содержащие примесь гравийных зерен. Толщина коллекторов нижней пачки в среднем составляет 3 м.

Аргиллито-карбонатная пачка сложена темно-серыми аргиллитами толщиной до 5 м. с пластом известняка в кровельной части. Известняки темно-серые, мелкокристаллические, сильно глинистые, мощностью до 2,5 м.

Ардатовский горизонт Отложения ардатовского горизонта по литологической характеристике подразделяются на три пачки: алевролито-песчаную, аргиллитовую и карбонатную.

Алевролито-песчаная пачка представлена песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые (от мелкозернистых до гравийных), на отдельных участках нефтенасыщенные.

Аргиллитовая пачка отличается постоянством мощности (8−10 м.) и сложена почти исключительно серыми аргиллитамитонкоплитчатыми, содержащими большое количество алевролитовой примеси.

Карбонатная пачка представлена известняками буровато-серыми, темно-серыми, скрытокристаллическими, трещиноватыми, неравномерно глинистыми, с прослоями черных мергелей и известковистых аргиллитов вкровле пачки. Толщина пачки 4−13м.

Муллинский горизонт В составе муллинского горизонта выделяются две литологические пачки: терригенная и карбонатная.

Терригенная пачка слагает большую часть разреза муллинского горизонта и представлена аргиллитами темно-серыми. Тонкоплитчатыми, содержащими прослои плотных глинистых алевролитов в юго-западной части месторождения. На остальной части характерным является наличие песчаников Д-2.

Песчаники светло-серые, мелкозернистые, обычно алевритистые, неравномерно глинистые. Песчанистые породы имеют невыдержанное развитие как по простиранию, так и по разрезу. Отмечается увеличение песчанистости разреза в северо-западном направлении и всвязи с этим общей мощности пачки. Толщина песчаников меняется от 0 до 15 м., а всей пачки — от 19 до 29 м.

Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми, микрокристаллическими, с фауной брахиопод и остракод. Толщина пачки колеблется от 2 до 10 м. при общем увеличении в южном и юго-западном направлениях. Резкое сокращение мощности пачки до 2−3 м. на отдельных участках связано с ее размывом в послемуллинское время. Общая толщина муллинского горизонта меняется от 29 до 37 м.

Верхнедевонский отдел Франский ярус Нижнефранский подъярус Пашийский горизонт Отложения пашийского горизонта подразделяются на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя пачка характеризуется значительной литологической изменчивостью слагающих ее пород. На аргиллитах, а местами непосредственно на известняках муллинского горизонта залегают песчано-алевролитовые породы нижней пачки пласта Д-1. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, неравномерно глинистые.

В кровле пачки обычно залегают аргиллиты буровато-серые, неравномерно алевритистые, толщиной 1−3 м. Однако на значительных участках аргиллиты отсутствуют (размыты) и песчано-алевролитовые породы нижней пачки сливаются с вышележащими песчаниками средней пачки пласта Д-1. Толщина нижней пачки изменяется от 0 до 10 м.

Средняя пачка представлена в основном песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, хорошо отсортированные, мелкозернистые. Толщина пачки от 9 до 22 м.

Верхняя пачка представлена в основном чередованием аргиллитов серых, темно-серых с глинистыми алевролитами. Местами алевролиты переходят в глинистые песчаники мощностью 1,5−2 м. Песчаники залегают в виде небольших линз и узких полос. Максимальная мощность этой песчаной пачки равна 6 м. Общая толщина верхней пачки колеблется от 15 до 13 м.

Кыновский горизонт Отложения кыновского горизонта представлены в основном карбонатно-аргиллитовыми пордами. В нижней части горизонта залегают известняки буровато-серые и серые, кристаллические, обычно расчлененные на 2 прослоя аргиллитовым пропластком. Нижний прослой известняка в северо-западной части месторождения замещается известковыми аргиллитами. Вверх по разрезу известняки перекрываются пачкой зеленовато-серых и шоколадно-коричневых тонкослоистых аргиллитов, среди которых отмечаются прослои глинистых алевролитов, редко песчаников. Выше прослеживается маломощный карбонатный прослой, над которым, в свою очередь, располагается следующая пачка аргиллито-алевролитовых пород с пропластком глинистых известняков в верхней части. Встречаются прослои песчаников. Завершаются отложения кыновского горизонта карбонатными породами. Общая мощность кыновского горизонта изменяется от 27 до 35 м.

