Беркет Ключевское месторождение

Залежь вскрыта 10 скважинами. В результате детальной корреляции разрезов скважин установлено, что в скважинах 309, 315, 424 наблюдается уменьшение толщины пласта, что связано с наличием визейских врезов. В пределах вреза турнейские отложения размыты на разную глубину (Нефтегазаносность, 2007). Поверхность турнейских отложений имеет сложный рельеф эрозионно-тектонического происхождения. Врезы заполнены терригенными породами визейского возраста – переслаивающимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями плотных известняков. Абсолютное положение раздела «нефть-вода» изменяется в пределах залежи с повышением с востока на запад, что также можно связать с развитием здесь визейских врезов. В процессе формирования эрозионно-карстовых форм в прилегающих к его границам карбонатных породах протекало их выщелачивание, в связи с этим примыкающая к врезу карбонатная толща улучшила свои коллекторские свойства. Подобная картина наблюдается в скважине 426 Кзыл-Кочского поднятия (расположена на границах эрозионного вреза), где дебит из турнейских отложений составляет 8 т/сут. В скважинах, расположенных на большем расстоянии от вреза дебиты нефти незначительны. Результаты моделирования изучаемой залежи показали, что на востоке территории кизеловский и черепетский горизонты частично размыты; в зоне размыва сформировались терригенные отложения бобриковского горизонта. Залежи турнейского и бобриковского возраста изолированы друг от друга, об этом свидетельствуют различные физико- химические свойства нефти (плотность, газосодержание, вязкость, присутствие сероводорода в бобриковской залежи).Нефтегазаность отложений турнейской свиты изучена по керну скважину №1420. По данным бурения в данной скважине отложения турнейской свиты встречаются в интервале глубин с 1203,9 м до 1211,0. Отложения однородные по составу – известняки неравномерно средне нефтенасыщенные. Извястняки характеризуются микро- и макро-трещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой. Для геологического расчленения залежи турнейских известняков были выбраны такие параметры как: коэффициент открытой пористости,определённый по гелию, абсолютная проницаемость, определяемая по воздуху и объемная битумонасыщенность. Одной из главных характеристик нефтегазаносности отложений является коэффициент открытой пористости. Коэффициент открытой пористости определяется двумя способами: по керосину и по гелию. Исследования показали, что по керосинонасыщенному методу данные для известняков получаются заниженными по сравнению с газонасыщенным методом (Иванов и др., 1985). Изменение коэффициента открытой пористости по глубине представлено на рис.4. Среднее значение коэффициента открытой пористости для изучаемых отложений 15,5. Максимальное значение 20,3 наблюдается в верхней части изучаемого разреза на глубине 1205,2 м. Второй максимум открытой пористости наблюдается на глубине 1208,7 м и составляет 19,7. Рис. 4Изменение по глубине коэффициента, открытой пористости определенному по гелию для отложений турнейского горизонта. Абсолютная проницаемость породы по воздуху отражает способность отложений пропускать через себя однородный флюид (воздух) при перепаде давлений и его физико-химическом взаимодействии с породой(Иванов и др., 1985). Величина абсолютной проницаемости, определенная не по извлекаемому флюиду, может не отражать реальную картину фильтрации в пласте. Анализируя распределение абсолютной проницаемости по глубине можно отметить, что кривая имеет два выраженных максимума соответствующие глубинам 1205,2 м и 1206,8 м (рис.5). Среднее значение абсолютной проницаемости по пласту составляет 20,5*10-3 мкм3. Рис. 5 Изменение по глубине абсолютной проницаемости по воздуху для отложений турнейского горизонта. Рис. 6 Изменение по глубине битумонасыщенности для отложений турнейского горизонта. Поскольку изучаемые отложения насыщены битумами была определена объемная битумонасыщенность, отражающая отношение объема пор, заполненных бутумом, к объему открытых пор. Изменение объемной битомонасыщенности по глубине представлено на рис.6. Распределение битумонасыщенности по глубине имеет два характерных пика максимальное значение 56 % на глубине 1207,85 м и 51% на глубине 1204,7 м. Следует отметить, что данные по абсолютной проницаемости, определенной по азоту и по объемной битуминозности отсутствуют для двух интервалов глубин: 1205,2 - 1205,45 м и 1207,95 - 1208,25 м. По трем изученным параметрам можно расчленить отложения турнейского горизонта на семь слоев по микронеоднородности, выделенных на основе трех параметров: коэффициент открытой пористости, определённый по гелию, абсолютная проницаемость, определяемая по воздуху и объемная битумонасыщенность. Первый слой верхний в интервале глубин от 1203,9до 1204,2 м, характеризуется низким значением коэффициента открытой пористости и проницаемости. Второй слой с глубины 1204,2 м до 1205,2 м характеризуется резким скачком коэффициента открытой пористости и максимумом битумонасыщенности. Третий слой в интервале глубин от 1205,2 м до 1206,6 м характеризуется средними значениями выбранных параметров, средними для всего изучаемого слоя. Четвертый слой в интервалах глубин