Геологический раздел Общие сведения о месторождении

Геолого-физическая характеристика месторождения

В разрезе продуктивных отложений Вятской площади Арланского месторождения выявлено 12 подсчетных объектов. Нефтепродуктивными по данным ГИС и результатам испытаний в пределах Вятской площади Арланского месторождения являются карбонатные отложения верхней пачки турнейского возраста (пласт Т₁), терригенные отложения бобриковского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона (пласты С₁I, С₁II, C₁III, C₁IVo, C₁IV, C₁V, C₁VIo, C₁VI) и карбонатные отложения каширского, подольского горизонтов среднего карбона (пласты П₂, П₃, K₁, K₂₊₃, K₄) [1].
Продуктивные пласты среднего карбона
Продуктивными в каширском и подольском горизонтах являются самая верхняя часть каширского и нижняя часть подольского горизонтов. Коллекторами среднего карбона являются карбонатные отложения, в основном известняки различного состава с различным содержанием глинистого материала, доломита и гипса. Литологические отложения представлены карбонатными породами пестрого состава.
Залежи нефти в московском ярусе связаны с каширскими и подольскими отложениями, в которых выделяются пласты, K₁, K₂₊₃, K₄,П₂, П₃.
Продуктивные пласты подольского горизонта
Залежи нефти в подольском горизонте приурочены к продуктивным пластам П₂, П₃.
Общая толщина пласта П₃ изменяется от 14 до 20 м. Пласт состоит, в основном, из 1-3, реже 4 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,3м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,0 м и составляет в среднем 2,2 м. Доля коллекторов составляет 0,56, коэффициент расчлененности – 1,78.
Залежи пласта П₃литологически экранированные.
Пласт П₂ приурочен к кровле каширо-подольских отложений. В пласте П₂ выделено 15 залежей, большинство из них небольшие и вскрыты 1-6 скважинами. Его общая толщина изменяется от 7 до 10 м. Эффективная часть пласта представлена 1-2 проницаемыми прослоями толщиной от 0,3 до 3,0 м, эффективная толщина изменяется от 0,6 до 3,7 м и составляет в среднем 1,4м, нефтенасыщенная толщина 1,4 м. Доля коллекторов в пласте составляет 0,97, коэффициент расчлененности – 1,06.
Залежи пласта П₂ чисто нефтяные, литологически экранированные.
Продуктивные пласты каширского горизонта
Залежи нефти в каширском горизонте приурочены к продуктивным пластам K₁, K₂₊₃, K₄.
Пласт К₄ залегает в основании каширского горизонта. Пласт состоит из 1-3 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 41,0 м, суммарная толщина которых по площади колеблется от 0,6 до 3,7 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,94 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,7 м. Доля коллекторов в общей толщине 0,77, коэффициент расчлененности – 1,68. Пласт развит повсеместно, в единичных скважинах коллектор пласта замещен непроницаемыми разностями пород.
Залежи пласта К₄ пластовые, сводовые.
Пласт К₂₊₃имеет общую толщину 27-35 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет не более 16,5% от общей толщины пласта. Эффективная часть приурочена к разным частям пласта и состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной от 0,4 до 2,6 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет около 1,0 м. Увеличение эффективных толщин и значений коэффициента пористости коллекторов приурочено к приподнятым участкам структурной поверхности пласта.
Все залежи пласта К₂₊₃ являются чисто нефтяными и относятся к типу структурных, литологически экранированных.
Пласт К₁ состоит из 1-5 проницаемых прослоев толщиной от 0,3 до 4,3 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,2 м. Доля коллекторов по пласту составляет 0,59, коэффициент расчлененности – 2,1. Повышенные значения эффективных толщин коэффициента пористости коллекторов отмечаются на приподнятых участках залегания пласта К₁.
Залежи пласта К₁ чисто нефтяные, структурные, литологически экранированные.
Средняя пористость по керну пластов П2, П3 и К1 составляет 0,217-0,23, пористость в нижележащих пластах К2+3 и К4 несколько ниже – 0.18-0.2. Проницаемость определенная по керну в среднем по Каширо-Подольским отложениям (КПО) составляет 37 мД, наименьшее значение проницаемости определено в пласте П2 – 14 мД, наибольшее – в пласте К2+3 – 57 мД. Для основных по запасам пластах П3 и К1 проницаемость составляет 24 и 46 мД соответственно.
