Проект разведки Турнейско-Фаменской залежи Южно-Юрчукского поднятия Юрчукского месторождения

    Окско-башкирский газонефтеводоносный комплекс сложен терригенными отложениями визейскогояруса. Региональным флюидоупором комплекса является тульская покрышка, сложенная аргиллитами. Мощность ее составляет 2-32 м. Водоносные породы комплекса обладают хорошими коллекторскими свойствами. Для них характерны седиментогенные поровые и трещинные геофильтрационные среды. По химическому составу воды комплекса представляют собой высокоминерализованные   рассолы   хлоркальциевого   типа,   высокой

степени метаморфизации, с небольшим коэффициентом  сульфатности, с промышленным содержанием микрокомпонентов. Судя по гидрогеохимическим показателям, условия сохранности углеводородов в комплексе благоприятные.

    Московский  водоносный комплекс на месторождении мало изучен. Он включает в себя отложения мячковского, подольского и каширского горизонтов среднего карбона. Флюидоупором служат плотные известняки, залегающие в подошве ассельского яруса.При проходке отложений комплекса, они в большинстве случаев оказались «сухими», судя по единичным данным, водообильность их невелика, насыщены рассолами хлор-кальциевого типа, высокой степени метаморфизации, с промышленными концентрациями иода, бора и брома. Гидрогеохимические показатели свидетельствуют о хорошей степени закрытости комплекса и благоприятных условиях сохранности залежей углеводородов.

    Нижнепермский водоносный комплекс объединяет породы кунгурского, артинского, сакмарского и ассельского ярусов. В нем развиты геофильтрационные среды карстового типа. Коллекторами являются пористо-кавернозные и трещинно-пористые известняки и доломиты с выраженной неоднородностью коллекторов. Филипповские и верхняя часть артинских (терригенных) отложений представлены плотными породами, водонасыщенные прослои прослеживаются в основном в сакмарских отложениях. По химическому составу воды комплекса относятся к хлор-кальциевым рассолам с минерализацией до 270 г/л, высокой степенью метаморфизации, повышенным содержанием брома и бора, исходя из гидрогеохимических показателей, условия сохранности залежей углеводородов комплекса хорошие. Воды комплекса содержат сероводород, концентрация которого может достигать 275 мг/л.

    Соликамский водоносный комплекс состоит из верхне - и нижнесоликамских отложений. Верхнесоликамские отложения представлены глинистыми известняками, мергелями и песчаниками с прослоями глин и алевролитов, нижнесоликамские - мергелями с прослоями и линзами глин. Характерной особенностью последних является их значительная загипсованность. Вблизи земной поверхности воды пресные, гидрокарбонатно-кальциевые, а с глубиной становятся солеными или рассолами хлоридно-натриевого типа с минерализацией до 94 г/л [26].

    Четвертичные  отложения распространены по всей площади  и представлены аллювиально-делювиальными глинами (50%), аллювиальными и флювиогляциальными песками, супесями (30%), гравийно-галечниковыми отложениями (18%) и торфом (2%). Наиболее обводнены из четвертичных отложений аллювиальные пески долины р. Камы. Дебиты скважин достигают здесь нескольких л/с, коэффициент фильтрации изменяется от 2 до 9.7 м/сут. Воды гидрокарбонатно-кальциевые, с минерализацией до 0.5 г/л. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    1.6 Нефтегазоносность и состояние запасов УВ

       В разрезе палеозоя территории ВКМКС  нефтегазоносность  при бурении глубоких скважин встречена в широком стратиграфическом диапазоне. Выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (снизу вверх): средне-верхнедевонский терригенный, фаменско-турнейский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, окско-серпуховско-башкирский карбонатный, верейский терригенно-карбонатный, каширо-гжельский и нижнепермский карбонатные.

       В процессе бурения скважин на Юрчукском месторождении проведены испытания нижнепермских (филипповских и артинских), среднекаменноугольных (верейских и башкирских), нижнекаменноугольных (визейских терригенных) отложений, в карбонатных отложениях – верхнего девона (фаменских и франских) и в терригенных отложениях верхнего и среднего девона (тиманских, пашийских, эйфельских). Через эксплуатационную колонну испытаны отложения башкирского яруса, тульского и бобриковского горизонтов, фаменского яруса. Из всех этих отложений получены промышленные притоки нефти.

       Промышленная  нефтегазоносность на Юрчукском месторождении установлена в отложениях турнейско-фаменского ярусов (пласт Т+Фм), бобриковского (пласт Бб) и тульского (пласт Тл_2-а) горизонтов, башкирского яруса (пласт Бш).

       На  Южно-Юрчукской структуре установлены башкирская, тульская и бобриковская  нефтяные залежи.

      Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Включает  в себя отложения  бобриковского и тульского горизонтов.

