Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению (стр. 7 из 12)
Поверхность кристаллического фундамента испытывает моноклинально-ступенчатое погружение в северо-восточном направлении, в сторону осевой зоны Камско-Бельского авлакогена, от -3615 м (скв. 20005).
Структурная поверхность по отложениям терригенного девона испытывает моноклинальное погружение в северо-восточном направлении, на фоне которого выделяются террасовидные участки северо-западного направления, осложненные ранее выявленными малоамплитудными локальными поднятиями (Карачевская и Ново-Курмашевская зоны поднятий), в основном, субмеридионального и северо-западного простираний, осложненные тектоническими нарушениями. Строение исследуемого участка по поверхностям верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений определено строением внутриформационного Актаныш-Чишминского прогиба ККС. В турнейское время происходит обособление прогиба, сужаются его границы, осевые и бортовые зоны проявляются более резко. Кроме резко выраженного бортового уступа по поверхности турнейского яруса, осевая зона прогиба характеризуется резко сокращенными мощностями доманиковых фаций кизеловско-заволжских пород. К концу турнейского времени тектоническая активность территории ослабевает. В посттурнейское (елховское, радаевское и бобриковское) время происходит интенсивное накопление терригенных осадков в осевой зоне Актаныш-Чишминского прогиба, что привело к его геоморфологическому выравниванию. Поверхность отложений тульского горизонта нижнего карбона, также как и поверхность терригенного девона, испытывает моноклинальное погружение на северо-восток. На фоне погружения в палеорельефе отложений тульского горизонта за счет неравномерного уплотнения осадков возможно образование морфологически слабовыраженных структурных форм/1/. С некоторыми структурами связаны небольшие залежи нефти в карбоне. Актанышская зона нефтегазонакопления приурочена к структурам рифогенного типа, осложняющим восточный борт Актаныш-Чишминского прогиба. Продуктивным в пределах зоны являются каменноугольные отложения. Бахчисарайская, Шуганская, Муслюмовская, Покровская, Дружбинская, Западно-Актанышская, Киченаратское потенциально нефтеносные зоны выделяются по принадлежности их и составляющих локальных поднятий к депрессионной и бортовой частям Актаныш-Чишминского прогиба, наложенным на северо-восточный склон Южно-Татарского свода. Из них Шуганская, Муслюмовская и Покровская потенциально нефтеносные зоны расположены в пределах бортовой части внутриформационного прогиба. Они отличаются более четкой структурной дифференциацией, локально подтвержденной промышленной нефтеносностью и наличием линейного седиментационного уступа в нижнем карбоне, ограничивающего с востока рассматриваемую группу потенциальных зон нефтенакопления/5/.
В пределах Залесного месторождения по поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении. Склон осложнен валообразными структурами II порядка субмеридионального простирания: Актанышская валообразная структура, Киченаратская и Дружбинская прогнозные зоны поднятий. Большинство локальных поднятий не имеет отображение в девоне, соотношение структурных форм носит наложенный, реже-сквозной или наложенно-сквозной характер.
Валообразные зоны поднятий отделяются друг от друга узкими и неглубокими грабенообразными прогибами. Большинство грабенообразных прогибов к началу саргаевского времени выполнено осадками терригенного девона и в перекрывающих отложениях не прослеживаются.
Южное локальное поднятие III порядка приурочено к безымянной валообразной зоне поднятий, располагающейся между Актанышской валообразной структурой и Киченаратской прогнозной зоной поднятий.
Основные особенности тектонического строения района месторождения заключаются в следующем: структурные планы по всем маркирующим горизонтам каменноугольных и нижнепермских отложений в целом совпадают между собой, сохраняя простирание осевых линий при заметном уменьшении углов падения и амплитуды (рис. 2.4., 2.5). По поверхности кристаллического фундамента и по отложениям девона прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в северо-восточном направлении /1/.
2.3 Геолого-разведочные работы и геофизические исследования скважин
2.3.1 Методика и объем проведенных работ
Геологоразведочные работы на месторождении проходили в два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап, имеющий целью подготовку локальных поднятий для целенаправленного глубокого бурения на нефть, включал в себя структурно-геологическую съемку и структурное бурение. По результатам этих работ с учетом данных глубокого бурения закладывались глубокие поисковые скважины.
Собственно разведочный этап включал бурение глубоких разведочных скважин на залежах, обнаруженных поисковыми скважинами.
