Файл: Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь.docx

Пласт Бш1

В верхнем башкирском пласте Бш1 выделено 3-5 проницаемых прослоев, реже 2 или 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 до 6,0 м, средневзвешенная по площади – 3,8 м. Размеры залежи в границах пласта Бш1 в пределах ВНК минус 872 м - 3,6 х 3,2 км, высота 50,9 м.

Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи.
Пласт Бш2

В разрезе пласта выделено 4-6 проницаемых прослоев, редко 2 - 8. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,2-7,6 м, средневзвешенная по площади – 4,3 м. Размеры залежи в границах пласта Бш2 в пределах ВНК минус 872 м - 3,3 х 2,9 км, высота 42,4 м.

Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи.
Пласт Бш3

В наиболее мощном башкирском пласте Бш3 выделено, в основном, 6-10 проницаемых прослоев, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,0 до 11,2 м, средневзвешенная по площади – 6,1м. Размеры залежи в границах пласта Бш3 в пределах ВНК минус 872 м - 2,9 х 2,7 км, высота 29,0 м.

Нефтяная зона составляет 82 % от общей площади залежи.
Пласт Бш4

Залежь в границах пласта Бш4 - водоплавающая. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,3 м. Размеры залежи в пределах ВНК минус 872 м - 2,0 х 1,6 км, высота 10,1 м.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Тульский горизонт
На Быркинском месторождении верхняя пачка тульского горизонта сложена плотными глинистыми известняками.
Пласт Тл2-а

В кровле тульской терригенной пачки залегает проницаемый пласт, который интерпретируется по ГИС как водонасыщенный. Ранее в районе скв. 162 выделялась небольшая залежь с извлекаемыми запасами менее 1 тыс. тонн. К 1990 году скважина практически обводнилась (96,6 % воды) и в октябре 1990 года переведена на пласт Бш. В настоящем отчете запасы залежи пласта Тл2-а не рассматриваются как не имеющие промышленного значения.
Пласт Тл2-б

К подошвенной части тульского горизонта приурочена пластовая сводовая литологически ограниченная залежь, в разрезе которой на основе детальной корреляции выделяется два продуктивных пласта Тл2-б-1 и Тл2-б-2. Пласты разделены глинистой перемычкой толщиной от 0,8 до 5,2 м, имеют единый ВНК на абс. отметке – 1216 м. Незначительная толщина глинистой перемычки не исключает наличие зон слияния пластов.

Пласты представлены чередованием песчано-алевритового и глинистого материала

---

, характеризуется неоднородностью и литологической изменчивостью по площади.

Пласты Тл2-б-1 и Тл2-б-2 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт Тл2-б-1.

Проницаемый пласт Тл2-б-1 не выдержан по площади, замещен плотными породами на южной периклинали и на довольно обширных зонах в северо-западной части.

Наибольшие значения нефтенасыщенной толщины наблюдаются на юге и северо-востоке залежи.

Промышленные притоки получены в 4х скважинах. Первоначальные дебиты составляют 1,1-7,7 т/сут. Размеры залежи в границах пласта в пределах ВНК минус 1216 м - 3,2 х 4,2 км, этаж нефтеносности 78,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,6 до 4,6 м, средневзвешенная составляет 1,7 м. Нефтяная зона составляет 98 % от общей площади залежи. Краткая характеристика пласта приведена в табл. 5.1.
Пласт Тл2-б-2.

Пласт Тл2-б-2 промышленно нефтеносен на крыльях структуры. Большая площадь пласта в сводовой части залежи представляет собой зону замещения коллекторов плотными породами с извилистыми границами.

Участок с наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины отмечается в юго-западной части (район скв. 428, 479, 435).

Промышленные притоки получены, в основном, совместно с пластами Пласт Тл2-б-1 и Бб2. Размеры залежи в пределах ВНК минус 1216 м - 3,1 х 3,0 км, этаж нефтеносности 66 м (табл. 5.1). Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,4 до 6,0 м, средневзвешенная 1,2 м. Нефтяная зона составляет 96 % от общей площади залежи.
Бобриковский и радаевский горизонты
В разрезе бобриковских и радаевских отложений выделяются продуктивные пласты Бб1, Бб2, Мл, к которым приурочена пластовая сводовая литологически ограниченная залежь с единым ВНК на абс. отметке – 1220м.

Сокращение глинистых перемычек до 1 м и менее говорит о возможной гидродинамической связи данных пластов.

Важная особенность геологического строения продуктивных визейских отложений Быркинского месторождения заключается в резком увеличении толщины радаевских терригенных пород (пласта Мл) в западной части структуры в зонах развития карстовых воронок и на пониженных участках эрозионной поверхности турнейских карбонатов.

В зонах повышенных участков турнейского рельефа, т. е. на восточном и южном крыле структуры радаевские отложения (продуктивный пласт Мл) отсутствуют, что подтверждается данными бурения и корреляции на основе палеотектонического анализа. На этих участках, т. е. на юге и востоке структуры турнейские карбонаты перекрываются бобриковскими терригенными отложениями.

---

Таким образом, строение залежей и отдельных пластов визейской толщи, особенно пласта Мл, обусловлено, во-первых, сложным эрозионно-карстовым рельефом турнейской карбонатной поверхности, и во-вторых, литолого-фациальными условиями седиментации терригенных осадков в районе месторождения.