Охват Каширо-Подольских пластов Вятской площади гидродинамическими исследованиями незначителен. Продуктивность по пластам КПО составляет в среднем 0.32 м3/(сут • МПа), гидропроводность - 0,384 мкм2/(мПа•с).
Продуктивные пласты нижнего карбона
Терригенная толща нижнего карбона, заключённая между карбонатными отложениями тульского горизонта и турнейского яруса, литологически представлена чередованием мелкозернистых песчаников и крупнозернистых алевролитов, которые чередуются с прослоями глинистых и углисто-глинистых пород.
Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями тульского, бобриковского и радаевского горизонтов. Толщина среднего разреза 40 – 45 м.
Нефтяные залежи пластаС₁I
В пласте С₁I выделено 35 залежей нефти, из которых 34 литологическиограниченные, одна залежь – пластовая литологически экранированная.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,4 м до 4,4 м, наибольшее число случаев значений толщин (76,5%) находится в интервале изменения толщин от 1,0 м до 2,0 м.
Нефтяные залежи пластаС₁II
В пласте С₁II вскрыто 37 залежей нефти, наиболее крупные залежи вскрыты соответственно от 12 до 76 скважинами. Большинство линз имеет ограниченные размеры, вскрыты 1-4 скважинами.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,6 м до 4,0 м, наибольшее число случаев значений нефтенасыщенных толщин (59,6%) находится в интервале изменения толщин от 1,0 до 2,0 м.
Нефтяные залежи пластаC₁III
В пласте C₁III в отличие от других пластов Вятской площади выделена одна залежь, переходящая на Николо-Берёзовскую площадь.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0 до 8,8 м, наибольшее число случаев нефтенасыщенных толщин (28,9%) находится в интервале изменения толщин от 3,0 м до 4,0 м.
Залежь пластовая, литологически экранированная.
Нефтяные залежи пластаC₁IVo
В пласте C₁IVo выделено 25 нефтеносных залежей, вскрытых 1-2 скважинами.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,8 до 2,8 м, наибольшее число случаев значений нефтенасыщенных толщин (73,7%) находится в интервале от 1,0 до 2,0 м.
Нефтяные залежи пластаC₁IV
В пласте C₁-IV выделено 45 залежей нефти, две трети из которых вскрыты 1-3 скважинами.
Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,6 до 6,8 м, наибольшее число случаев значений нефтенасыщенных толщин (65,5%) находится в интервале от 1,0 до 2,0 м.
Нефтяные залежи пластаC₁V
По пласту C₁V выделена 21 залежь. Залежи нефти пласта C₁V пластовые, литологически ограниченные.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м до 4,0 м, наибольшее число случаев значений нефтенасыщенных толщин (62,5%) находится в интервале от 1,0 до 2,0 м.
Нефтяные залежи пластаC₁VIo
В пласте C₁VIo выделено 25 залежей нефти. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0,6 м до 2,4 м, причём в большинстве случаев она находится в интервале от 0 м до 2,0 м.
Две залежи - пластовые, литологически экранированные, остальные - литологически экранированные.
Нефтяные залежи пласта C₁VI
На Вятской площади в пласте C₁VI выявлено 15 залежей нефти.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 25,0 м. Наблюдается резкое колебание их по площади. В центральной и восточной частях площади преобладают толщины коллекторов в основном менее 6,0 м (редко 8,0 м), разделённые зонами плотных пород и зонами, где коллекторы водонасыщены. В северо-западной и юго-западной части площади выделяются два высокопродуктивных участка, где нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 25,0 м. Распределение нефтенасыщенных толщин пласта C₁VI показало, что число случаев нефтенасыщенных толщин от 0 до 8,0 м составляет 80,4 %, большая часть нефтенасыщенных толщин (27,3%) заключена в интервале от 2,0 м до 4,0 м.
Залежи пласта C₁VI пластовые, сводовые.
Средняя пористость по керну верхних пластов Терригенной толщи нижнего карбона C₁I и C₁II составляет 0,187 проницаемость - 137 мД. Нижележащие пласты С₁III, С₁IV_o, С₁IV, С₁V, С₁VI_o, С₁VI обладают значительно лучшими характеристиками: средняя пористость – 0,215-0,224, средняя проницаемость по керну – 772-812 мД.
Средняя проницаемость терригенной толщи нижнего карбона в целом по Вятской площади довольно высока и составляет 715 мД. Максимальные значения проницаемости на отдельных образцах керна доходят до 6.85 Д.
Геолого-физическая характеристика залежей КПО и ТТНК Вятской площади Арланского месторождения представлена в таблице 1-2.

3.