Добавлен: 04.05.2024
Просмотров: 6
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.
По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе составляет 90-100 м.
На фоне обширной Арланской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.
Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируются.
1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов
ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени - известняков.
В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские).0днако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.
Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:
.Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);
. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);
. Широкое развитие глинистых и углистых пород;
. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;
. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);
.Резкие изменения толщины основных песчаных пластов(II, III,IV).
Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской.
Пласт VIo сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Арланской -17, на Новохазинской - 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Арланской площади - 76%, Николо-Березовской - 72%.
Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Арланской площади 0,461, Николо-Березовской - 0,367, Новохазинской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.
Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Арланской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).
Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.
Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Новохазинской площади.. Пористость в среднем по площадям составляет: на Арланской - 24%, Николо-Березовской - 20%. Нефтенасыщенность: на Арланской и Николо-Березовской 86 %. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.
Пласт II - основной продуктивный пласт Арланского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Арланской -1,5, Николо-Березовской - 0,84, Новохазинской - 1,6 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Арланской - 0,87, Николо-Березовской - 0,82, Новохазинской - 0,85 дол.ед.
Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28 % скважин на Арланской площади. Пористость песчаников 18-20 %. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% [4].
1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов
Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной "тяжелой" нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.
Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.3 и 1.4 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.
Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3, смол - до 16 и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.
Таблица 1.3
Физические свойства пластовых нефтей
| Пласт | Рнас. МПа | Плотность при 15МПа и 240с кг/м3 | Вязкость. мПа*с | Объемный коэф-т | Газовый фактор, м3/т | Плотность разгаз.нефти, кг/м3 | |
| | | | Р=15 МПа | Р=0 МПа | | | |
| Николо-Березовская площадь | |||||||
| II | 6,65 | 882 | 17,9 | 28,7 | 1,029 | 15,2 | 887 |
| III | 7,88 | 883 | 22,9 | 37,2 | 1,042 | 15,4 | 892 |
| Арланская площадь | |||||||
| II | 8,65 | 878 | 18,8 | 34,0 | 1,051 | 20,2 | 891 |
| III | 7,40 | 884 | 19,3 | 34,4 | 1,045 | 17,6 | 892 |
| VI | 8,23 | 881 | 19,6 | 34,2 | 1,094 | 17,2 | 891 |
| Новохазинская площадь | |||||||
| II | 7,47 | 880 | 19,6 | 4,4 | 1,042 | 16,0 | 892 |
| IV0 | 7,43 | 880 | 19,0 | 34,0 | 1,037 | 15,4 | 894 |
| VI | 7,62 | 888 | 29,1 | 46,8 | 1,034 | 13,8 | 896 |
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.4
Таблица 1.4
Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)
| Компонент | Площадь | |||
| | Арланская | Николо-Березовская | Ново-хазинская | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| Сероводород | - | - | - | |
| Углекислый газ | 0,86 | 2,04 | 0,76 | |
| Азот | 42,01 | 41,97 | 38,02 | |
| Метан | 12,29 | 6,29 | 17,15 | |
| Этан | 8,91 | 11,21 | 10,39 | |
| Пропан | 19,6 | 20,3 | 17,7 | |
| Бутаны | 10,8 | 11,2 | 10,4 | |
| Пентаны | 6,75 | 6,75 | 5,81 | |
| Плотность газа по воздуху | 1,261 | - | 1,286 | |
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.
Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.5 приведены данные исследований пластовых нефтей.
Таблица 1.5
Характеристика пластовых нефтей среднего карбона
| Параметр | Площади | |
| | Арланская | Ново-хазинская |
| Давление насыщения, МПа | 0,9-3,0 | 3,1-4,0 |
| Плотность при Р=0, кг/м3 | 868-870 | 864 |
| при Рнас, кг/м3 | 856-865 | 853 |
| Обьемный коэффициент от 17,5 МПа | 1,003-1,047 | 1,027 |
| Усадка от 17,5 МПа | 0,3-4,4 | 2,6 |
| от Рнас | 0,3-4,7 | 3,7 |
| Газовый фактор, м3/т | 5,3-16,2 | 13,3 |
| Вязкость при Рнас, мПа*с | 10-12 | 7,0 |
| при Р=0, мПа*с | 12,9-14,1 | - |
| Плотность газа (по воздуху) | 1,365-1,454 | 1,358 |
| Содержание азота, мол.% | 7,7-17,6 | 24,9 |
Таблица 1.6
Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв.27) (объем. %)
| Компонент | Газ нефтяной | Нефть разгазир. | Пластовая нефть |
| Сероводород | - | - | - |
| Углекислый газ | - | - | - |
| Азот + редкие | 17,90 | - | 2,67 |
| Метан | 8,33 | - | 1,05 |
| Пропан | 29,45 | 4,0 | 7,79 |
| Этан | 19,38 | 0,7 | 3,48 |
| Изобутан | 6,64 | 1,94 | 2,64 |
| Н.бутан | 11,13 | 4,93 | 5,87 |
| Пентаны | 4,66 | 6,75 | 6,44 |
| Гексаны | 2,51 | 0,69 | 0,97 |
| Остаток | - | 80,99 | 69,09 |
| Молекулярная масса | 41 | 228 | 20-1 |
| Плотность газов (ст. усл.) | 1,454 | 0,870 | 0,856 |
