Покровское месторождение

Покровское месторождение расположено в 80 км к востоку от г. Бузулук. Открыто в 1963 г. В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Русской платформы. По кровле угленосного горизонта структура представляет собой резко асимметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с крутым северо-восточным крылом и пологим южным. Складка осложнена серией небольших куполов, располо­женных двумя рядами вдоль длинной оси структуры. Прогибы между куполами имеют небольшую амплитуду. По турнейскому ярусу структура отличается еще большим углом наклона северного крыла и западной периклинали. Залежи нефти установлены в верейских, башкирских, угленосных, турнейских и де­вонских отложениях. Основные промышленные запасы нефти отнесены к угле­носной залежи. Угленосный горизонт литологически представлен песчаниками, переслаивающимися алевролитами и аргиллитами, пористость которых коле­блется от 3 до 28%. Среднеарифметическое значение пористости составляет 20%, а проницаемость колеблется от 0,0064 до 3,0987 мкм² и составляет в среднем 0,760 мкм² по керну.

Турнейская нефтяная залежь приурочена к верхам турнейского яруса. Коллектор представлен карбонатными породами с редкими тонкими прослоями аргиллитов. Известняки пористые и трещиноватые — средняя пористость 10%, проницаемость колеблется от 0,00035 до 0,180 мкм².

Осредненные свойства пластовых нефтей Покровского месторождения опре­делялись по большому числу глубинных проб, отобранных из угленосного, тур­нейского и девонского горизонтов. Исходя из полученных данных, нефти угле­носного горизонта и турнейского яруса можно охарактеризовать как легкие, с небольшим газовым фактором (32-33 м³/м³), вязкостью 3 мПа·с. Коэффициент растворимости газа в нефти по горизонтам изменяется, как и другие параметры, незначительно. Нефть из отложений девона имеет значительно большее газосодержание, меньшие плотность и вязкость.

Горизонт, ярус Р_пл t_пл Р_нас G G' b ρ_н μ α

Угленосный 250 43 60 33,4 39,6 1,10 0,802 3,1 0,56

Турнейский 200 45 56 32,7 38,7 1,09 0,799 2,9 0,58

Девонскпй 179 63 107 73,1 86,7 1,21 0,748 2,2 0,68

Растворенный в нефти газ жирный, с высоким содержанием гомологов метана и небольшим содержанием метана. В газе значительное количество азота.

Горизонт, ярус СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂+ С0₂ H₂S N₂+ ρ_г

+ высшие + редкие

Угленосный 10,8 19,1 30,5 20,2 5,4 0,9 0,4 12,7 1,480

Турнейский 8,3 19,4 34,3 20,3 7,1 1,1 0,7 8,8 1,534

Девонский 36,8 21,2 16,5 8,4 1,8 6,9 - 14,4 1,272

Дегазированные нефти угленосного горизонта и турнейского яруса очень мало различаются. Все они относятся к парафиновым, сернистым, характери­зуются большим содержанием смол и высоким выходом светлых фракций, выкипающих до 300° С.

Угленосный Турнейский

горизонт ярус

Плотность, г/см3 0,845 0,844

Содержание, % вес.

парафинов 5,6 5,2

серы 1,8 1,9

асфальтенов 2,2 2,3

смол силикагелевых 14,2 13,1

Коксуемость, % 3,7 4,1

Вязкость, сП, при 20° С... 12,0 10,6

Температура начала кипения, оС 54,0 54,0

Фракционный состав, %

до 200° С 28,0 29.0

до 300° С 50,5 51

Покровское месторождение расположено в Орен­бургской области. Соответствующее поднятие выявлено в процессе струк­турно-геологической съемки в 1945 г. Оно подтвердилось проводивши­мися в 1949 г. электроразведочными работами, а позже структурным буре­нием (1952-1954 гг.) и сейсморазведкой (1958 г.). Нефть из отложений каменноугольного возраста впервые получена в 1961 г. В 1963 г. месторо­ждение введено в разработку.

Покровское поднятие представляет наиболее приподнятую структуру Покровско-Бобровского вала.

По кровле калиновской свиты, уфимского и артинского ярусов Покровское поднятие представляет брахиантиклиналь северо-западного простирания. Размер поднятия по соответствующим замыкающим изо­гипсам 10,5 х 5,5 км. Амплитуда поднятия 25-40 м; отмечается усиление структуры с глубиной.

