Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 3

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 .