Тектоника и коллекторские свойства пород продуктивных пластов

В тектоническом отношении месторождения располагаются в пределах Бузулукской впадины и приурочены к Бобровско — Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта КамскоКинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных, характеризующихся и высаживанием структурных форм снизу вверх от турнейского яруса до отложений верхней перми. Тоже самое характерно и для Покровской площади. По всем маркирующим горизонтам Покровское поднятие представляет собой резко асимметричную Северозападного простирания с более крупным северным крылом. Угол падения слоев на крутых крыльях составляет 5 — 13, на пологих 2 — 4.

В пределах складки выделяется три основных поднятия Покровское (в центральной части складки), Западно — Покровское и Восточно — Покровское, осложненное в свою очередь рядом небольших куполков.

Покровское месторождение относится к многопластовым. Промышленная нефтеносность связанна с отложениями каширского (пласт А2), верейского (пласты А1, А2, А3), горизонтов, башкирского яруса (пласт А4), окского горизонта (пласт О3), Бобриковского горизонта (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1). Кроме того, в отложениях перми выделяется одна газовая залежь в уфимском ярусе.

В Верейских отложениях коллекторами служат полиминтовые песчаники и пескалистые аллевралиты. Основным показателем выделения коллектора в связи с повышенной радиоактивностью пород, являются отрицательная амплитуда ПСи показания каверномера. Песчаники разделены глинистыми породами на пропластки. Коллектора имеют не повсеместное распространение по площади в силу их литологических изменчивостей замещение проницаемых песчаников слабопроницаемыми глинистыми алевралитами и глинами на востоке Южного и на юге Северного участков. Кроме того, между залежами участков также зафиксирован литологический экран. Залежи структурно — литологического типа. Наиболее литологически выдержанным и однородным является нижний пласт А3, который характеризуется и лучшими коллекторскими свойствами. Залегающие выше пласты А2 и А1 представляют собой серию небольших по толщинам песчаных пропластков, которые нередко выклиниваются по простиранию, образуя замкнутые линзы и полулинзы. Продуктивная часть верейского горизонта представлена проницаемыми песчаниками и песчанистыми аллевралитами, переслаивающимися с плотными прослоями глинами и глинистыми аллевралитами. При этом песчаники часто подвержены литологической изменчивости, сокращаясь в толщине в плоть до полного их выклинивания.

Так в скважине № 900 верейский горизонт представлен полностью непроницаемыми породами.

Башкирский ярус Коллекторами являются неравномерно пористые и кавернозные известняки, иногда доломиты, приуроченные к верхам яруса. Коллектора чистые, без примеси глинистого материала и разобщены плотными разностями пород на серию пропластков.

Пласт А4 достаточно полно представлен керном. Средняя пористость определялась по 197 образцам из 18 скважин и равна 16%, а средняя проницаемостьпо 111 образцам по 15 скважинам и равна 173 мД. Нефтенасыщенность по геофизическим данным равна 84%. Залежь верейского горизонта разделяется на северную и южную.

Пласт А0 каширского горизонта представлен 1−2-мя, реже — 3 — мя проницаемыми пропластками известняков, толщина которых в пределах площади категории С1 достигает 3 м.

Суммарная толщина их в целом по залежи колеблется в пределах от 14 до 30 м, нефтенасыщенная от 12 до 30 м, составляя в среднем 128 м, а для запасов категории С1 — 155 м.

В разрезе верейского горизонта наблюдаются следующее. Обогащение разреза глинистым материалом происходит снизу вверх, о чем свидетельствует строение пласта верхней пачки (А1) продуктивной толщи, где он, в основном, представлен отдельными линзами.

Книзу разрез становится более песчанистым и проницаемые прослои в нижней пачке (А3) толщи более выдержаны как по площади, так и по толщине, которая здесь в некоторых скважинах достигает 15−20м. Суммарная эффективная толщина всей продуктивной части верейского горизонта колеблется в широких пределах от 1 до 337 м, составляя в основном 20 — 30 м.