Среднефранский подъярус Саргаевский горизонт Слагается известняками серыми и зеленовато-серыми с прослоями зеленых глин, с фауной брахиопод, остракод и птеропод. Толщина горизонта 3−5 м.

Доманиковый горизонт Сложен известняками темно-серыми, плотными, глинистыми, мелкокристаллическими, окремнелыми и мергелями черными, битуминозными. На каротажных диаграммах они выделяются по большим значениям сопротивления. Мощность от 10 до 20 м.

Верхнефранский подъярус Разделяется на мендымский и Воронежский+Евланский+Ливенский горизонты.

Мендымский горизонт Представлен буровато-серыми, кристаллическими, местами глинистыми известняками с фауной брахиопод. Толщина изменяется от 17 до 30 м.

Воронежский+Евланский+Ливенский горизонт Представлен известняками светло-серыми, серыми и коричневато-серыми, скрытокристаллическими, глинистыми, плотными, доломитизированными и сульфатизированными, прослоями белыми, мелоподобными, и органогенно-обломочными, кавернозно-пористыми.

Внижней части разреза на отдельных участках встречаются прослои темно-серых битуминозных известняков и мергелей. Суммарная мощность горизонта от 70 до 140 м.

Фаменский ярус Подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний.

Нижнефаменский подъярус Представлен доломитами и известняками. Доломиты буровато-серые, тонко-и мелкокристаллические, сульфатизированные, иногда мелкокавернозные. В подошве яруса отмечается известковистая брекчия, состоящая из обломков темно-серого афонитового известняка размерами 0,8−4 см., сцементированным коричневым мелкокристаллическим известняком. Мощность прослоев брекчии достигает 14 м. Мощность подъяруса от 106 до 133 м.

Среднефаменский подъярус В состав среднефаменского подъяруса входит пачка «Д», которая представлена известняками серыми, тонкокристаллическими и пелитоморфными, плотными, крепкими, неравномерно глинистыми, часто вертикальнотрещиноватыми с прослоями пористых органогенных известняков и доломитов.

Часто в породах встречаются включения голубовато-белого ангидрита и тонкие прослои черных слоистых аргиллитов. Толщина пачки «Д» от35 до80 м.

Верхнефаменский подъярус Сложен известняками серыми, темновато-серыми, тонкокристаллическими и пелитоморфными, прослоями глинистыми. Известняки участками трещиноватые и кавернозные. К пористо-трещиноватым разностям риурочены нефтепроявления. Толщина подъяруса изменяется от 50 до 65 м.

Каменноугольная система Нижнекаменноугольный отдел Турнейский ярус Ханинский надгоризонт Представлен Упинским+Малевским горизонтом. Известняки серые и светло-серые пелитоморфные и кристаллические, редко органогенно-шламовые, прослоями глинистые, преимущественно плотные, на отдельных участках в верхней части разреза неравномерно-пористые, неравномерно пропитаны нефтью. Толщина от 8 до 20 м.

Шуриновский надгоризонт Представлен Черепетским и Кизеловским горизонтами.

Черепетский горизонт Представлен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-шламовыми и пелитоморфными, с прослоями кавернозно-пористого доломита. Породы неравномерно-пористые и плотные. Плотные разности неравномерно пропитаны нефтью. Толщина от 10 до 30 м.

Кизеловский горизонт По данным исследований подавляющая часть пород, слагающих продуктивную часть отложений кизеловского горизонта, представлена известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными, крепкими, неравномерно пористыми, неравномерно пропитанными нефтью, преимущественно среднезернистыми и мелкозернистыми, сгустково-комковатыми, мелкодетритово сгустковыми, с незначительной глинистостью (до 5%) и ограниченным окремнением, развитым по отдельным органическим остаткам, в различной степени перекристаллизованными, участками сульфатизированными, с тонкорассеянной примесью и редкими мелкими стяжениями пирита.

Содержащиеся в известняках раковины организмов и мелкий детрит представлены в основном фораминиферами, водорослями, реже криноидеями размерами 0,008−0,4 мм., которые имеют хорошо окатанную форму и относительно равномерное распределение в породе. Указанные форменные элементы сцементированы мелкозернистыми (до 0,02 мм.) кальцитом, составляющим в наиболее пористых разностях известняков в среднем 18−20% компонентного состава породы. В известняках с уплотненной структурой цемент сложен в преобладающем объеме микрозернистым кальцитом и характеризуется как правило, базальным типом строения. Для большей части исследуемых пород тип цемента контактово-поровый, часто осложненный инкрустационными выделениями кристаллического кальцита. Толщина кизеловского горизонта 10−30 м.