Новое брахиантиклинальное Южное поднятие было подготовлено в 1981 году сейсмопартией 11-12/81 на Аишевской площади по отражающим горизонтам "Д" и "У". В 2004 году на юго-западном крыле поднятия была пробурена поисковая скважина №20005, которая вскрыла нефтенасыщенные породы в отложениях тульского горизонта нижнего карбона.
В 2005-2006 годах на территории Актанышского района РТ Туймазинской с.п. 5/05-6 были продолжены сейсморазведочные работы, которые уточнили строение Южного и Северного поднятий. Южное поднятие имеет вытянутую с юго-запада на северо-восток неправильную форму, осложненную двумя куполами.
В 2007 году по новым данным с.п. 5/05-6 на юго-западном куполе поднятия была пробурена разведочная скважина №286, вскрывшая залежь нефти в отложениях тульского горизонта и подтвердившая наличие залежи в юго-западном направлении.
Эффективность глубокого поисково-разведочного бурения на месторождении по числу скважин, давших нефть, составляет 100%./6,7/
2.3.2 Результаты испытания скважин
В скважинах №№№20005,286,293 испытание на приток жидкости проводилось по общепринятой методике. Нефтенасыщенный пласт изолировался 5" эксплуатационной колонной с последующим цементажом затрубного пространства. Перфорация обсадных колонн велась кумулятивными зарядами ПК-103 и ПК-105 ДН. Количество дыр на метр пласта равнялось 7-15. Испытание проводилось снизу-вверх. НКТ диаметром и 2,5 спускались до искусственного забоя. Скважины промывались водой. Освоение скважин осуществлялось путем многократных продувок компрессором.
В скв.№20005 на Южном поднятии опробование проводилось в 12 объектах: 1 - в породах кристаллического фундамента, 10 - в рифейских отложениях, 1 - в тульском горизонте нижнего карбона. Первый объект испытывался открытым забоем, остальные путем перфорации колонны из расчета 20 отверстий ПК-103 на метр. При испытании 11 объектов продуктивных отложений не, выявлено. При испытании двенадцатого объекта в интервале 1255,0м -1256,6м (минус 1107,1м - минус 1108,5м в абс. отм.), получено 2,4 т/с нефти с уровня свабированием.
В скв.№286 также на Южном поднятии опробование проводилось в интервале 1249,6м -1250,8м (минус 1106,7м - минус 1107,9м абс. отм), получено 2,2 т/с нефти с уровня 800 м свабированием.
В скв.№293 на Северном поднятии опробование проводилось в интервале 1262,5 м -1264,5 м (минус 1101,3 м - минус 1103,3 м в абс. отм), получено 8,51 м3/с нефти с уровня 503 м свабированием (таблица 2.2) /6,7/.
Таблица 2.3 Результаты испытаний скважин, учтенные в подсчете запасов нефти и газа Залесного месторождения
| № скв. | пласт | Альтитуда, м | Интервал опробования, м | Результаты испытания | ø штуцера | Давление, Мпа | ΔР | Рпл., Мпа | tпл., ОС | К прод., м3/сут | Кпрон., мкм2 | Кгидр.,д*см | Примечание | ||||
| верт.попр, м | глубина | абс.отм. (-) | дебит, м3/сут. | динам. | Рт | Рзтр | Рзаб | ||||||||||
| нефть | вода | уровень, м. | МПа*с | МПа*с | |||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
| 20005 | Стл-3 | 141,71 | 1255,4 | -1107,5 | 2,4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 2,51 | 1256,8 | -1108,9 | |||||||||||||||
| 286 | Стл-3 | 139,35 | 1249,6 | 1106,7 | 2,34 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 3,51 | 1250,8 | 1107,9 | 800 | ||||||||||||||
| 293 | Стл-3 | 141 | 1262,4 | 1101,3 | 8,51 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | свабирование |
| 2,17 | 1264,6 | 1103,5 | 503 | ||||||||||||||
2.4 Промыслово-геофизические исследования скважин
2.4.1 Объём промыслово-геофизических исследований
Изучение геологического строения и определение величин подсчётных параметров нефтяной залежи Североного поднятия проводилось с привлечением результатов исследования скважины методами промысловой геофизики. Геофизические исследования выполнены стандартным для Татарстана комплексом методов промысловой геофизики. Исследования проводились как с целью общего изучения разреза по стволу скважины (в масштабе 1:500), так и детального (в масштабе 1:200) - в продуктивных интервалах.
Комплекс промыслово - геофизических исследований включает в себя следующие методы: