Шкаповское месторождение

Месторождение расположено в юго-западной части Башкирской АССР, южнее Белебеевского, в непосредственной близости от него. Открыто в 1953 г. В тектоническом отношении оно приурочено к юго-восточному склону южного купола Татарского свода и представляет собой пологое платформенное подня­тие северо-западного простирания. Углы наклона даже на наиболее крутом юго-западном крыле не превышают 1°, а на других крыльях составляют 20- 50'.

Промышленная нефтеносность выявлена в пластах Д₁ (папшйская свита верхнего девона) и Д₄ (воробьевский и старооскольский горизонты среднего девона). Горизонт Д₄ подразделяется на две самостоятельные пачки. Верхняя пачка в свою очередь делится на три самостоятельных песчано-алевродитовых пласта, характеризующихся различным гранулометрическим составом и кол­лекторскими свойствами. Пористость песчаников верхней пачки меняется в пределах от 14,2 до 21,3%, проницаемость от 0,160 до 1,456 мкм².

В пластовых условиях нефти пластов Д₁ и Д₄ существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д₄ обладает высоким газосодержанием и давлением насыщения, низкими значениями плот­ности и вязкости.

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

Д₁ 17,3 38 9,9 36,9 42,2 1,12 829 3,9 10,0 8,8 0,37

Д₄ 17,7 38 15,2 100,7 122,7 1,30 740 1,0 11,7 13,2 0,66

Растворенные в нефти газы содержат большие количества гомологов метана, превышающие содержание самого метана, и значительное количество азота. В газе пласта Д₄, гомологов метана больше, чем в газе пласта Д₁.

Пласт СН₄ С₂Н₆ С₃Н₈ С₄Н₁₀ С₅Н₁₂ С₆Н₁₄+ N₂ + ρ_г

+ высшие + редкие

Д₁ 40,3 13,3 18,4 8,4 3,3 1,1 15,3 1,325

Д₄ 32,9 20,5 19,6 8,9 3,1 - 15,0 1,367

Дегазированные нефти пластов Д₄ и Д₁ также существенно различаются между собой по основным характеристикам. Нефть пласта Д₁ значительно тяжелее, содержит больше асфальтенов, серы, смол и кокса и более вязкая. Нефть пласта Д₄ содержит больше парафина и дает больший выход светлых фракций.

Пласт Д₄ Пласт Д₁

Плотность, кг/м3 812 869

Содержание, % вес.

парафинов 4,3 3,9

серы 0,6 1,9

асфальтенов 0,8 5,6

смол силикагелевых 7,7 13,9

Коксуемость, % 2,1 5,9

Кнслотное число, мг КОН/г 0,01 0,03

Вязкость, сП

при 20° С 3,6 14,4

при 50° С 1,9 6,2

Температура застывания. оС -34 -40

Фракционный состав,

до 150° С 18,5 14.0

до 200° С 28,8 21,2

до 300° С 47,0 36,9

Шкаповское месторождение (рисунок 25) расположено в краевой части татарского свода, в пределах Бижбулякского района, к югу от г. Белебея.

Глубокое разведочное бурение на площади месторождения было начато в 1952 г. по материалам структурно-поискового бурения, в резуль­тате были открыты залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта нижнего отдела каменноугольной системы, в пластах Д₁ и Д₄ терригенной части девонской системы. В последующие годы в процессе разведочного бурения были выявлены залежи в отложениях турнейского яруса, верхнефаменского подъяруса и кыновского горизонта нижнефранскогоподъяруса.

Глубоким разведочным бурением на площади вскрыты отложения от бавлинских до антропогеновых. Шкаповская структура расположена в юго-восточной краевой части Татарского свода в пределах одноимен­ного вала. Само Шкаповское локальное поднятие является крупной струк­турой платформенного типа почти широтного простирания. Отложения палеозойской группы залегают согласно и подстилаются мощной толщей бавлинских образований, которые в свою очередь залегают моноклиналь­но с наклоном на юг. Поднятие имеет асимметричное строение: северо-восточное крыло более пологое, юго-западное - более крутое. Периклинальные окончания структуры пологие (30'). Свод складки осложнен рядом вторичных поднятий и прогибов. Основным продуктивным горизонтом является пласт Д₁ пашийского и пласт Д₄ старооскольского горизонтов девонской системы. Кроме того, промышленное значение имеют отложе­ния бобриковского горизонта. Остальные залежи не играют существенной роли ни в запасах, ни в добыче нефти.

В бобриковском горизонте коллекторами нефти являются песчаники, развитые в центральной и южной частях Шкаповской площади, где сум­марная мощность их достигает 20 м. На остальной площади песчаники замещаются аргиллитами и плотными алевролитами или выклиниваются. Пористость песчаников довольно высокая - до 18%, проницаемость 550 мд. На Шкаповском месторождении выявлено шесть изолированных друг от друга залежей, относимых к пластово-сводовым и литологически экранированным типам. Режимы залежей упруго-водонапорные.