Визейский ярус Кожимский надгоризонт Включает в себя бобриковский +радаевский горизонт и косвинский горизонт.

Косвинский горизонт Представлен аргиллитами черными, окремнелыми, с линзами и прослоями известняков и кремней. Толщина от5 до 10 м.

Бобриковский +Радаевский горизонт Подразделяется на две пачки: верхнюю и нижнюю. Нижняя пачка сложена преимущественно песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые и темно-бурые, мелкозернистые, кварцевые, плотные, пористые. Пористые темно-бурые разности насыщены нефтью. Алевролиты серые, темно-серые, плотные. Светло-серые разности не заглинизированные, участками пропитаны нефтью.

Верхняя пачка сложена темно-серыми, черными аргиллитами, углистыми, тонкослоистыми, с обуглившимися растительными остатками. Общая толщина от 8 до 30 м.

Окский надгоризонт Тульский горизонт Известняки темно-серые, почти черные, тонкокристаллические, прослоями органогеннодетритусовые, местами окремнелые, с пропластками мергеля и черных аргиллитов. Мощность 30−35 м.

Веневский+Михайловский+Алексинский горизонт Доломиты и известняки. Доломиты серые, коричневато-серые, мелкокристаллические, местами кавернозно-пористые, сульфатизированные. Известняки черные, коричневато-серые, тонкокристаллические, пористо-кавернозные, глинистые, участками доломитизированные, прослоями серые, органогенно-обломочные и кристаллические. Поры и пустоты в породах часто заполнены ангидритом и гипсом. Толщина 35−150 м.

Серпуховский ярус Доломиты светло-серые, сахаровидные, крупнокристаллические, сульфатизированные, плотные, часто кавернозно-пористые, с включениями кремня. В нижней части яруса доломиты серые и коричневато-серые, Тонко кристаллические, прослоями тонкопористые, часто сульфатизированные (ангидрит, гипс), с подчиненными прослоями известняков светло-серых, тонкокристаллических, плотных и участками органогенно-обломочных, пористых. Толщина 160−250 м.

Средний каменноугольный отдел Башкирский ярус Известняки от светло-серых добелых, пелитоморфные, и органогенно-обломочные с частыми стилолитовыми швами, кальцитизированные, в нижней части с подчиненными прослойками белых доломитизированных известняков. Мощность от 30 до 80 м.

Московский ярус Верейский горизонт Горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Аргиллиты развиты преимущественно в верхней части горизонта.

Известняки и доломиты серые, зеленовато-серые, органогенно-обломочные, перекристаллизованные и тонкокристаллические, глинистые, участками пористые.

Аргиллиты зеленовато-серые, темно-серые, слоистые с пропластками алевролита. Мощностьгоризонта 30−50 м.

Каширский горизонт Представлен в нижней части чередованием известняков и доломитов, в верхней — доломитами. Доломиты светло-серые, крупнокристаллические, сульфатизированные. Известняки светло-серые, органогенно-обломочные, перекристаллизованные, пористые, сульфатизированные, прослоями пелитоморфные. Толщина от 65 до 115 м.

Подольский горизонт Известняки светло-серые, пелитоморфные, прослоями органогенно-обломочные, перекристаллизованные, участками окремнелые и известняки доломитизированные, светло-серые, плотные, скрытокристаллические. С включениями кремня. Мощность 55−80 м.

Мячковский горизонт Доломиты коричневато-серые, тонкокристаллические, мелкокавернозные с включением кремня. Известняки светло-серые. Почти белые, плотные, органогенно-обломочные, пелитоморфные, глинисые, прослоями пористые, участками окремнелые. Толщина горизонта 100−150 м.

Верхний каменноугольный отдел Отложения верхнего карбона представлены известняками светло-серыми, тонко-и мелкокристаллическими, прослоями пористыми, сульфатизированными, с редкими прослоями доломитов. Мощность отдела 100−180 м.

