Характеристика геологического строения
Основные параметры пласта
Рассматриваемая залежь N 9 расположена в центральной части Абдрахмановской площади. Размеры залежи 8,3*3,9км. Площадь нефтеносности 1783,1га, водонефтеная зона составляет 468га.
Залежь имеет сложную конфигурацию контура нефтеносности. С запада, юга и, частично, с востока залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов. Водонефтеная зона прослеживается на севере, северо-востоке, юго-востоке и юго-западе залежи и занимает 14% ее площади. Ширина водонефтеной зоны достигает 1км.
Залежь структурно- литологическая ( по классификации Г.Ованесова ).
Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от- 835м до -868м, в среднем порядка-855м -860м. ВНК отбивается на отметке -875м. Высота залежи 34м. Основными продуктивными объектами залежи являются пласты СIвв3, СIвв1+2 ,которые имеют в значительной степени прерывистое строение. Пласты CIвв4 и СIвв1+2 встречаются обычно в виде отдельных линз ( минимальный диаметр линз пород- коллекторов - 0,4км ), при этом нижний пласт СIвв1+2 , как правило, водоносен.
Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми глинистыми породами елховского горизонта, прослеживающимися регионально в пределах Абдрахмановской площади. Мощность этих отложений меняется от 2м до 6м. Покрышкой для залежей бобриковского горизонта служит глинисто карбонатная толща тульского горизонта, мощностью около 12м .
Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от -845,6м до 866,7м . ВНК в пределах ОУ отбивается на отметке -875м.
Основные параметры продуктивных объектов.
а) Емкостные свойства пород- коллекторов.
Эксплуатационным объектом залежи являются терригенные пласты- коллекторы бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Породы- коллекторы слагаются преимущественно мелкозернистыми песчаниками в разной степени алевритовыми и песчаными алевролитами, прослоями глинистыми. Песчаники и алевролиты являются мономинеральными. Кварц в них составляет 95-99% породы. Кроме кварца из обломочных минералов наиболее часто встречаются полевые шпаты, чешуйки мусковита, реже обломки циркона, турмалина, кремня. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеют кремнезем, кальцит, пирит, каолинит и очень редко - гипс.
Cтепень окатанности обломочного материала, как и степень сортировки зерен, резко изменяется даже в пределах тонких слоев и микрослоев. Угловатые, клиновидные зерна встречаются довольно часто. Наряду с ними встречаются и хорошо окатанные.
В пластах песчаники чаще неяснослоистые, в кровле и подошве горизонтально - реже косослоистые. Зерна кварца, как правило, хорошо отсортированные, угловато- окатанные, изометричной или удлиненной формы. Размер зерен преобладает 0,20-0,25мм.
Характерной чертой пород- коллекторов является резкое преобладание рыхлой и весьма рыхлой укладки зерен, что и обеспечивает высокие их коллекторские свойства. Размер пор от 0,03 до 0,2мм. Цемент в песчаниках составляет незначительный процент породы ( 1-5% ) и распределен неравномерно. Наиболее равномерно и широко распространен кремнистый цемент, обеспечивающий крепость породы. Глинистый цемент в основном каолиновый, реже каолинито-гидрослюдистый. Коллекторские свойства песчаников в пластах высокие: пористость до 30% и более, Проницаемость достигает 1-3мкм.
Алевролиты, в основном, крупнозернистые. Пористость крупнозернистых алевролитов достигает 28%, проницаемость составляет
преимущественно 0,6-0,9мкм. Кроме того, развиты разнозернистые, мелко- и разнозернистые алевролиты. Коллекторские характеристики разнозернистых алевролитов варьируют в широких пределах: пористость от 15-16 до 25-26%, проницаемость от 0,02-0,03 до 0,3-0,5мкм. Алевролиты мелко- и разнозернистые, обычно, плохо отсортированы и обладают низкими коллекторскими свойствами: пористость от единиц до 16-18%, проницаемость менее 0,001- 0,005мкм.
