Куендинское месторождение

Обозначения

Р – давление, МПа;

Т - температура, К;

t – температура, ⁰С;

ρ – плотность флюида, кг/м³;

ρ_о – плотность газа однократного разгазирования нефти при Т_о и Р_о, кг/нм³;

μ – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа·с;

Г_ф – пластовый газовый фактор, нм³/м³;

Г_ф^* β_p – пластовый газовый фактор, нм³/т;

b_г – объемный коэффициент нефти с растворенным газом;

β_р – коэффициент сжимаемости, 10^-4 1 /МПа;

β_t – коэффициент термического расширения, 10^-3 1/ К;

α – коэффициент растворимости газа в нефти, нм³/м³;

индексы: н, г –нефть, вода, газ; пл – пластовые условия; нас – насыщение нефти газом

Куединское месторождение расположено в южной части Пермской области на границе с Башкирской АССР. Открыто в 1952 г. В тектоническом отноше­нии месторождение расположено на Куединском валу, приуроченном к север­ной части Башкирского свода. На нем расположено еще несколько месторожде­ний: Красноярское, Быркинское, Гожанское и Гондыревское.

В структурном отношении месторождение представляет собой поднятие неправильной формы, несколько вытянутое в северо-западном направлении, очень пологое. Поднятие осложнено отдельными куполами.

Промышленная нефтеносность на Куединском месторождении установлена в московской и башкирско-визейской карбонатных, в визейской и кыновско- живетской терригенных толщах. В московской толще нефтеносность приуро­чена к двум пластам на глубине 880-980 м (верхний в подошве каширского и кровле верейского, нижний - в нижней части верейского горизонта) с плохими коллекторскими свойствами: пористость от 9 до 15,5%, проницаемость до 0,030 мкм². В башкирско-визейской толще промышленная залежь приурочена к кровле башкирского яруса. Залежь массивного типа. В визейской толще имеются три нефтяных пласта (Б₁ в тульском, Б₂ и Б₃ в бобриковском горизонтах), залега­ющих на глубине 1270-1330 м. Пласты Б₁ и Б₂ составляют одну залежь. Кол­лекторами в визейской толще являются песчаники и проницаемые алевролиты с пористостью от 3 до 25% и проницаемостью от 0,012 до 2,6 мкм². В кыновско-живетской толще нефтеносны песчаники пашийского горизонта на глубине 1960 м, пористость которых меняется от незначительной до 21,5%, проница­емость достигает 0,840 мкм².

Свойства пластовых нефтей Куединского месторождения определялись по пробам из пластов башкирского и визейского ярусов карбона и из пашийских отложений франского яруса девона. Нефти этих горизонтов очень мало различаются. Можно отметить только некоторое уменьшение плотности нефти с глу­биной от башкирского яруса к пашийскому горизонту. Вязкости нефтей высо­кие. Давление насыщения ниже пластового.

Пласт Р_пл t_пл Р_нас Г_ф Г_ф^* b ρ_н μ β_p β_t α

Башкирский 10,1 22 7,3 33,0 37,0 1,12 866 11,6 4,2 4,0 0,45

Визейский 14,5 26 9,4 38,2 42,6 1,10 856 7,9 6,1 4,1 0,40

Пашийский 20,4 37 9,7 37,6 42,5 1,11 838 5,5 8,6 4,3 0,39

Растворенные в нефтях газы жирные, с высоким содержанием азота и незна­чительным содержанием углекислого газа в сумме с сероводородом.

Горизонт, ярус СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂+ С0₂ +Н₂S N₂+ ρ_г

+ высшие + редкие

Башкирский 24,6 20,6 19,5 10,3 5,1 1,0 18,9 1,420

Визейский 41,8 14,9 15,5 7,8 3,8 0,3 15,9 1,237

Пашийский 34,5 14,1 18,2 8,2 2,8 0,2 22,0 1,279

Дегазированпые нефти Куединского месторождения высокосернистые, смолистые, парафиновые; значительной плотности. Следует отметить высокие коксуемость и содержание асфальтенов.

Башкирский Визейский Пашийский

ярус ярус горизонт

Плотность, кг/м³ 896 896 886 Содержание, % вес.

парафинов 2,4 3,3 2,8

серы 2,8 2,5 2,1

асфальтенов 4,9 5,6 6,0

смол силикагелевых 18,4 16,6 16,7

Коксуемость, % 5,7 7,2 5,7

Вязкость, мПа·с

при 20° С 32,7 43,4 28,3

при 50° С 12,9 14,3 9,7

Фракционный состав, %

До 150^о С 12 12 12

до 200° С 21 20 23

до 300^о С 39 40 41

Куединское месторождение расположено в преде­лах Куединского района Пермской области и Татышлинского района Башкирской АССР. Месторождение открыто в 1952 г.