Пермская система Нижний отдел Сакмарский ярус Представлен известняками и доломитами. Известняки серые, светло-серые, коричневато-серые, тонкокристаллические, доломитизированные, преимущественно глинистые, плотные и тонко-кавернозно-пористые, часто сульфатизированные.

Доломиты серые, тонкокристаллические, плотные и мелко-кавернозно-пористые, часто сульфатизированные. Пористые разности доломитов и известняков в верхней части разреза участками иропитаны нефтью. Толщина 65−180 м.

Артинский ярус Известняки и доломиты коричневато-серые, серые и светло-серые, тонкокристаллические, плотные и органогенно-обломочные, пористые. Плотные разности часто глинистые, сульфатизированные.

В нижней части разреза часто встречаются прослои ангидритов мощностью до 25 м. Пористые разности карбонатов верхней части яруса часто пропитаны или окрашены нефтью. Толщина яруса от 20 до 60 м.

Кунгурский ярус Отложения кунгурского яруса залегают на размытой поверхности пород артинского возраста. Ярус подразделяется на два горизонта: филипповский и иренский.

Нижняя часть яруса (филипповский горизонт) представлен доломитами оолитовыми и ангидритами. Доломиты светло-серые, тонкопористые, часто окрашены нефть в коричневый цвет.

Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, прослоями глинистые, с линзовидными тонкими прослойками оолитовых доломитов. Вразрезе толщи выделяются два выдержанных по толщине пласта оолитовых доломитов, являющихся реперами К-3 и К-4 филипповского горизонта Толщина 65−130 м.

Иренский горизонт Разделяется на три свиты: подсоленосную, соленосную и гипсоангидритовую.

Подсоленосная свита: переслаивание ангидритов и доломитов. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, участками с глинистыми прослоями. Доломиты коричневато-серые, пелитоморфные, плотные, прослоями оолитовые, пористые, плитчатые, сульфатизированные. Толщина 35−50 м.

Соленосная свита: ангидриты, доломиты, соли. Соли серые. кристаллические, перемятые с глинистым веществом. Мощность солей достигает 80 м. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, плотные, с включениями гипса. Доломиты серые, пелитоморфные, местами глинистые, плотные, часто сульфатизированные. Толщина 55−200 м.

Гипсо-ангидритовая свита: гипсы белые, участками и прослоями переходящие в ангидриты серые, кристаллические, с редкими прослоями глинистых сульфатизированных доломитов. Толщина 15−60 м.

Верхнепермский отдел Уфимский ярус Делится на два горизонта: соликамский и чишминский.

Соликамский горизонт: Песчаники и глины красноокрашенные, сульфатизированные. В нижней части прослоев иногда содержат прослои глинистых карбонатов: известняков, доломитов, мергелей, режеглинистые ангидриты. Мощность от 15 до 20 м.

Чишминский горизонт: глины, песчаники, реже алевролиты с подчиненными прослоями известняков серых, плотных, глинистых, пелитоморфных. Глины кирпично-красные. коричневые. известковистые, неравномерно песчанистые, прослоями загипсованные. Песчаники коричневато-серые, буровато-серые, розовато-коричневые, зеленовато-серые, разнозернистые, пористые, часто глинистые. Толщина 105−225 м.

Казанский ярус Разделяется на нижний подъярус, к которому относится спириферовый горизонт, и верхний подъярус, включающий в себя свиту «А», «В+С» и «Д».

Спириферовый горизонт: представлен аргиллитами темно-серыми, с прослоями глинистых песчаников, а так же мергелей и известняков. Толщина 40−80 м.

Свита «А»: сложена известняками серыми и светло-серыми, плотными, тонкокристаллическими, участками окремнелыми, часто трещиноватыми. Встречаются прослои доломитов серых, пелитоморфных, плотных. Толщина от 10 до80 м.

Свита «В+С»: переслаивание светло-коричневых аргиллитов, алевролитов, светло-серых, серых известняков, мергелей и коричневато-красных, а также серых песчаников.

Аргиллиты и алевролиты слоистые, часто песчанистые, чередуются с прослоями песчаников.

Известняки пелитоморфные, в различной степени глинистые, часто сульфатизированные и окремнелые.

Песчаники мелко-и среднезернистые, пористые, с прослоями алевролитов. Мощность от 20 до 100 м.

Свита «Д»: Аргиллиты, алевролиты коричневые, с прослоями светло-серых мергелей, известняков и реже песчаников. Толщина 30−120 м.