Литологически пласты ОУ представлены песчаниками. И лишь 2 скважины (NN 894, 27952) вскрыли алевролиты. Пористость песчаников в пластах высокая и изменяется в незначительных пределах 19% (скв.N 27948) -22% (скв.N17264).
Зоны с пористостью 17% и меньше расположены на севере и северовостоке ОУ.
Проницаемость песчаников изменяется в широких пределах от 0,07мкм (скв.N 27945) до 0,68 (скв.N 17264).
Следует отметить, что породы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами принадлежат зонам наибольших толщин пласта.
б) толщина пород- коллекторов.
Общая толщина продуктивной части разреза залежи изменяется по скважинам в значительных пределах от 0,8 до 19,8м. Это связано с колебаниями толщин пластов- коллекторов и глинистых разделов между ними.
Эффективная толщина (в том числе и нефтенасыщенная) пластов определялась по комплексу ГИС. Она колеблется 0,8м (скв.N 3222) до 15,2м (скв.N 3283). Зоны повышенных мощностей до 8-12м прослеживаются в виде узкой полосы в центре залежи, пласты с мощностью до 2м, в основном, в приконтурной зоне.
В пределах ОУ нефтенасыщенная мощность изменяется от 1,6м (скв.N 27952) до 8,4м (скв.N 17264) .
в) характеристика неоднородности пород- коллекторов.
Неоднородность пластов определяется изменением структурно-
текстурных особенностей, в частности, сортировкой обломочного материала и характером слоистости, который обычно изменяется через каждые 10-20см.
Кроме того, важно решить вопрос, который касается степени выдержанности по площади проницаемых прослоев и разделов между ними. Поэтому с точки зрения разработки объекта необходимо построение геолого- статистического разреза (ГСР) .
На разрезе построенном по скважинам ОУ четко выделяются три пласта- коллектора, которые соответствуют 3 моделям.
К первой модели относится пласт СIвв3 . Пласт характеризуется долей скважин, вскрывших коллектор 70-92% и представляет собой монолитный пласт- коллектор с линзовидными прослоями непроницаемых пород. Каждый непроницаемый прослой имеет ограниченную площадь распространения и поэтому не может коррелироваться между разрезами соседних скважин. В результате прерывистости эти непроницаемые прослои не могут служить гидродинамическим экраном и поэтому пластовое давление при его изменении в любой части продуктивного разреза хорошо перераспределяется как по вертикали, так и по горизонтали.
Ко второй модели относятся пласты СIвв1+2 и СIвв4 с долей скважин 45,8-70% и 30-70% соответственно. Пласты представляют переслаивание выдержанных по площади проницаемых прослоев и в такой же степени выдержанных по площади непроницаемых разделов между ними. Непроницаемые прослои будут хорошими гидродинамическими экранами, и при изменении пластового давления в отдельных проницаемых прослоях его перераспределение между другими прослоями либо сильно затруднено, либо совсем не происходит. Хорошо перераспределяется пластовое давление лишь по простиранию данного прослоя.
Таким образом, при детальной корреляции в пределах пласта СIвв4 непроницаемые прослои, выделенные в разрезах соседних скважин, не коррелируются, а изображаются в виде изолированных линз. В пределах пластов СIвв3 и СIвв1+2 все проницаемые и непроницаемые прослои, вскрытые со
седними скважинами, должны рассматриваться как непрерывные и коррелироваться между собой.
Cтепень неоднородности пластов увеличевается за счет появления в них многочисленных тонких горизонтальных глинисто- углистых прожилок, образующих иногда отдельные пачки, мощностью 1-1,5cм. Углистые прожилки особенно ухудшают проницаемость. Для пластов СIвв1+2 и СIвв3 , CIвв3 и СIвв4 характерно слияние между собой. Коэффициент литологической связанности верхних пластов СIвв3 и СIвв4 в пределах контуров нефтеносности равен 0,8, то есть фактически они сливаются в монолитный пласт. Также часты слияния пластов СIвв1+2 и СIвв3 . Коэффициент литологической связанности равен 0,7.