Пласты Бб1, Бб2, Мл рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт Бб1

К кровле бобриковского горизонта приурочен нефтенасыщенный пласт Бб1, который характеризуется значительной литологической неоднородностью. На южной половине поднятия пласт замещен плотными породами и приурочен к небольшим линзам.

Пласт испытан раздельно в 2х скважинах (462, 491), где получены притоки нефти дебитом 12,7 - 13,0 т/сут. Еще в 8-ми скважинах пласт испытан совместно с пластом Бб2 или Мл, либо с обоими.

Размеры залежи, выделенной в пределах ВНК минус 1220 м, составляют 1,2 х 2,9 км, этаж нефтеносности - 65,8 м.

Четыре линзы (районы скважин 422, 446, 433, 441) имеют размеры от 0,25-0,65 км х 0,25-1,1 км, этаж нефтеносности от 23,4 до 51,8 м (табл. 5.1). Эффективная нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне изменяется от 0,4 до 3,4 м, средневзвешенная - от 0,8 до 1,1 м.
Пласт Бб2

В подошве бобриковского горизонта выделяется песчаный нефтенасыщенный пласт, имеющий линзовидное распространение, литологически не выдержанный по площади.

Пласт опробован раздельно в 6 скважинах. Еще в 17 пласт испытан совместно с пластами Тл2-б-1, Тл2-б-2, Бб1, Мл, Т0.

Размеры линз составляют 0,3-1,7 х 0,2-1,8 км, этаж нефтеносности от 4,0 до 62,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 8,0 м.
Пласт Мл.

В кровле радаевского горизонта выделяется промышленно нефтеносный пласт Мл, представленный песчаниками. В предыдущем подсчете этот пласт рассматривался в составе пласта Бб2.

Зоны увеличенной толщины продуктивного пласта Мл, песчаные прослои которого содержат нефть, приурочены к эрозионно-карстовым воронкам и полостям на поверхности турнейских известняков (скв. 519, 492, 473, 469).

Там, где пласт Мл выклинивается и отсутствует, т. е. в южной и восточной части поднятия, турнейская поверхность перекрывается отложениями пласта Бб2.

Пласт опробован в 48 скважинах, и в 11 совместно с пластами Бб, Тл и Т0. Размеры залежи в границах пласта в пределах ВНК минус 1220 м - 2,0 х 2,4 км, этаж нефтеносности 58,1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются от 0,8 до 36,0 м, в водонефтяной-ной зоне - от 0,8 до 32,4 м.

---

В районе скв. 482 отмечена небольшая залежь, которая имеет ВНК на отметке –1235 м. Размеры ее 0,25 х 0,5 км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 10 м (разд. 4.4.1).

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
В разрезе рифогенных карбонатных отложений в результате корреляции выделяются два продуктивных пласта Т0 и Т1, к которым приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке – 1235 м. Этаж нефтеносности 68 м.

Коллекторами служат пористые, кавернозные и трещиноватые известняки. По данным исследования керна и ГИС коллекторские свойства пласта Т0 уступают свойствам пласта Т1.

Кровля турнейских известняков размыта и закарстована, что подтверждается при бурении скважин провалом инструмента и поглощением бурового раствора /64/.

Пласты Т0 и Т1 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.

Пласт Т0.

В северо-западной части структуры отмечаются по данным бурения зоны отсутствия пласта, т. е. отложения разрушены эрозионными процессами.

Размеры залежи в границах пласта 2,9 х 2,8 км. Пласт опробован раздельно в 22-х скважинах совместно с пл. Т1 в 9-ти, с пл. Мл – в одной скважине. Дебиты нефти составляют 0,8 до 18,0 т/сут.

Нефтяная зона составляет 95 % от общей площади залежи.
Пласт Т1.

Размеры в границах пласта 2,7 х 2,7 км.

Пласт опробован в 43-х скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,4 до 24,4 т/сут. Большая часть залежи водоплавающая. Нефтяная зона составляет 11 % от общей площади залежи.

Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют значения от 0,8 до 21,2 м.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

Продуктивные пласты Д1 и Д2 приурочены к литологически-экранированным залежам пашийских и живетских терригенных отложений.

Дополнительных данных после 1985 г. не получено, так как бурение не проводилось.

Объект разработки находится в консервации с 1995 года. Сведения по разработке объекта приведены в главе 9.

Строение и нефтегазоносность залежей предлагается по варианту предыдущего подсчета.

---

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

В данной работе рассмотрены физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды по месторождениям, с которых эмульсия поступает на УПСВ «Бырка»:

• 
  Быркинское месторождение
  
• 
  Альняшское месторождение
  
• 
  Талмазовское месторождение
  

Физико-химические свойства нефти

Таблица №1

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Альняшкое месторождение		Быркинское месторождение						Талмазовское
			Бб2	Тл2б	Т	Бб2	Тл2б	Бш	В3В4	В3В4
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Вязкость нефти при 20оС	МПа*с	141,69	188,4	89,18	79,28	300,33	16,50	16,50	-
2	Вязкость нефти при 50оС	МПа*с	33,42	29,1	23,07	22,25	54,84	6,34	6,34	6,34
3	Содержание: серы смол асфальтенов парафина	%	3,52 28,61 5,52 3,52	3,94 36,29 8,36 3,00	3,08 24,4 4,40 3,40	3,04 24,67 4,13 3,29	3,27 32,42 6,26 3,53	1,89 14,38 4,20 4,49	1,89 14,38 4,20 4,49	2,04 15,6 4,4 2,8
4	Плотность нефти	кг/м3	918	928	910	910	930	870	870	872

---