Татарский ярус Отложения татарского яруса распространены на ограниченной площади. Они слагают наиболее высокие вершины водоразделов.

Ярус представлен песчаниками розовато-серыми, зеленовато-серыми, красновато-бурыми, мелкозернистыми, с прослоями глин кирпично-красных, фиолетовых, известняков и мергелей светло-серых. Мощность до 36 м.

Четвертичная система На верхнепермские отложения ложатся осадки четвертичного возраста. Породы представлены песками и галечниками бурого и желто-бурого цвета, суглинками, глинами, почвенным слоем. Толщина 10−15 м.

Основные сведения о тектонике месторождения

Знаменское месторождение расположено в зоне перехода юго-восточного склона Татарского свода к Серноводско-Абдуллинскому авлакогену и представляет собой брахиантиклинальную структуру III порядка размером 30 км по длинной оси северо-западного простирания на 15 км по короткой, осложняющую Шкаповский вал.

Характерным для месторождения в целом является его слабая структурная выраженность по всем горизонтам. Исключением является лишь его юго-западная часть — Яновская площадь, где происходит весьма резкое погружение почти всех отложений на юго-запад, что обусловлено имеющимися здесь дизъюнктивными нарушениями. Тектоническое строение месторождения иллюстрируется структурными картами по кровле сакмарского яруса, картой по кровле коллекторов турнейского яруса (практически совпадающей с кровлей яруса) и геологическими профилями по нижне-каменноугольным отложениям. Так как в работе рассматриваются залежи нефти в кизеловском горизонте турнейского яруса, то тектоническое строение других горизонтов не приводится. По структурной карте отмечаются следующие особенности: наиболее высокое гипсометрическое положение занимает северная часть месторождения — Еременская площадь, оконтуренная изогипсой -1275м. Отсюда начинается плавное, но неравномерное погружение кровли турнейского яруса в южном направлении, причем региональная изогипса — 1300 моконтуривающая структуру, прослеживается только в 18−20 км к югу от изогипсы 1275 м, т. е. на расстоянии 20 км происходит погружение кровли турнейского яруса всего на 25 м. На фоне этого погружения прослеживается расширение изогипс, структурные выступы, террасы и носы, обусловленные наличием 10 локальных поднятий с амплитудой 5−10 м субширотной ориентировки. И только на юге месторождения, характер строения кровли турнейского яруса резко меняется в сторону относительно крутого погружения ее на юго-запад, осложненное наличием довольно контрастных структур и глубокого субмеридионального прогиба.

Абсолютные отметки водо-нефтяного контакта (ВНК) ступенчато погружаются в юго-западном направлении с -1268 м на Еременской площади, до -1274 м На Городецкой, -1291м и -1304,5 м на Знаменской, -1305,5 м на Тарасовской и 1335,2 м на самой крайней залежи — Яновской площади. Таким образом с северной части месторождения до южной ВНК погружается на 67 м. Такое формирование водонефтяных контактов обусловлено структурно-литологическим фактором и даже, в большей степени, литологическим.

Наряду с наличием между куполами неглубоких прогибов, имеются значительные зоны выклинивания и замещения коллекторов плотными разностями, что видно на карте изопахит. Характерной особенностью является приуроченность к повышенным абсолютным отметкам кровли кизеловского горизонта наибольших нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта. Контуры же нефтеносности, в основном, контролируются зонами замещения или выклинивания коллектора.

Нефтенасыщенная толщина пласта Одной из важных характеристик продуктивного горизонта, определяющих его производительность и запасы нефти в нем, является нефтенасыщенная толщина. Она определяется по комплексу промыслово-геофизических исследований скважин.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта на месторождении определена по 834 скважинам. Толщина пласта изменяется по скважинам от1 до 10 метров при средней взвешенной по месторождению 2,8 м. Максимальные толщины приурочены, как правило, к купольным участкам поднятий.

Наибольшую долю 77,5% площади занимает пласт толщиной менее 4-х метров и лишь 22,5% площади с толщиной более 4 метров. По объему, доля пласта с толщиной менее 4 метров составляет 55,2%, а более 4 метров — 44,8%.

Пористость пласта Пористость продуктивного пласта определена двумя способами: путем анализа керна в ЦНИПРе НГДУ «Аксаковнефть» и интерпретации материалов промысловой геофизики по нейтронному гамма каротажу. Керновый материал отобран в 110 скважинах с охватом всей площади месторождения.