Коэффициент расчлененности залежи N 9 бобриковского горизонта равен 1,26. Небольшая расчлененность продуктивного горизонта и значительная связанность пластов обусловили высокое значение коэффициента песчанистости - 0,89.
Анализ изменения толщин и характер распространения песчано-алевролитовых пород показывает, что в целом продуктивный горизонт характеризуется весьма сложным строением, невыдерженной толщиной слагающих его пластов. Наиболее однородным и менее прерывистым по сравнению с выше- и нижезалегающими пластами является пласт СIвв . Пласты СIвв , СIвв и СIвв вскрыты относительно малым числом скважин.
г) нефтенасыщенность.
Нефтенасыщенность продуктивных пластов залежи N 9 изменяется по скважинам в широких пределах от 46% до 85%. Это определяется изменением емкостных свойств вмещающих пород - коллекторов. Зоны повышенной нефтенасыщенности до 80-85% отмечаются в центральных частях залежи, зоны с нефтенасыщенностью менее 50% расположены в приконтурной зоне.
В пределах ОУ нефтенасыщенность изменяется от 50% до 82%. Зона повышенной нефтенасыщенности вытянута в виде узкой полосы с юго-запада на северо- восток. Зоны с меньшей нефтенасыщенностью
прослеживаются на перифериях ОУ.
Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов рассматриваемого ОУ дана в таблице 1.
Таблица 1.
| № скважины | Коэффициент пористости % | Коэффициент прониц мкм | Нефтенас. тощина м | Нефтенасыщ. % |
| 16.0 | 0.17 | 3.0 | 52.0 | |
| 17.0 | 0.24 | 6.2 | 63.0 | |
| 20.0 | 0.53 | 4.4 | 70.0 | |
| 19.0 | 0.49 | 5.8 | 68.0 | |
| 18.0 | 0.42 | 5.2 | 62.0 | |
| 17.0 | 0.24 | 3.2 | 50.0 | |
| 18.5 | 0.31 | 2.4 | 79.0 | |
| 21.0 | 0.57 | 5.8 | 75.0 | |
| 22.0 | 0.68 | 8.4 | 75.0 | |
| 15.0 | 0.16 | 2.8 | 61.0 | |
| 16.0-18.0 | 0.15-0.26 | 3.6 | 51.0-66.0 | |
| 18.0-16.1 | 0.28-0.19 | 6.6 | 64.0-54.0 | |
| 22.0 | 0.58 | 6.4 | 81.0 | |
| 18.0-20.0-19.0 | 0.07-0.08-0.07 | 5.8 | 72.0-82.0-67.0 | |
| 22.0-20.0-19.0 | 0.09-0.09-0.08 | 7.8 | 79.0-82.0-52.0 | |
| 20.0 | 0.12 | 2.2 | 68.0 | |
| 18.0-20.0 | 0.40-0.42 | 5.4 | 57.0-65.0 | |
| 16.7 | 0.31 | 1.6 | 61.0 | |
| 19.5-19.5-21.7 | 0.69-0.52-0.52 | 3.2 | 56.3-52.4-41.6 |
2.3. 
Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Изучение физико- химических свойств пластовых и поверхностных проб нефтей залежи N 9 бобриковского горизонта и растворенных в нефти газов проводилось в 1957-1989годах в ТатНИПИнефть, ЦНИПРах НГДУ.
В компонентном и фракционном составах нефтей аномальных отклонений не обнаружено.
В составе нефтяного газа залежи в значительном количестве (19,5%) присутствует азот, отмечается также сероводород (таблица 2).