Резкое изменение толщин объясняется, как уже отмечалось, литологической изменчивостью коллекторов. Так, например, в скважине № 753 происходит замещение почти всего разреза горизонта, за исключением маломощного пропластка в нижней пачке его (А3), толщиной в 1,4 м в скважинах №№ 161, 648 сохранились небольшие пропластки лишь в верхней части разреза (А1) и в скважине № 111 — в пласте А2 — 1 м. В то же время в скважинах №№ 106, 167, 225, 368, 623, 629 и другие проницаемые прослои составляют 17 — 20 м., т. е. 60 — 98% всего разреза верейского горизонта.

Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин колеблются на Северном участке от 0 до 29 м., на Южном — от 0 до 35 м., средневзвешенная толщина по участкам равна 8,8 и 8,98 м.

Толщина плотных прослоев глин и глинистых аллевралитов находится в пределах — 0,3 — 5 — 18 м, чаще 2−4м.

Пласт А4 башкирского яруса представлен чередованием пористых и непроницаемых разностей известняков, реже доломитов. Толщина отдельных их прослоев колеблется в больших пределах от 0,2 — 0,4 до 17 — 22 м, а в скважине № 135 она достигает 34,6 м. Суммарная их толщина по отдельным скважинам составляет 3,6 — 39,2 м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина в целом по залежи равна 7,73 м, изменяясь по площади от 0,5 до 25 м. Распределение ее по площади неравномерно. Плотные пропластки имеют толщину — 0,2 — 11 м, количество их достигает 18.

Пласт О3 Окского надгоризонта представлен чередованием плотных и проницаемых доломитов и известняков. Относительно выдержан по площади, и при общей толщине 10 — 30 м эффективная часть его составляет порядка 48 — 50% изменяясь от 0,9 до 12 м. Толщина проницаемых пропластков колеблется от 0,9 до 6 — 11 м. суммарная по скважине — 0,9 — 12 м., нефтенасыщенная — от 0,4 до 10,7 м., составляя в среднем по залежи 4, 3 м.

Наибольшая нефтенасыщенная толщина приурочена к центральному куполу Покровского поднятия — район скважины 374.

Плотные непроницаемые прослои имеют толщину 0,2 — 6 — 13 м., количество их составляют 2 — 16.

По пласту Т1 Бобриковского горизонта количество проницаемых пропластков достигает 19 м., толщина которых составляет 0,2 — 14 м., суммарная — 1,9 — 2,5, 6 м., суммарная нефтенасыщенная — 0,8 — 21,8 м в среднем по залежи — 6,3 м. Размещение ее по площади залежи не имеет закономерности.

Плотные пропластки имеют большой диапазон колебаний по толщине — от 0,2 — 0,6 до 8 — 14 м.

Пласт В1 Турнейского яруса представлен чередованием проницаемых и непроницаемых известняков. Толщина отдельных проницаемых пропластков колеблются от 0,2 до 12 — 16 м, суммарная эффективная -1,2 — 16,3 м., нефтенасыщенная — 0,4 — 16 — 18,4 м, в среднем по залежи составляя 5,8 м.

При этом закономерность ее размещения по площади не наблюдается. Толщина плотных непроницаемых пропластков имеет так же широкий диапазон изменений — от 0,4 до 14,6 м, составляя, в основном 1−3м.

Физико-химические свойства нефти, газа и воды

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти пласта Т1 изменяется от 0,7890 до 0,8306 г/см3,среднее пластовое давление 88 кгс/см2, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 53,0 до 73,4 кгс/см2, пластовый газовый фактор (газосодержание) от 36,6 до 50,6 м3/т (объем газа приведен к 20 °C и 760 мм рт.ст.) динамическая вязкость пластовой нефти от 1,8 до 4,07спз. Средняя температура пласта составляет 43 °C.

После ступенчатой сепарации в рабочих условиях плотность нефти 0,8387 г/см2, рабочий газовый фактор 39,4м3/т (при 20°С), динамическая вязкость разгазированной нефти 10,05 спз. Нефть добывается с пластовой водой, которая имеет плотность 1,1559 г/см3. Обводненность колеблется от 3 до 80%, и в среднем составляет 52%. В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях: сероводорода 1,29% мольных, азота 13,72% мольных, метана 24,54% мольных, высших углеводородов (пропан + высшее) -36,6% мольных, гелия — 0,029% мольных. Относительная плотность газа по воздуху 1,179.