Пористость,% : 20,3 20,3 20,8 21,6 20,9
Проницаемость,мкм2 : 0,354 0,344 0,455 0,522 0,472
Площадь слияния с нижележащим
Пластом в % от площади распро-:
страненности коллекторов : 24,3 6,2 29,4 10,5 3,5
Пласты песчаников горизонта ДI зачастую сливаются между со-бой . Наибольшей распространенностью по площади характеризуются
Пласты ДI и ДIг , наименьшей – ДIа , ДIб и ДIд . Характеристика пластов горизонта ДI приведена в табл. 1.1.
В целом по горизонту ДI коэффициент расчлененности составляет
1,9, коэффициент песчанистости – 0,82.
Залежь горизонта ДI на территории Туймазинского месторожде-ния состоит из 5 площадей полного контура.
Первая – единым контуром нефтеносности объединяет Туймази-нское и Александровское поднятия и является основной на Туйма-зинском месторождении . Остальные расположены на СевероАлександровской,Кзыл-Ярской, Муллинской и Заитовской площадях.
Залежи структурные , сводовые с обширной водонефтяной ча-стью или полностью водоплавающие. Ширина водонефтяной части
Туймазинско-Александровской залежи составляет на северо-западном крыле структуры от 0,5 до 5 км . и на юго-восточном – 0,2 до 4 км.
Вследствие наличия природной гидродинамической взаимосвязи между продуктивным горизонтами ДI и ДII, начальное пластовое давление их одинаково и равно 17,35 МПА на отметку минус 1486 м.
Режим залежей – упруго-водонапорный . Нижний предел пористости
Составляет 12 % . Значения средней пористости приведены в табл.1.1.
Пористость составляет соответственно по верхней пачке 20 …21% и по средней + нижней пачке – 22 %.
Нефтенасыщенность песчаников в нефтяной зоне составляет по пласту ДIа – 86 %, ДIб – 87% , ДI основной – 89 % , алевролитов –77%.
1.5.НЕФТЕНОСНОСТЬ
В пределах Туймазинского месторождения выявлено 9 продук-тивных объектов , при опробовании которых получены промышлен-ные притоки : пласты горизонтов ДIV и ДIII в отложениях старооскольского горизонта , горизонта ДII в муллинских отложениях,гори-зонта ДI в пашийских отложениях , продуктивный горизонт в фаменском ярусе , турнейском ярусе (СIkz ; CI zv ), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона (CIbb; CIal ).
Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчиво-стью , выражающейся в замещении песчаников глинистыми алевро-литами и неоднородностью коллекторских свойств .
Горизонт ДI на Туймазинском месторождении является основным объектом разработки . Более подробно описано в следующей главе .
Скопления нефти промышленного значения приурочены к кар-бонатным отложениям фаменского яруса . Здесь выявленно 23 самос-тоятельных залежи различного размера .
Толщина продуктивных интервалов достигает 22 м, в среднем –
12 м . Обоснование ВНК в залежи фаменского яруса производилось по результатам опробывания и составляет от минус 1102 м до минус
1116,0 м .
Залежь нефти структурно – литологическая , приуроченная к
Плотным кавернозно – трещиноватым известнякам . Режим залежи не изучен . Начальное пластовое давление предположительно составляет
14,0 МПА . Связь между отдельными участками залежи затруднена в ввиду низкой проницаемости . Давление насыщения не замерялось и принято в 5,2 МПА по аналогии с Копей-Кубовским месторождением
По геофизическим данным средняя пористость равна 2,65 % .
Коэффициент нефтенасыщенности около 0,63 % .
1.6. ВОДОНОСНОСТЬ
Туймазинское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна . Осадочный чехол бассейна расчленяется на три водоносных яруса : верхний, средний и нижний .
К верхнему водоносному ярусу относятся отложения , залега-ющие выше кунгурской галогенной водоупорной толщи .
К среднему водонапорному ярусу относятся терригенно-карбо-натные отложения между кунгурским водоупором и кыновско-доманиковыми отложениями .
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.