Малышевское месторождение

Введение

Малышевское нефтяное месторождение открыто в 1987 году (СКВ 15). Всего на месторождении пробурено 3 скважины (NN1,2,15).
С января 1989 года скважины NN1,15 находятся в пробной эксплуатации, и их эксплуатация продолжается и в настоящее время. Сложность эксплуатации этой залежи заключается в том, что она расположена на левом берегу реки Волги и поэтому полностью отрезана от коммуникаций нефтегазасбора Коробковского НГДУ. С другой стороны сельские районы левобережья нуждаются в топливе, особенно в зимнее время, для отопления школ, больниц и других учреждений.
С этой целью Коробковское НГДУ произвело обустройство скважин, построена сепарационная установка, и продукция скважин используется для бытовых нужд.
Левобережье Волгоградской области в настоящее время является наиболее перспективным по открытию новых залежей нефти и газа в глубоко залегающих горизонтах. Здесь пробурятся поисковые и разведочные глубиной более 6000 метров. Опыт Малышевского месторождения будет использоваться на вновь открытых месторождениях.
В предлагаемой работе обобщен опыт пробной эксплуатации залежи и намечены мероприятия по дальнейшему совершенствованию разработки.
Общие сведения о районе

Малышевское нефтяное месторождение расположено в Быковском районе Волгоградской области в 200 км от Волгограда на левом берегу реки Волги. Районный центр п. Быково расположен в 14 км юго-восточнее месторождения. На самой площади расположены мелкие поселки сельского типа (Спартак, Светлый, Промежуточный). В 6 км к западу от месторождения проходит асфальтовое шоссе «г. Волжский - г. Энгельс». Железная дорога Саратов-Астрахань в 65 км к востоку от месторождения. Устойчивая транспортная связь с месторождением осуществляется через г. Волжский.
В геоморфологическом отношении местность представляет собой слабо – всхолмленную равнину. Абсолютные отметки над уровнем моря составляют 39-44 метра. Естественные леса отсутствуют. Искусственные лесополосы разрезают площадь в различных направлениях. Естественные поверхностные водотоки на площади проектируемых работ отсутствуют. Великая русская река протекает в 11 км к западу от месторождения, к северу от площади проходит Нижнекисловский оросительный канал.
Климат района резкоконтенинтальный, минимальные температуры зимой (январь - февраль) достигает -400С при сильном восточном ветре. Летние температуры достигают +420С (июнь - август).

Геологическое строение месторождения стратиграфия

Описание геологического разреза Малышевского месторождения сверху вниз производится по данным бурения разведочных скважин и геофизических исследований.

Кайнозойская группа Kz

Представлена четвертичной системой (Q), неогеновой системой (N), сложенными песками и глинами, мощностями до 45м каждая и палеогеновой системой (P) – выполненная чередованием опок и глин палеоценового возраста мощностью 70м.

Мезозойская группа Mz

Включает отложения меловой (K), юрской (I) и триасовой (T) систем. Меловая система состоит из верхнего нижнего отделов. Верхний отдел – это чередование кампанских и сантонских алевролитов и глин, туронского яруса, сеноманские пески алевролиты. Мощность пород 180м.
Нижний отдел представлен альбскими песками, глинами, алевритами, чередованием глин и алевритов аптского яруса и неокомскими песчаниками и алевролитами. Мощность пород отдела трансгрессивно залегающих на юрских осадках, равна 330м.
Юрская система состоит из верхнего (келловейский ярус) и среднего (батский и байосский ярусы) отделов. Она сложена толщей глин с прислоями алевролитов и песчаников. Юрские породы залегают трансгрессивно на триасовых. Мощность 240 метров.
Триасовая система представлена нижним отделом, состоящим из оленекского и индского ярусов. Оленский ярус – это глины с прослоями песчаников, индский – песчаники и алевролиты с прослоями глины. Мощность 230м.

Палеозойская группа Pя

Включает пермскую, каменноугольную и девонскую системы.