В турнейском ярусе коллекторами нефти являются трещиноватые и пористые известняки, залегающие в кровле яруса. Их средняя эффек­тивная мощность 10 м, пористость - 11%. При опробовании был полу­чен приток безводной нефти плотностью 0,900 г/см3. Залежь пластово-сводового типа.

В верхнефаменском подъярусе коллекторами нефти являются карбо­натные породы, разделенные на два пласта. Их средняя эффективная мощ­ность равна 4 м и пористость 8%. При испытании верхнего пласта был получен приток безводной нефти. При испытании нижнего пласта насосом был получен приток нефти с водой с дебитом в 16 т/сутки при содержании 15% воды. Залежь относится к типу массивных.

В кыновском горизонте коллекторами являются песчаники и алевро­литы, которые образуют две линзы. Их мощность непостоянна и колеблется от 0 до 5 м при средней эффективной - 2 м, пористость 15%, проницае­мость 0,24-0,25 мкм², дебиты от 1 до 25 т/сутки.

Залежи нефти пашийского горизонта (Д₁) приурочены к средней и нижней части пласта Д₁ Коллекторами нефти в нижней части являются песчаники и алевролиты, обладающие пористостью 18,1% и проницае­мостью в 0,52 мкм². Мощность их 12,3 м. Верхний коллектор сложен хорошо отсортированными песчаниками мощностью от 0 до 19,5 м. На некоторых участках оба коллектора сливаются в один.

Из пласта Д₁ при опробовании был получен приток нефти с дебитом 39-112 т/сутки плотностью 0,870 г/см³. Залежь пластово-сводового типа, обладает упруго-водонапорным режимом.

С 1957 г. оба пласта разрабатываются совместно с применением законтурного и внутриконтурного заводнений по системе кольцевыми батареями с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 400-450 м.

Залежь нефти пласта Д₄ связана с двумя пачками. Коллекторами нижней пачки являются песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов, средняя мощность коллекторов равна 9,5 м, пористость 18% и проницае­мость 0,2-1,0 мкм². Коллекторы верхней пачки крупнозернистые песча­ники с редкими прослоями алевролитов. Отдельные прослои песчаников имеют линзовидную форму залегания и выклиниваются. Средняя их мощ­ность равна 11 м, пористость 6-22%, проницаемость 0,025-2,0 мкм². На отдельных участках верхняя и нижняя пачки сливаются.

При опробовании пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 88-183,8 т/сутки. Залежь пластово-сводового типа, зале­гает в среднем на глубине 2100 м, водо-нефтяной контакт расположен на отметках минус 1770,7 – минус 1766,6 м.

Залежь разрабатывается с 1955 г. с применением законтурного и внутриконтурного заводнений кольцевыми рядами с расстояниями между рядами 600 м и между скважинами 500 м.

Залежь нефти бийского горизонта приурочена к реперу «нижний из­вестняк», который сложен известняками различной степени пористости. Общая мощность горизонта 20-35 м. В результате опробования пласта в скважинах были получены притоки нефти с дебитами в 10- 80 т/сутки.

Рисунок 25 - Шкаповское нефтяное месторождение (по А. В. Поле).

а - структурная карта по кровле пашнйского горизонта девона и положение залежи пласта Д₁; б- схематический профильный разрез терригенных отложений девона по линии I – I.

1 - карбонатные породы; 2 - глинистые карбонатные породы; 3- песчаники и хорошо проницаемые породы; 4 - нефть; 5 - контур нефтеносности; 6 - граница выклинивания коллекторов; 7 - скважины.

Продуктивный горизонт	Эффек- тивная мощность, м	Глубина залегания, м	Тип пород-коллекто-ров	Пластовое давление, МПа	Темпера- тура пласта, ^оС	Давление насыщения, МПа
Бобриковский+ тульский	2,5		Песчаники	14,63	-	-
Турнейский			Известняки	-	-	-
Верхнефаменскй			«	-	-	-
Пашийский, Д1	12,3		Песчаники	20,0		9,5-10,5
Муллинский, Д2			«	-	-	-
Старооскольский, Д4	9,5		«	20,5		14-17,5

Пористость эффектив- ная, %	Проница- емость, мкм^2	Газовый фактор, м^3/т	Год начала разработки	Средний годовой отбор нефти, тыс. т	Дебит нефти, т/сут	ВНК (абс. отм.), м
	0,55	-		3,7		-(1265- 1283,5)
	-	-		2,5	-	-
	-	-		-		-
18,1	0,52				10-112	-(1697-1702)
-	-	-	-	-	-	-
	0,596	120,5			88-184	-(1770-1667)

Дата добавления: 2015-04-25