Таблица 2
| Наименование | Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных усл., ср. значение | Пластовая нефть ср. значение |
| 1. Сероводород | 0.9 | --- |
| 2. Углекислый газ | 1.4 | --- |
| 3. Азот | 19.5 | --- |
| 4. Метан | 22.6 | 0.02 |
| 5. Этан | 19.6 | 0.03 |
| 6. Пропан | 20.0 | 0.17 |
| 7. Изобутан | 5.4 | 0.11 |
| 8. Н. бутан | 4.6 | 0.33 |
| 9. Изопентан | 1.6 | 0.49 |
| 10. Н. пентан | 2.0 | 0.51 |
| 11. Гексан | 1.1 | 1.82 |
| 12. Гептан+высшие | 0.4 | 96.5 |
| 13. Гелий | 0.12 | --- |
| 14. Плотность газа при ст. условиях | 1.3302-1.4415 |
По содержанию серы (2,9%), смол (23,6%) и парафина (3,6%) нефти залежи N 9 классифицируются как высокосернистые, смолистые, и парафинистые ( ГОСТ 912-66 ) (таблица 3).
Таблица 3
| Наименование | Ед. измерения | Ср. значение |
| 1.Температура застывания С | С | 57.0 |
| 2. Содержание Серы | % весовые | 2.9 |
| 3. Содержание Смол | % весовые | --- |
| 4. Содержание Селикогелиевых | % весовые | 23.6 |
| 5. Содержание Асфальтенов | % весовые | 2.4 |
| 6. Содержание Парафинов | % весовые | 3.6 |
К настоящему времени выделено 9 гидрогеологических комплексов. Основой для их выделения являются: литология водовмещающих пород, степень гидродинамической связи горизонтов, условия циркуляции вод, водообильность отложений, газовый и минеральный состав вод.
Пластовые воды данково-лебедянского горизонта по классификации А. Сулина относятся к хлор- кальциевому типу и имеют плотность- 1155-1174 кг/м3.Пластовые воды кизеловского горизонта по А.Сулину относятся к хлор- кальциевому типу.
По химическому составу пластовые воды бобриковского горизонта относятся к хлоридно- натриевому типу. Общая минерализация колеблется в пределах 211-245 кг/м3. Плотность воды составляет 2243-1177 кг/м3. Из микрокомпонентов в водах бобриковского горизонта присутствуют (в мг/л): йод- 4-9, бром- 305-486, бор- 14-52, аммоний- 150-183. Растворенный в пластовых водах газ, по данным ТатНИПИнефть, имеет преимущественно азотный состав: азот 97,9%, метан- 1,4%, этан- 0,3 %, углекислый газ- 0,4%. Газосодержание 0,04-0,09 м3/т. Вязкость пластовых вод в среднем 1,63 МПа с.
Водоносный горизонттерригенного девона приурочены к песчано-алеврролитовым пластам,разделенными глинистыми и глинисто-карбонатными водоупорами .Однако разделы между пластами не выдержаны,поэтому вся часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар,в котором физико-химические свойства подземных вод сходны.По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу . По газовому составу подземные воды терригенного девона азотно-метановые.
По данным Герасимова в естественных условиях подземные воды характеризуются отсутствием сероводорода .
Подземные воды карбона отличаются от вод терригенного девона меньшей минерализацией,меньшим содержания кальция,большим содержанием сульфатов и гидрокарбонатов.
В газовом составе преобладает азот до 75 % по объему метан –8,7 % углекислый газ –2,6% .
В разрезе бобриковского горизонта водонасыщенными являются песчано- алевролитовые породы. Дебит скважин составляет от 18м/сут до 100м/сут при понижении динамического уровня до 205-290м от устья. Cтатический уровень устанавливается на абсолютной отметке 20-40м.Время восстановления уровня находится в пределах от 2-3 часов до 2-3 суток и более.
По химическому составу подземные воды залежи N 9 относятся к хлор- кальциевому типу (по В.А.Сулину).Общая минерализация составляет 208-244г/л.Cодержание основных компонентов: кальция 6-16г/л, магния 2-5г/л, сульфатов 0,01-1,8г/л, хлоридов 127-162г/л, гидрокарбонатов 0,01-0,73г/л. Из микрокомпонентов в воде обнаружены: йод 4-10мг/л, бром 218-320мг/л, барий около 150мг/л, стронций 270мг/л. Наибольшее содержание йода и брома в подземных водах зафиксировано на севере залежи (йода 8-10мг/л, брома 310-320мг/л). Плотность воды 1,14-1,17г/см,вязкость 1,50-1,69спз, температура 21,5 С. Присутствует растворенный в воде сероводород 120мг/л. Упругость газа от 29 до 50,5 атм.