Пласт Бб

    Пласт Бб является нефтенасыщенным в обеих скважинах, что и доказано опробованием. ВНК принят на отметке -1900 м. Залежь пластовая сводовая, размеры ее составляют 5,25х5,1 км, высота 51 м. Коллекторские свойства  изучены по материалам керна и ГИС. По большему числу определений параметры приняты по керну: пористость (17%), нефтенасыщенность (90%). Физико-химические свойства нефти изучены по 3 глубинным и 3 поверхностным пробам скважин 17,201,205. При подсчете запасов принята плотность нефти 0,829 г/см³ и пересчетный коэффициент 0,813. Поверхностная нефть легкая, малосмолистая, парафинистая, сернистая. Газ, растворенный в нефти, малометановый, среднеазотный, безсернистый.

       Пласт Тл_2-а

       Пласт является нефтенасыщенным. ВНК принят на отметке -1900 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи составляют 5,0х5,1 км, высота 34 м. Дополнительно керн не отбирался. Пористость (13%) и нефтенасыщенность (64%) приняты по ГИС. Подсчетные параметры, характеризующие свойства нефти, приняты по аналогии с северным поднятием, плотность нефти 0,831 г/см³, пересчетный коэффициент 0,829. 

Верхневизейско-башкирский нефтегазоносный комплекс

Включает  в себя отложения башкирского  надгоризонта.

       Пласт Бш

       Пласт Бш является нефтенасыщенным. Залежь пластово-массивная, размеры ее 4,8х5,5 км,  этаж нефтеносности 28 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов изучены по материалам керна и ГИС. ВНК принят на отметке -1616 м. Пористость (12%) и нефтенасыщенность (80%) приняты по большему числу определений по ГИС. Дополнительных проб нефти не отбиралось. При подсчете запасов принята плотность нефти 0,883 г/см³, пересчетный коэффициент 0,899.

    В целом по Южно-Юрчукскому поднятию балансовые извлекаемые запасы составили по категории В – 390 тыс.т, по категории С₁- 860 тыс.т, по категории С₂- 5766 тыс.т (табл.4.3.9).

    Ресурсы нефти категории С₃ турнейско-фаменских отложений составляют: извлекаемые – 145 тыс.т, геологические – 727 тыс.т.(табл.4.3.10).

Запасы  нефти     Таблица 1.6.1

 
 
 
 
 

Таблица 1.6.2 

       Ресурсы нефти категории С₃ турнейско-фаменские отложений

       Южно-Юрчукской структуры 

    Коэффициент извлечения нефти  и ВНК берётся по аналогии с соседним Северно-Юрчукского поднятия. Ресурсы категории С3 посчитаны в пределах пределах предпологаемого ВНК, предположительно изопса -1895.

    За  счет бурения проектной разведочной  скважины планируется перевести  ресурсы нефти турнейско-фаменских отложений в запасы категории С₁ + С₂ которые. Так же часть извлекаемых запасов категории С₂ открытых залежей нефти в башкирских, тульских и бобриковских отложениях, будет переведена в категорию С₁. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Методическая часть

2.1 Обоснование постановки  и задачи проектируемых  работ

          Проведенные сейсморазведочные  и буровые работы на Юрчукской структуре позволили выделить Южно-Юрчукское поднятие, а пробуренными глубокими скважинами установить три залежи нефти в башкирских, тульских и бобриковских отложениях.

    Перед разведочным бурением ставятся следующие  задачи:

    -поиск  залежей нефти в турнейско-фаменской толще;

    -разведка  открытых залежей нефти и перевод  части запасов категории С₂ в категорию С₁ ;

    -уточнение  морфологии ловушки и площади  нефтеносности каждой залежи, обоснование  и уточнение ВНК;

    -изучение  литологического состава и закономерностей  литологической 

    -определение  начальных, текущих и рабочих  дебитов нефти, газового фактора,  коэффициентов продуктивности, начальных  пластовых давлений,  давлений  насыщения и других параметров  и их изменения по площади  залежей по  результатам испытания  и гидрогеологических исследований  скважин;

    -комплексная  характеристика качества и свойств  нефти, газа, воды и сопутствующих  компонентов в поверхностных  и пластовых условиях по  результатам  изучения пластовых и поверхностных  проб по каждой залежи;

    -проведение  необходимого комплекса  гидрогеологических  и гидродинамических исследований  при опробовании продуктивных  отложений с  целью определения  режимов работы залежей.

    Экономико-географическое положение участка работ характеризуется  наличием развитой нефтедобывающей  инфраструктуры, что позволит быстро и с минимальными капиталовложениями вводить скважины в эксплуатацию. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.2. Обоснование расположения  проектируемых скважин

    Для решения поставленных задач на Южно-Юрчукской структуре, предусматривается бурение разведочной скважины № 779 метражом 2082 м. Геологической основой для проектирования разведочных работ послужила  карта отрожающему горизонту II^п(приложение2)

    Разведочная скважина № 779(3-р) закладывается в свод западной вершины Южно-Юрчукского поднятия, в пределах оконтуривающей изогипсы -1880 м. Проектный горизонт скважины турнейско-фаменские отложения. Проектная глубина 2080 м.

    Цель  бурения скважины - поиск залежей  нефти в  турнейско-фаменских отложениях, разведка ранее открытых залежей в башкирских и визейских отложениях (пласты Бш, Тл_2а, Бб)