В тектоническом отношении оно связано с одноименным валом, кото­рый хорошо прослеживается по отложениям девонской и каменноугольной систем и монее отчетливо по отложениям пермской системы. Вал осложняет Пермско-Баткирский свод и имеет северо-западное простирание; его длина (в пределах Пермской области) равна 35 км и амплитуда по отложе­ниям артинского яруса - до 120 м. К валу приурочены Куединское, Красноярское, Быркинское, Гожанское и Гондыревское локальные под­нятия, с которыми связаны одноименные месторождения нефти.

Куединское месторождение приурочено к крупному куполу размером по кровле артинского яруса 20 х 13 км, высотой 25 м и углами наклона крыльев 15-35'. С глубиной наклон крыльев увеличивается; в франском ярусе купол резко выполаживается. В нижнекаменноугольных отложениях выделяются три вершины (рис. 8). Промышленные залежи выявлены в подольско-верейской, башкирско-серпуховской, нижневизейской и кыновско-живетской нефтеносных толщах. В первой толще выделены два пласта нефтеносных известняков: пласт I - на границе каширского и верейского горизонтов и пласт II - в подошве верейского; во второй толще — пласт III в кровле башкирского яруса. Средняя пористость известняков 12%, проницаемость 0,010 мкм². В двух верхних пластах уста­новлены газовые шапки. Залежи пластовые, сводовые, в пласте III мас­сивные. Дебиты скважин до 9 т/сутки. Режим залежи растворенного газа. В нижневизейской нефтеносной толще установлены три пласта нефтяных песчаников (рис. 9). Два верхних пласта, объединенные в один объект, относятся к тульскому горизонту, нижний - к бобриковскому. Мощность верхнего пласта 4-6 м, среднего – 7-17,5 м и нижнего до 19,5 м. Пласты залегают на глубине 1270-1330 м. Пористость песча­ников колеблется от 5 до 25,44%, проницаемость от 0,002 до 2,592 мкм², сред­няя - 0,642 мкм². Залежи пластовые, сводовые. Дебит скважины верхнего объекта 1,8-35 т/сутки, нижнего пласта до 40 т/сутки. Режим залежи упруго-водонапорный. В кыновско-живетской нефтеносной толще вы­явлен один нефтеносный пласт песчаника в пашийском горизонте. Мощ­ность пласта 2-8,5 м, залегает на глубине 1960 м. Пористость песчаников от 4 до 21,3%, проницаемость до 0,843 мкм², средняя – 0,285 мкм². Высота за­лежи 11 м. Дебит скважины от 4,6 до 30 т/сутки. Залежь нефти вследствие замещения песчаников по простиранию глинистыми алевролитами и аргил­литами, относится к структурно-литологическому типу. Режим залежи - упруго-водонапорный.

Продуктивный горизонт, пласт	Толщина эффек-тивная, м	Глубина залегания м	Тип пород-коллекто-ров	Пластовое давление, МПа	Пластовая темпера-тура, ^о С	Давление насыще- ния, МПа
Каширский (I) Верейский (II) Башкирский (III)	7,5-20	880-980	Известняки с редкими прослоями доломита	-	-	-
Тульский (Б1+Б2)	4-6 (Б1) 7-17,5 (Б2)	1270-	Песчаники кварцевые и алевролиты	13,7		7,85
Бобриковский(Б3)	До 19,5	-	14,5	8,4
Пашийский	2.8,5		Песчаники и алевролиты	20,4		9,6

Пористость эффективная, %	Проница-емость, мкм^2	Газовый фактор, м^3/т	Год начала разработки	ВНК (абс. отм.), м	Годовой отбор нефти, тыс. т	Дебит нефти, т/сут
9,6-15,5	0,010	-	-	- 782 (I) - 821(II) - 850(III)	-
5-25	0,642 (ср.)			- (1184-1187)	25,4	1,8-35
-		- (1195-1206
4-21,3	0,843			- 1848	4,7	1,6-30

Рисунок 8 - Структурная карта Куединского месторождения

по кровле терригенных отложений нижнего карбона.

Точками обозначены скважины.

Рис. 9. Геологический профиль I—I терригенной части

нижнего карбона Куединского месторождения.

1 - песчаник нефтеносный; 2 – песчаник водоносный;

3 – аргиллиты и глинистые алевролиты; 4 – известняк водоносный

Дата добавления: 2015-04-25