1 ИСХОДНЫЕДАННЫЕ
1.1 Краткаягеолого-промысловая характеристика месторождения
В геологическом строенииБухарском месторождении принимают участие девонские, каменноугольные, пермскиеи четвертичные отложения.
В тектоническом отношенииместорождение расположено на северном склоне Южно-Татарском своде. С запада оноограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим своднуючасть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллическогофундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном исеверо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких,вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоковфундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.
Приуроченность районаместорождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельскойсистемы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнегодевона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствуетструктурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный планимеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутыевалообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованногоструктурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в видерифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структурыоблегания – Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этихструктур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. В основном дляБухарского месторождения характерными локальными элементами являютсямалоамплитудные поднятия IIIпорядка. В пределах площади месторождения поверхность турнейского ярусаосложнена «русловыми» врезовыми зонами, выделенными по результатамдетализационных работ МОГТ в Заинском районе сейсморазведочной партии 9/96,которые были, в основном, подтверждены фактическим бурением 1997-2000 г.г.
Основой для структурныхпостроений послужили результаты детализационных работ МОГТ Бухарскойсейсморазведочной партии 9/96 в Заинском районе.
По разрезу Бухарскогоместорождения нефтеносность различной интенсивности установлена по рядугоризонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.
Продуктивными наместорождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского ибобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского,заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти,которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируютсяотдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скоплениянефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх),как Д1-в, Д1-б и Д1-а, сложенными песчаникамии алевролитами. Пласты Д1-а, Д1-б рассматриваются какодин объект — Д1-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются илиимеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д1-выделяет как самостоятельный объект с собственным ВНК.
Д1-впредставлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает вподошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741,6 м, четко коррелируетсяпо материалам ГИС и отделяются от пласта Д1-а+б перемычкой толщинойв 4,6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д1-в поплощади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи насамом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материаламГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, дебиты нефти вкоторых варьируется от 0,3 до 22,1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщиныпласта изменяются от 0,6 до 2,8 м. Пласт Д1-в подстилается, восновном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК,контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК поскважинам с учетом нижних дыр перфорации.
Пласт Д1-а+бразвит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общегопробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пластаизменяется от 0,8 до 2,4 м.
Всего выявлено 13 залежейнефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрытытолько одной скважиной. Тип залежей – пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38%скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контурынефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК,определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютнойотметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдаетсяв северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контурызалежей, изменяются с юга на север от –1496 до –1508,7 м. Контуры залежей врайоне скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСПМОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменилаориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследованийна северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое.Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного насеверо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти,приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районескв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадьнефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 ссеверо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП,за которой выявлен сброс на 5 метров по вертикали. Залежь ограничена линиейсброса, являющейся в данном случае экраном. Размеры залежи уменьшились в 4раза. Поэтому после проведения предложенных авторами работ по управлению сетисейсмопрофилей на некоторых участках месторождения, переобработки всегоимеющегося материала по сейсмоисследованиям, проведения НВСП МОВ в скважинах,предложенных в главе доразведки, необходимо уточнить запасы нефти поместорождению в соответствии с полученными результатами.
Общая толщина отложенийпашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная –1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости – 0,071, акоэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части – 0,631. Коэффициентрасчлененности равен 4,067.
Выше по разрезу наглубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта,приуроченные к пласту Д0-в. Коллектор представлен, в основном,алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллекторапоровый.
Пласт Д0-вразвит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти,которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д0-вопробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контурынефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии сгипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. Вчетырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнегонефтенасыщенного пропластка.
Общая толщина кыновскогогоризонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количествопропластков 1 – 4, коэффициент расчлененности – 1,852. Суммарная эффективнаянефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 – 0,62 м, средняяравна 2,2 м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемогопрослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0,6-1,4 м.
1.2 Коллекторскиесвойства продуктивных горизонтов
Отложения пашийского и кыновского горизонтафранского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном ониохарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые,мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая,упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализапесчаники мелкозернистые (50,1% — 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовойфракции (0 – 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 – 7,1%).Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.
Цементом служит вторичный кварц,образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующийконтактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористостьпесчаников колеблется в пределах 12,9 – 20,4%, проницаемость 118,3 – 644,5*10-3мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу схорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые(43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые(2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%).Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов покерну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость – от 9,6 до 109,9*10-3мкм2.
Пористость коллекторов пашийскихотложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения),почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%.Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатамгидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, какнаиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0,13 мкм2.Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности ипроницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастовидентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.
Коллекторы относятся к высокоемкимвысокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Пашийские отложения характеризуются вцелом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части – 0,631.На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина егорасчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8м, суммарная нефтенасыщенная – 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины(10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам сподошвенной водой.
Покрышкой для залежей пашийскихотложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.
Коллекторские свойства кыновскихотложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС игидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительнымматериалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуютсяследующими величинами: пористости – 19,6%, нефтенасыщенности – 74,3%,проницаемости – 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Ониотносятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким,высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Общая толщина отложений кыновскоговозраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная – 2,2 м,эффективная – 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью –расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости – 0,712. Покрышкой длякыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.