Пермская система P

Состаит из верхнего (P2) и нижнего (P1) отделов. Верхний отдел это татарские пестроцветные глины с прослоями доломитов и пачкой глины в подошве и уфимские мегрели, глины ангидриды. Мощность отдела 130м.
Нижний отдел расчленяется на кунгурский, артинский, сакмарский и ассельский ярусы Кунгурский ярус сложен толщей каменной соли с редкими прослоями ангидритов и доломитов и линзами бишофита. Мощномть 900м.
Артинский ярус представлен в верхней части ангидритами и доломитами, в нижней – чередованием известняков и доломитов. Мощноть яруса 200м.
Сакмарский – ассельские отложения – это чередование доломитов и известняков. Мощность 180м.

Каменноугольная система С

Состоит из трех отделов. Верхний отдел (гжельский и касимовский ярусы) выполнен из известняков с прослоями аргиллитов пачкой глины (30м) в основании. Мощность 340м. Средний состаит из московского и башкирского ярусов.
Московский ярус включает мячковский, подольский, каширский горизонты – сложены известняками с редкими прослоями аргиллитов (200м). Мощность яруса 670м.
Башкирский ярус подразделяется на верхнебашкирский подъярус, сложенный аргиллитами и алевролитами мощностью 120м нижнебашкирским, выполненный известняками (70м). Мощность яруса 190м.
Нижний отдел включает серпуховский, визейский и турнейский ярусы.
Серпуховский ярус – это извсняки с прослоями доломитов, мощность 70м.
Визейский ярус в в ерхней части известняками и доломитами венейского, Михайловского и алексинского горизонтов мощность 210м, в нижней – известняками тульского, а также чередованием алевролитов, песчаников, аргиллитов и известняков бобриковского и Малиновского возраста. Песчаники бобриковского горизонта нефтеносны. Можность яруса 140м.
Турнейский ярус, содержит нефтяные скопления, выполнен известняками. Мощность 190м.
Девонская система Д
Верхний отдел Дз
Фаменский ярус

Состоит из сенновского, зимовского, лебедянского (сложены известняками с прослоями аргиллитов мощностья 260м), Елецкого и задонского горизонтов (сложены рифогенными известняками, каверно-порово-трещинными с хорошими коллекторскими свойствами, мощность 210м).
Уметовско-Линевская толща, залегающая ниже – это глинистая толща с редкими прослоями мегрелей. Мощность 90м.
Франский ярус представлен евлановско-ливенским горизонтом. Это рифогенные известняки с хорошими коллекторскими свойствами. Вскрытая мощность 60м.
Тектоника