Определение пористости методом насыщения керосином произведено по 1238 образцам. Открытая пористость составила по изначально нефтенасыщенным 10,8% (1036 определения), по водонасыщенным 11,4% (202 определения) и в целом по пласту 10,9%. По данным нейтронного гамма каротажа средняя пористость по 471 скважине составила 11,2%. С учетом двух методов пористость по месторождению при подсчете запасов принята равной 11%.

По скважинам пористость изменяется в широких пределах (от 4 до 18%). Результаты анализа изменчивости пористости приведены в таблице.

Статистическое распределение пористости

Распределение подчиняется нормальному закону, наиболее часто встречающаяся пористость составляет 9−14%. Доля ее в общем объеме выборки — 91%. В результате анализа автором установлена зависимость открытой пористости от нефтенасыщенной толщины пласта.

Зависимость пористости от нефтенасыщенной толщины пласта

При увеличении нефтенасыщенной толщины от минимальной 1 м до максимальной 10 м пористость растет с 10,7% до 13,9% т. е. почти на 30%.

Проницаемость пласта

Абсолютная проницаемость пласта определялась в ЦНИПРе НГДУ «Аксаковнефть» путем анализа образцов керна из 110 скважин. Средняя проницаемость по воздуху при линейной фильтрации составила по 940 образцам керна 0,0068 мкм². Анализом установлено, что изначально нефтенасыщенные образцы имеют большую проницаемость, чем водонасыщенные, которая в среднем по 807 определениям составляет 0,0078 мкм². По 133 водонасыщенным образцам керна средняя проницаемость составила 0,0008 мкм².

Нефтенасыщенный пласт с проницаемостью менее 0,05 мкм², относящийся по отраслевой классификации к трудноизвлекаемым, встречается в 95% скважин.

Таким образом, по фильтрационной характеристике залежь нефти в карбонатных кизеловского горизонта относится к трудноизвлекаемым. Из теории и практики известно, что от проницаемости пласта зависит время восстановления пластового давления, которое при приведенных величинах проницаемости изменяется от 15 до 45 суток.

При определении проницаемости образцов керна с пористостью 5−8% оказалось, что последние, в большинстве, непроницаемые.

Незначительная проницаемость установлена в образцах, имеющих видимые горизонтальные трещины по стилолитовым швам.

Образцы керна, с такой пористостью имели нефтенасыщенность. Практически, в результате эксплуатационного разбуривания залежи, в скважинах, имеющих пористость 6−8% при освоении имеется приток нефти и они вводятся в эксплуатацию. Освоение большого количества нагнетательных скважин, более 50% которых расположены в зонах пониженных толщин и имеющих пористость 6−8%, не вызывало технологических затруднений. Скважины устойчиво, в течение многих лет, принимают пластовую высокоминерализованную девонскую воду при давлениях 3,0−6,0 МПа. Средняя приемистость составляет при этом давлении на устье 70−80 м³/сутки.

Нефтенасыщенность пласта

По керну нефтенасыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтенасыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.

Остаточная нефтенасыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д.е. (479 определений).

Остаточная нефтенасыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтенасыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице.

Остаточная нефтенасыщенность начинает интенсивно увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм².

Зависимость остаточной нефтенасыщенности от проницаемости

Физико-химические характеристики пластовых жидкостей

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:

Плотность — 855 кг/м³

Содержание серы — 2%

Содержание парафина — 3,3−4,7%

Содержание смол — 11,8%

Газовый фактор — 19 м³/т Вязкость — 9−12 м/Па· с Давление насыщения — 5,0 Мпа Температура — 18−30⁰С Пластовое давление — 14,2 Мпа По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160−1118 кг/м³, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S₁ S₂ A₂. Химический состав пластовых вод приведен в таблице.

Физико-химические показатели пластовой воды

Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ

На данный момент на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Аксаковнефть» большая часть скважин (добывающих) — 843 скважин — эксплуатируются при помощи ШСНУ, с дебитом на 1 скважину нефти — 1,9 т/сут., жидкости — 3,8 м³/сут.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются станки качалки как Российских, так и зарубежных заводов-производителей. Из станков качалок (СК) зарубежного исполнения наиболее распространены СК следующих заводов-изготовителей:

— «Vulcan», Bucuresti, Romania.

— «Lufkin Industries», Texas, USA.