Таблица 4
| Наименование | Ед. измерения | Ср. значение |
| 1. Вязкость | МПа*с | 1.6685 |
| 2. Плотность | г/см3 | 1.605 |
| 3. Содержание Cl | мг экв/л | 142356/782.7 |
| 4. Содержание SO4 | мг экв/л | 854.3/3.68 |
| 5. Содержание HCO3 | мг экв/л | 7/0.1475 |
В процессе разработки в связи со смешиванием и взаимодействием между собой пластовой и закачиваемой вод, а также с нефтью и растворенным в 
ней газом, происходит изменение минерального, микрокомпонентного, газового состава, физико-химических свойств пластовой и закачиваемой вод.
Изменение естественных гидрогеологических условий, влияющих на процесс вытеснения нефти и на величину конечной нефтеотдачи продуктивных пластов, необходимо учитывать в процессе разработки залежи.
3. 
Анализ текущего состояния разработки
Рис. 1. Общая схема штанговой насосной установки
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 – 4 м) цилиндра (рис.2.2.2) той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 – 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 – 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
Рис.2. Штанговый скважинный насос (ШСН)
Всасывающий клапан 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
В штанговых насосных установках применяются два основных типа глубинных насосах. Насосы первого типа называются невставными, потому что цилиндр насоса расположен на НКТ. Насосы второго типа называются вставными они опускаются в НКТ и вынимаются из нее на штангах (рис 2.2.1).
Наземным оборудованием ШСНУ является станок-качалка и СУСГ. СК
состоит из редуктора, который через кривошипно-шатунный механизм передает балансиру возвратно-поступательное движение. А балансир передает дви 
жение к колонне штанг. Связующим элементом между головкой балансира и колонной штанг является полированный шток, который герметизируется СУСГ. Штанговые насосы высоконадежны и легко поддаются диагностике с помощью ряда различных приемов: осмотра, динамометрии и зондирования скважины. Среди недостатков штанговых насосов следует упомянуть их не пригодность для искривленных скважин. Высокий газовый фактор скважины, либо попадание песка и парафина в скважины флюиды еще более ухудшают их эффективность.
Источники водоснабжения
Система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысло
вых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти и др.
Рис. 1 Типовая схема водоснабжения системы ППД
1 - водозаборные устройства 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа)
Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напорная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции (КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины. В зависимости от требований к закачиваемой воде, а также экологических и технико-экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами – с подрусловым и с
открытым отбором воды. При открытом отборе из наземного источника (рис. 3.3.2 ) непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается приемная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобожденную от грубых механических примесей воду на установку очистки. К основным элементам установки относятся дозатор для подачи коагулянта ( серно-кислый алюминий Al 2 ( SO4 )3 18 Н2 О или железный купорос Fe SO4 ), смеситель для обеспечения взаимодействия коагулянта и воды, осветлитель и гравийно-песчаный фильтр. В осветлителе происходит обменная ре
акция с образованием хлопьевидных компонентов, которые захватывают механические примеси воды. Основная масса хлопьев с механическими примесями отделяется от воды непосредственно в осветлителе, оставшаяся часть – в гравийно-песчаных фильтрах. Очищенная таким образом вода поступает в подземную емкость, откуда при помощи насосов второго подъема подается в магистральный водопровод системы поддержания пластового давления. Восстановление гравийно-песчаных фильтров осуществляется обратным потоком чистой воды при помощи одного из насосов второго подъема. Продолжительность восстановления 10 – 15 мин., скорость фильтрации – не более 12 – 15 дм 3 / (с м2 ), что предотвращает «вымывание» самого фильтра.