В тектоническом отношении Мамышевское месторождение расположено во внешне бортовой зоне Прикаспийской впадины.
Осадочный комплекс на данной территории разделяется на 2 структурных этажа: нижний содержащий осадки терригенного девона и среднефранского подъяруса, и верхний, сложенный породами от верхнефранского до неогенового возраста.
В истории геологического развития Прикаспийской впадины существовали несколько эпох интенсивного некомпенсированного прогибание этого тектонического элемента (верхнефранского-нижнефаменская, серпуховско-нижнебашкирская, верхнекаменноугольная-артинская) и несколько эпох компенсации-малиновская, верхнебашкирско-нижнемосковская, кунгурская.
Бортовые уступы во время часто смещались. В эпохи прогибания на их верхних крыльях часто формировались цепочки рифов. Нижнепермские рифы распологались в основном под соединительным крылом бортового уступа по соли, нижнебашкирские – под верхним крылом, верхнедевонские же смещены на несколько километров на запад от бортового уступа. Такая зона рифов тянется параллельно бортовому уступу в северной части Волгоградской области. В ее пределах находится и Малышевская структура, которая была подготовленаПО «Волгограднефтегеофизика» сейсморазвндкой МОГТ в 1985 году.
На уровне отражающего горизонта 1Х-Д3fm Малышевская структура располагается на Приволжской моноклинали. По фундаменту ее положение совпадает с южной краевой частью Камышинского блока. Поднятие приурочено к осевой зоне структурного носа, вытянутого к северо-востоку, и является одним из локальных осложнений, отмечаемых в его сводовой части.
Большая часть верхнего структурного этажа (до среднекаменноугольных включительно) представлена моноклинально, полого погружающейся в сторону Прикаспийской синеклизмы. Складка начинает проевлятся в окских отложениях, а в турнейских она выражена уже довольно четко.
По отражающему сейсмическому горизонту VIII-C1t, максимально приближенному к перспективным отложениям бобриковского возраста Малышевская структура имеет размеры 3,2 х 1,6км при амплетуде порядка 30м.
Промышленная нефтегазоносность установлена в песчаниках бобриковского горизонта. Притоки нефти также получены из турнейских известняков при пластоиспытательных в процессе бурения. По этим отложениям в бассейне числятся запася категории С2. Возврат к этому объекту в скваженах исключен. По этой причине залежь нефти турнейского возраста в настоящей работе не рассматривается.
По результатам бурения трех скважин на площади, переинтерпретации сейсмических и промысловых геофизических данных уточнена модель, размеры и строение залежи бобриковском горизонте, в котором выявлены два (I и II) продуктивных пласта песчаника.
По данным структурных подразделений брахиантиклинальная складка по конфигурации и местоположению идентифицируется с сейсмическим поднятием в уточненной интерпритации тематической партии АООТ Волгограднефтегеофизика. Согласно новой модели поднятие несколько меньше по площади по отношениюк ранее представляемому, особенно в северной части.
Скв2 – Центральная вскрыла II пласт бобриковского горизонта гипсометрически выше на 25,2м одноименного пласта в скв2 – Малышевской.
Столь зезкий перепад отметок кровлипласта на коротком расстоянии между указанными скважинами может отожествляться с дизъюнктивным нарушением этой части площади субширотным малоаплитудным сбросом, выделение которого по сейсмическим данным находится за пределами возможностисуществующих методов сейсморазведки (ОГТ). Учитывая преимущественно глинистый разрез отложений в приразломной зоне, плоскость нарушения служит экраном пластовых флюидов возможных коллекторов, примыкающих к дизъюнктиву.
От свода складки в северном и южном направлении продуктивные пласты теряют в толщине. Малая толщина I пласта обуславливает его выклинивание и формирование линзы песчаного тела в районе скв15-A и 1-М.
II пласт песчаника замещается непроницаемыми разностями пород в южной части. На вероятность литологического замещения пород-колекторов указывают характер работы скв15-Ф, дренирующей южную часть залежи и добывающей за шесть лет эксплуатации 40,3 тыс.т безводной нефти. Неуклонное падение пластового давления (с 47,7 до 35Мпа, т.е. на 13Мпа) и отсутствие пластовой воды в продукции этой скважины указывает на преимущественно замкнутое строение ловушек и отсутствие дополнительной пластовой энергии в гидродинамической системе за счет напорных вод.
Залежи нефти I пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литологического типа. Размеры залежи 1,75 х 1,0км, площадь нефтеносности 1444тыс.м2; средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина 1,07м; объем нефтенасыщенных пород 1545тыс.м3. Залежи нефти II пласта пластовая сводовая, приурочена к ловушке структурно-литолого-тектонического типа. Размкры залежи II пласта 2,9 х 1,6км; площадь нефтеносности 3916тыс.м2; средневзвешенная по площади нефтенасыщеная толщина 2,18м; объем нефтенасыщенных пород 8526тыс .м3. Глинистый раздел толщиной 3,5-5м между I и II пластами исключает гидродинамическую связь между ними .
Нефтеносность I пласта установлена в скв15-Ф и скв2-М. В скв2-М этот пласт-коллектор отсутствует. Нефтеносность II пласта установлена во всех трех скважинах месторождения. III пласт водонасыщен.
В III пласте ВНК отсутствует. Вся литологическая ограниченная со всех сторон ловушка заполнена нефтью. Во II пласте ВНК скважинами не пересечен.
Водонасыщенная часть пласта не установлена. Условный уровень подсчета запасов принят на отметке -4181м по гипсометрически наиболее низкой отметке точке пересчета скв15-Ф подошвы пласта. Данная точка пересечения охвачена интервалом перфорации 4217-4227м (-4173,3-4183,4)м, из которого получен промышленный приток нефти.
Коллекторские свойства продуктивного горизонта