По кровле верейского, бобриковского горизонтов и турнейскому ярусу положение и размеры структуры в общих чертах сохраняются; увеличе­ние крутизны, особенно северного крыла, проявляется еще более отчет­ливо. Горизонты девона вскрыты только двумя скважинами. По данным этих скважин структурный план девона и карбона не совпадает. По ука­занным скважинам отмечается моноклинальное падение слоев девона с севера на юг.

Промышленная нефтегазоносность установлена в уфимском, артинском, московском (верейский горизонт), башкирском, визейском (бобриковский горизонт) и турнейском ярусах. Признаки нефти и газа отме­чаются и в других частях разреза.

Газовая залежь уфимского яруса связана с терригенными коллекто­рами. Песчаники хорошо выдерживаются по площади и разобщены про­слоем малопроницаемых пород. Залежь относится к пластовому типу, режим залежи - газовый.

Нефтегазовая залежь артинского яруса приурочена к известнякам верхней части яруса. Залежь нефтяная с газовой шапкой. Тип залежи массивный. Отметка газо-нефтяного контакта минус 772 м, водо­нефтяного контакта минус 780 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8 м. Средняя пористость известняков 17,3%, проницаемость 0,0409 мкм², дебиты нефтяные скважин – 7-10 т/сутки, газовый фактор - 130 м³/м³, пластовое, давление – 10,12 МПа.

Нефтяная залежь верейского горизонта (рис. 31) приурочена к песчаникам, имеющим значительную (до 22 м) толщину на западной периклинали и южном крыле и полностью выклинивающихся на своде поднятия. Пористость песчаников 19,6%, проницаемость 0,056 мкм², дебиты скважин на 10-мм штуцере достигают 70 т/сутки фонтаном, пластовое давление – 19,0 МПа. Давление насыщения – 6,1 МПа, газовый фактор - 35 м³/м³.

Залежь нефти башкирского яруса связана с органогенно-обломочными известняками, характеризующимися следующими показателями: пористость средняя - 16,5%, проницаемость – 0,269 мкм². Дебиты сква­жин - 5-12 т/cyтки нефти, пластовое давление 19,2 МПа. Залежь, массивного типа. Структурные построения позволяют предполагать дополнительный купол в районе скв. 119, где отметка ВНК понижается на 9 м.

Нефтяная залежь бобриковского горизонта является основной и содержит значительные запасы нефти. Коллектором служат песчаники, хорошо выдерживающиеся по всей площади месторождения и часто раз­деленные непроницаемыми прослоями на несколько пропластков. Залежь, относится к пластовому типу, режим ее упруго-водонапорный с ограни­ченной связью с законтурной водоносной системой. Эффективная нефте­насыщенная толщина песчаников до 14 м, пористость 20%, проницаемость изменяется от 0,394 до 1,460 мкм². Первоначальные дебиты скважин достигали 350 т/cyтки нефти (12-мм штуцер), но в течение 3-4 месяцев работы без поддержания пластового давления подача нефти снизилась до 70-120 т/сутки.

Ведется эксплуатационное разбуривание залежи.

Нефтяная залежь турнейского яруса приурочена к коллекторам карбонатного типа; она массивного типа. Отметка водо-нефтяного раздела принята условно минус 2185 м, но, по-видимому, расположена ниже. Эффек­тивная нефтенасыщенная толщина известняков изменяется от 5,6 до 10,0 м. Дебиты скважин колеблются от 20 до 120 т/сутки нефти при 10-мм шту­цере. Газовый фактор 30,5 м³/м³. Режим упругий. Пористость известняков по керну 7,7%, проницаемость – 0,223 мкм². Нефть имеет такую же характери­стику, как нефть бобриковского горизонта.

Рисунок 31 - Покровское месторождение (составил И. И. Купленский).

а — структурная карта по кровле продуктивного пласта верейского горизонта;

б — геологический профиль продуктивной толщи среднего карбона.

1 - контур нефтеносности; 2 - линия выклинивания коллектора; 3 - известняки;

4 - доло­миты; 5 - глины; 6 - песчаники; 7 - алевролиты; 8 - нефть;

9 —-нефтенасыщенные известняки.

Дата добавления: 2015-04-25