 |
Рис. 2 Схема отбора воды из открытого водоема с водоочистной станцией
1 – колодец; 2 – премная сетка; 3, 8, 21 – водоводы; 4 – мостик; 5 – сваи; 6, 19 – насосы; 7, 20 – насосные станции I и II подъема; 9 – дозатор; 10 – смеситель; 11 – лоток; 12 – центральная труба; 13 – осветитель; 14 – раздаточный коллектор; 15 – пространство для хлопьеобразования; 16 – гравийно-песчаные фильтры; 17 – коллектор; 18 – подземный резервуар; 19, 22 – насос для промывки песчаных фильтров; 23 – задвижка; 24 – лоток; 25 – трубки для отбора воды; 26 – глухое днище; 27 – конус отстойника; 28 – окна.
П о д р у с л о в ы й с п о с о б подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рис. 3.3.3 ) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входят следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; на
сосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема в 150 – 200 м друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные – 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м и герметичным люком.
Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.
Рис.3 Схема сифонного водозабора
1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая скважина; 3 – групповой сифонный коллектор; 4 – ваккум-котел; 5, 12 – насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод.
Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м ). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема. По выкидным лини
ям и сборным водоводам вода подается на станцию второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный ( кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения.
Характеристика геологического строения
Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к центральной части Южного купола Татарского свода, который по отложениям терригенного девона имеет размеры порядка 100*100км и ограничивается прогибами ( Алтунино - Шунакским с запада, Уральским - с востока ) и структурными уступами ( Бугульминским - на юге, Сакловским - на севере ); амплитуда Южного купола в этих границах достигает 50 - 60м.
В настоящее время в разрезе осадочной толщи юго-востока Татарии выделяется 4 структурно - тектонических этажа. Основные пластовые несоответствия устанавливаются между отложениями терригенного девона ( I СТЭ ) и вышележащими подразделениями.
По терригенному девону центральная часть Южного купола характеризуется относительно простым строением: изометрической формы поднятие, контролирующее девонскую залежь нефти ( горизонт Д1 ). Не глубокими прогибами и уступами центральная часть Южного купола разделена на 3 блока ( Миннибаевский, Павлово-Сулеевский и Азнакаевский ).Локальные структуры в отложениях терригенного девона выражены слабо, они имеют небольшую амплитуду ( порядка нескольких метров по замкнутой изогипсе) и расплывчатые очертания.
Локальные деформации терригенной толщи девона связаны, в основном, с наложением пермских и послепермских тектонических движений на относительно выравненные стратиграфические и литологические поверхности. Структурные поверхности вышележащих отложений (начиная с верхнефранского подъяруса) отличаются более сложным строением. Для них
характерно обилие хорошо выраженных локальных структур, иногда значительной амплитуды ( до 60 -70м ).
Вверх по разрезу структуры постепенно выполаживаются; на отдельных участках локальные структуры, сливаясь, образуют сложные поднятия. Ядра структур (верхнефранского возраста) имеют седиментационно - эрозионное происхождение; в пермское и послепермское время они были отчасти преобразованы наложенными тектоническими движениями. В связи с тем, что локальные тектонические деформации осадочной толщи по амплитуде несопоставимо меньше ядер структур седиментационно - эрозионного происхождения, возникло плановое несоответствие между поверхностями терригенного девона (лишенными седиментационных и эрозионных форм) и вышележащими толщами.
В фаменское и турнейское время происходит процесс облекания седиментационно - эрозионных ядер, вследствие чего локальные структуры вверх по разрезу характеризуются несколько большей сглаженностью форм и меньшей амплитудой. Перед отложением осадков терригенной толщи нижнего карбона структурный рельеф кровли турнейского яруса был осложнен эрозионными элементами. Эрозионные врезы, имеющие вид относительно нешироких линейновытянутых углублений в карбонатах турнейского яруса. Как правило, они приурочены к осевым частям пониженных участков структурного рельефа и в большинстве случаев не столько затушевывают, сколько подчеркивают его локальные элементы. Врезы были заполнены ко времени отложения осадков тульского периода и, таким образом, рельеф маркирующих поверхностей тульских отложений и кровли пласта Б практически отражает структурное строение каменноугольных поверхностей.