Из СК Российского исполнения в нашем НГДУ наиболее часто используются:

СК8−3-5500;

7СК8−3-4000;

6СК6−3-3500.

Технические данные Российских СК

В состав базового привода СК8−3-5500 входят следующие основные части: рама 19, стойка 3, балансир 1, траверса 14, шатун 6, кривошип 16, подвеска устьевого штока 20, редуктор 15, тормоз 13, ограждение 18, площадка верхняя 2, смотровая площадка 7, противовес 17; остальные части привода являются либо приборами для обслуживания привода, либо крепежными элементами: кронштейн с выключателем 4, упор 5, ведомый шкив 8, электродвигатель 9, ведущий шкив 10, плита поворотная 11, ремень 12, ось 21, стяжка 22, головка балансира 23, пульт управления 24, опора балансира 25, рукоятка тормоза 26.

По особому заказу может поставляться зажим устьевого штока и приспособление для монтажа и демонтажа кривошипа, съемник для шкивов.

Зажим устьевого штока используется при ремонтных и профилактических работах для удержания колонны штанг. Момент затяжки болтов зажима 150−200 Н· м (15−20 кгс· м).

Редуктор трехступенчатый, с цилиндрическими прямозубыми колесами на быстроходной ступени и с шевронными зубчатыми на тихоходной ступени. Корпус редуктора имеет горизонтальную плоскость разъема, которая проходит через оси ведущего 10 и ведомого 3 валов. Валы редуктора установлены на роликовых сферических двухрядных подшипниках. Смазка подшипников комбинированная: разбрызгиванием и принудительным подводом масла по направляющим лоткам. В лотки масло забирается из картера редуктора черпаками, закрепленными на шестернях ведомого вала.

Подвеска устьевого штока предназначена для передачи усилия от привода на устьевой шток. Для установки в подвеске гидравлического динамографа (без снятия нагрузки) в нее устанавливают два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Нижняя головка шатуна с осью кривошипа, установленной на подшипниках, крепятся болтами к башмаку. Со стороны клиноременной передачи должна быть установлена нижняя головка шатуна с левой резьбой на оси кривошипа, с другой стороны нижняя головка шатуна с правой резьбой на оси кривошипа. Ось вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку 2 и шайбу 4 затягивается гайками.

Тормоз.

Тормоз — двухколодочный. Правая 4 и левая 2 колодки крепятся на верхнем картере редуктора 1, а тормозной шкив 12 установлен на ведущем валу 13. Торможение шкива осуществляется с помощью рычага 10, тяги 7 и плавающего рычага 6. Для фиксирования в заторможенном положении стопор 3 вводится в зацепление в паз тормозного шкива 12. На рычаге 10 управления тормозом имеется кнопка 11, посредством которой рычаг фиксируется в зубчатом секторе 9. Регулировка зазора между тормозными колодками и шкивом обеспечивается изменением длины тяги 7 при помощи муфты 8 и положения упорного болта 5.

Для уравновешивания привода, исходя из выбранного режима эксплуатации, необходимо определить требуемое количество и место расположения противовесов на кривошипах.

Находим требуемый уравновешивающий момент М_ур:

М_ур=Р_шт+0,5Р_ж=S/2(0,53Р_max+0,4Р_min), где

S — длина хода устьевого штока, м;

Р_шт — масса штанг в жидкости, кг;

Р_ж — масса столба жидкости в НКТ над плунжером насоса, кг;

Р_max и Р_min — max и min нагрузка в точке подвеса штанг, кгс.

По рассчитанному М_ур по графику определяется количество противовесов и место их установки на кривошипах.

Допустим, что М_ур=57кН· м, тогда для уравновешивания привода необходимо установить на кривошипе 4 противовеса на отметке L=0,67 м, 3 противовеса на отметке L=0,81 м или 2 противовеса на отметке L=1,08 м.

Из Румынских СК у нас используются:

ИР9Т-2500−3500М;

ИР12Т-3000−5500М, где

9и12 — нагрузка на устьевом штоке, т;

Т — конструктивный вариант: редуктор на опорах;

2500 и 3000 — длина хода устьевого штока, мм;

3500 и 5500 — максимальный момент на редукторе, кгс· м;

М — роторное уравновешивание.

Также есть варианты: Скомбинированное уравновешивание; Вбалансирное уравновешивание.

Техническая характеристика