Коллектор бобриковского горизонта представлен песчаниками мелко-и среднезернистыми, переслаивающимися с алевролитами и глинами. По данным корневого анализа продуктивные пласты характеризуются открытой пористостью от 4,4 до 16,1%проницаемостью от 0,01*10-3 мкм2.
Средневзвешенная пористость проницаемых рассматриваемых пластов – коллекторов составила 16,0% в скв15-Ф, 16,4% - в скв1-м и 22,5% - в скв2-М.
Средневзвешенная по залежам пористостью составила 18%. При оценке коэффициента нефтенасыщенность использовались данные ГИС, а именно сопротивление пластов и их пористость, и зависимостей относительно сопротивления (Pn) от коэффициента пористости (Kn) и параметра насыщения (Pн) от коэффициента водонасыщения (Kв), установлены для кварцевых песчаников Волгоградской области. Средняя величина коэффициента нефтенасыщенности для бобриковских песчаников Малышевского месторождения составила 85%.
Результаты первоночальных гидродинамических исследований разведочных скважин свидетельствуют об ухудшении продуктивности коллектора в направлении с юга на север.


Водоносность

Гидрогеологическая и геохимическая характеристика водоносных комплексов, встречающихся в разрезе группы открытых нефтяных месторождений Волгоградского Левобережья, в которую входит Малышевское месторождение, Приведены в таблице.

Подсчет запасов бобриковского горизонта выполнен объемным методом в соответствии с инструкцией ГКЗ по стандартным процедурам и формулам по состоянию на 1.01.96 г.

Обоснование подсчетных параметров

1. Структурная основа для расчета площади нефтеносности построена по кровле продуктивного горизонта масштаба 1:10000 с сечением изогипс через метров, положение ВНК принято на отметке метров. Общая площадь (F) в пределах ВНК составила
2. Эффективная нефтенасфщеная толщина hэр определялась по карте мощностей Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность составила
3. Емкостный параметр коллектора характеризуется сложным строением. По данным ИМП, ИПТ и гамма-спектрометрии вся продуктивная часть разреза пород. Определение емкости коллектора (Кпп) проводилась в основном по комплексным исследованиям. Средневзвешенная величина полной пористости по залежи составила
4. Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) определен по данным электрического каратажа и составила
5. Плотность нефти (p) определяется по глубинным пробам и составила
6. пересчетный коэффициент (Q), учитывающий усадку нефти рассчитан, как обратная величина коэффициента объемного расширения:
Q=1/b
7. Газонасыщенность пластовой нефти определяется по данным разгазирования глубинных проб и составила
8. Коэффициент извлечения нефти (Кизв.н.) обоснован путем повариантных расчетов показателей разработки залежи и их технико-экономического анализа и составила
9. Подсчет балансовых запасов вылолнен по формуле:
Qбал=F*h*Kn*Кн*p*Q, где
F - площадь нефтеносности, тыс.м2
h – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
Kn – коэффициент пористости, доли единицы
p – плотность нефти, кг/м3
Q – пересчетный коэффициент, доли единицы
10. Подсчет извлекаемых запасов подсчитан по формуле:
Qизв=Qбал*Кизв.н., где
Кизв.н. – коэффициент извлечения нефти, доли единицы
11. Подсчет запасов растворенного газа рассчитан по формуле:
Vгаза=Qизв*Fф, где
Fф – газосодержание пластовой нефти, м3/т
Условно извлекаемые запасы нефти и газа по Малышевскому участку составляют:

нефти 0,0112 условных единиц
газа 0,002 условных единиц





15

Приложенные файлы

  • doc 5802870
    Размер файла: 62 kB Загрузок: 2

Добавить комментарий