Неравномерное накопление осадков в условиях первично накопленной ( к юго-западу ) поверхности в девонское и нижнекаменноугольное время обусловило ( после обособления Южного купола как структурной единицы в пермское и послепермское время) смещение наиболее приподнятой части ( вершины ) купола по нижнекаменноугольным отложениям к юго - западу
( относительно поверхностей терригенного девона ) на территорию Миннибаевской, Зай-Каратайской и Куак-Башской эксплуатационных площадей. К востоку и северу от этих площадей по отложениям нижнего карбона (в частности по бобриковским отложениям ) наблюдается ступенчатое погружение структурных поверхностей, образующих ряд так называемых террас, которые характеризуются относительно устойчивыми гипсометрическими уровнями - это Миннибаевская, Альметьевская, Сулеево-Поповская, Сармановская и Азнакаевская террасы.
Таким образом, перечисленные террасы являются по отношению к Южному куполу структурными элементами второго порядка. В свою очередь террасы осложнены поднятиями состоящими из ряда локальных структур.
Альметьевская терраса окаймляет Миннибаевскую с севера и востока, отделяясь от нее Альметьевско-Лениногорским уступом. На обширной территории этой террасы расположено большое количество локальных структур и поднятий, в том числе и контролирующие рассматриваемую залежь N 9. Поднятие, контролирующее залежь N 9, расположенно в центральной части террасы, имеет меридианальное простирание и валообразное строение. Поднятие осложнено целым рядом локальных структур.
В пределах ОУ ( расположенного на юго-востоке изучаемой залежи ) выделятся 3 локальных структуры . На севере ОУ находится наиболее крупная структура, осложненная двумя куполами в северной и южной ее частях со сводовыми скважинами N 23517 на северном куполе и N 17267 на южном куполе. Северный купол оконтурен изогипсой -860м и имеет размеры 1200*720м. Амплитуда поднятия 14,4м. Южный купол в пределах замкнутой изогипсы -860м имеет размеры 180*120м. Амплитуда поднятия 1,8м.
На юго-западе ОУ находится небольшое поднятие со сводовой скважиной N 17263. Поднятие оконтурено изогипсой -862м и имеет размеры 80*80м.
На юге ОУ в районе скважины N 17264 расположено поднятие, которое в пределах замкнутой изогипсы -862м имеет размеры 840*360м. Амплитуда поднятия 3,6м.
На востоке ОУ отмечается значительное погружение пластов. Видимая амплитуда погружения в пределах ОУ 24м.
В заключении следует отметить, что именно в пределах описанных поднятий выделены наибольшие толщины продуктивных пластов, то есть сосредоточены основные запасы ОУ.
Основные параметры пласта
Рассматриваемая залежь N 9 расположена в центральной части Абдрахмановской площади. Размеры залежи 8,3*3,9км. Площадь нефтеносности 1783,1га, водонефтеная зона составляет 468га.
Залежь имеет сложную конфигурацию контура нефтеносности. С запада, юга и, частично, с востока залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов. Водонефтеная зона прослеживается на севере, северо-востоке, юго-востоке и юго-западе залежи и занимает 14% ее площади. Ширина водонефтеной зоны достигает 1км.
Залежь структурно- литологическая ( по классификации Г.Ованесова ).
Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от- 835м до -868м, в среднем порядка-855м -860м. ВНК отбивается на отметке -875м. Высота залежи 34м. Основными продуктивными объектами залежи являются пласты СIвв3, СIвв1+2 ,которые имеют в значительной степени прерывистое строение. Пласты CIвв4 и СIвв1+2 встречаются обычно в виде отдельных линз ( минимальный диаметр линз пород- коллекторов - 0,4км ), при этом нижний пласт СIвв1+2 , как правило, водоносен.
Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми глинистыми породами елховского горизонта, прослеживающимися регионально в пределах Абдрахмановской площади. Мощность этих отложений меняется от 2м до 6м. Покрышкой для залежей бобриковского горизонта служит глинисто карбонатная толща тульского горизонта, мощностью около 12м .
Кровля залежи вскрыта в пределах абсолютных отметок от -845,6м до 866,7м . ВНК в пределах ОУ отбивается на отметке -875м.
Основные параметры продуктивных объектов.
а) Емкостные свойства пород- коллекторов.
Эксплуатационным объектом залежи являются терригенные пласты- коллекторы бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Породы- коллекторы слагаются преимущественно мелкозернистыми песчаниками в разной степени алевритовыми и песчаными алевролитами, прослоями глинистыми. Песчаники и алевролиты являются мономинеральными. Кварц в них составляет 95-99% породы. Кроме кварца из обломочных минералов наиболее часто встречаются полевые шпаты, чешуйки мусковита, реже обломки циркона, турмалина, кремня. Из аутигенных минералов наибольшее распространение имеют кремнезем, кальцит, пирит, каолинит и очень редко - гипс.
Cтепень окатанности обломочного материала, как и степень сортировки зерен, резко изменяется даже в пределах тонких слоев и микрослоев. Угловатые, клиновидные зерна встречаются довольно часто. Наряду с ними встречаются и хорошо окатанные.
В пластах песчаники чаще неяснослоистые, в кровле и подошве горизонтально - реже косослоистые. Зерна кварца, как правило, хорошо отсортированные, угловато- окатанные, изометричной или удлиненной формы. Размер зерен преобладает 0,20-0,25мм.
Характерной чертой пород- коллекторов является резкое преобладание рыхлой и весьма рыхлой укладки зерен, что и обеспечивает высокие их коллекторские свойства. Размер пор от 0,03 до 0,2мм. Цемент в песчаниках составляет незначительный процент породы ( 1-5% ) и распределен неравномерно. Наиболее равномерно и широко распространен кремнистый цемент, обеспечивающий крепость породы. Глинистый цемент в основном каолиновый, реже каолинито-гидрослюдистый. Коллекторские свойства песчаников в пластах высокие: пористость до 30% и более, Проницаемость достигает 1-3мкм.
Алевролиты, в основном, крупнозернистые. Пористость крупнозернистых алевролитов достигает 28%, проницаемость составляет
преимущественно 0,6-0,9мкм. Кроме того, развиты разнозернистые, мелко- и разнозернистые алевролиты. Коллекторские характеристики разнозернистых алевролитов варьируют в широких пределах: пористость от 15-16 до 25-26%, проницаемость от 0,02-0,03 до 0,3-0,5мкм. Алевролиты мелко- и разнозернистые, обычно, плохо отсортированы и обладают низкими коллекторскими свойствами: пористость от единиц до 16-18%, проницаемость менее 0,001- 0,005мкм.
Литологически пласты ОУ представлены песчаниками. И лишь 2 скважины (NN 894, 27952) вскрыли алевролиты. Пористость песчаников в пластах высокая и изменяется в незначительных пределах 19% (скв.N 27948) -22% (скв.N17264).
Зоны с пористостью 17% и меньше расположены на севере и северовостоке ОУ.
Проницаемость песчаников изменяется в широких пределах от 0,07мкм (скв.N 27945) до 0,68 (скв.N 17264).
Следует отметить, что породы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами принадлежат зонам наибольших толщин пласта.
б) толщина пород- коллекторов.
Общая толщина продуктивной части разреза залежи изменяется по скважинам в значительных пределах от 0,8 до 19,8м. Это связано с колебаниями толщин пластов- коллекторов и глинистых разделов между ними.
Эффективная толщина (в том числе и нефтенасыщенная) пластов определялась по комплексу ГИС. Она колеблется 0,8м (скв.N 3222) до 15,2м (скв.N 3283). Зоны повышенных м<