с 1206,6 м до 1207,85 м. Слой характеризуется максимальным значением проницаемости и высокими значениями битумонасыщенности. Пятый слой с глубины 1207,85 м до 1208,25 м характеризуется средними значениями для горизонта. Шестой горизонт с глубины 1208,25 м до 1209,7 м самый мощный выделенный горизонт, характеризуется повышенными значениями битумонасыщенности и при этом малым значением проницаемости по азоту, что вероятно свидетельствует и о низкой битумопроницаемости. Можно сделать вывод, что наиболее битумонасыщенный слой наиболее сложный для разработки. Седьмой слой с глубины 1209,7 м до 1211,0 м характеризуется плавным снижением битумонасыщенности и при этом увеличением проницаемости. Содержание битума по-прежнему достаточно высокое, но при более высокой проницаемости, выше средней по слою. ВыводИзучение территории Беркет-Ключесвского месторождения началось еще в 60-х годах прошлого века. Для разработки было рекомендовано три основных эксплуатационных объекта – тульско-бобриковский, турнейский и кыновско-пасшкийгоризонтв. По состоянию на 2006 г. на месторождении пробурено 100 скважин, в том числе эксплуатационных – 85, нагнетательных – 12. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Пластовое давление по турнейскому горизонты в среднем составляет – 6,4 Мпа, а дефецит давления составляет 5,1 Мпа. Коэффициент нефтеизвлечения достигает значения 0,141. Степень выработонности запасов нефти в турнейском горизонте составляет 31%, средний дебит по нефти – 3,5 т/сут. Беркет-Ключевское месторождение относится к категории сложных, насчитывая по разрезу три продуктивных горизонта, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего каменноугольного периода (Средняя глубина пласта по месторождению, Н=1122 м) и карбонатные породы девонского периода (Средняя глубина пласта по месторождению, H=1130 м) и среднего каменноугольного периода (Средняя глубина пласта по месторождению, H=840 м). На Беркет-Ключевском месторождении выявлено 12 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В.Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М=171-248 г/л) хлоркальциевого типа по В.А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти турнейских отложений относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.Средняя глубина залегания турнейского горизонта на месторождении составляет 1117,9 м. Отложения образуют массивную залежь, тип залежи определеяется геологическим строением месторождения и тектонических деформаций нефтематеринских пород. Тип коллектора трещинно-поровый, определяется литологическим составом отложений – известняки трещиноватые, с вертикальной и хаотичной трещиноватостью. Общая площадь нефтеносности турнейского горизонта составляет 17393,83 м3.Нефтегазаность отложений турнейской свиты изучена по керну скважину №1420. По данным бурения в данной скважине отложения турнейской свиты встречаются в интервале глубин с 1203,9 м до 1211,0. Отложения однородные по составу – известняки неравномерно средне нефтенасыщенные. Извястняки характеризуются микро- и макро-трещиноватостью хаотичного и субвертикального направления, которая является основной флюидопроводящей системой. Можно расчленить отложения турнейского горизонта на семь слоев по микронеоднородности, выделенных на основе трех параметров: коэффициент открытой пористости, определённый по гелию, абсолютная проницаемость, определяемая по воздуху и объемная битумонасыщенность. Наибольший интерес представляют три выделенных слоя, характеризующихся максимальными значениями. Слой с глубины 1204,2 м до 1205,2 м характеризуется резким скачком коэффициента открытой пористости и максимумом битумонасыщенности. А также горизонт с глубины 1208,25 м до 1209,7 м самый мощный выделенный горизонт, характеризуется повышенными значениями битумонасыщенности и при этом малым значением проницаемости по азоту, что вероятно свидетельствует и о низкой битумопроницаемости. Можно сделать вывод, что наиболее битумонасыщенный слой наиболее сложный для разработки. Последний слой с глубины 1209,7 м до 1211,0 м характеризуется плавным снижением битумонасыщенности и при этом увеличением проницаемости. Содержание битума по-прежнему достаточно высокое, но при более высокой проницаемости, выше средней по слою. Список литературы:Иванова М.Н., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. Для вузов. – М.: Недра, 1985. – 422 с. Лозин Е.В. Глубинное строение и нефтегазаносность Волго-Уральской области и смежных территорий. Литосфера, 2002, №3, с. 46-68Нефтегазаносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. Проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т.2. – Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2007. – 524 с. Новикова С.П., Галимова З.Ш. Особенности тектонического районирования Беркет-Ключевского месторождения и его влияние на характер нефтеносности разреза. Георесурсы, 2010 №3(35), с. 15-18Потемкин Г.Н. Особенности геологического строения и оптимизация освоения нефтегазового потенциала девонских терригенных отложений южной части Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Дисс. канд. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. http://www.gubkin.ru/diss2/files/Dissertation_Potemkin_GN.pdf