Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта Д_I. Пологое залегание коллекторов, значительная послойная и зональная неоднородность являются, с одной стороны, причиной чередования в пределах ВНЗ участков развития пластов нефтеносных (бесконтактная зона) и с подошвенной водой (контактная зона), а с другой - того, что запасы, содержащиеся в этих коллекторах, взаимосвязаны. Эти факторы учитывались в процессе разработки для повышения эффективности выработки запасов по зонам различной степени насыщенности.

Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 787,0 до 818,0 кг/м³, среднее значение - 803,0 кг/м³; вязкость нефти от 2,7 до 6,5 мПа.с, среднее - 4,5 мПа.с; объемный коэффициент при дифразгазировании - от 1,1020 до 1,1840, среднее - 1,1549; газовый фактор - 50,1 м³/т; давление насыщения - 9,0 МПа.

Средние величины параметров нефти по отложениям турнейского яруса по различным залежам составляют: давление насыщения - 4,1 мПа, газовый фактор - 5,9 м³/т, плотность пластовой нефти 879,0 кг/м³, вязкость - 32,6 мПа.с. Нефти турнейского яруса относятся к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Плотность поверхностной нефти равна 904,0 кг/м³. Содержание серы в нефти изменяется от 1,2 до 4,8% (в среднем 3,2%), асфальтенов от 2,1 до 10,4% (в среднем 3,4%),парафинов - от 2,3 до 14,0% (в среднем 3,0% весовых). При разгонке нефти получены следующие фракции: до 100 ⁰С - 4,1%, до 200 ⁰С - 12,9% и до 300 ⁰С - 29,0% объемных.

В данном разделе дается краткая осредненная характеристика нефтей и газов как по региональным, так локально нефтеносным горизонтам как показано в таблицах 3-5.

Таблица 3-Параметры пластовой нефти

Таблица 4-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 5 - Содержание серы по объектам Ромашкинского месторождения

4. Гидрогеологические условия месторождения

Изучение гидрогеологической характеристики отложений осадочной толщи также указывает на их отличия по минерализации и содержанию микрокомпонентов как показано в таблице 6. На основании анализа большого объема информации о литологии водовмещающих пород, степени гидродинамической связи горизонтов, условий циркуляции вод, водообильности отложений, минерального и газового состава вод осадочной толщи месторождения было установлено наличие 9 гидрогеологических комплексов. В пределах выделяемых комплексов состав вод водоносных горизонтов характеризуется, как это показано ниже, близостью ввиду наличия гидродинамической связи. В то же время активная гидродинамическая связь между комплексами, как правило, затруднена из-за наличия водоупоров, которые в кыновском горизонте и среднефранском подъярусе девона, в верхах яснополянского надгоризонта и низах окского горизонта нижнего карбона, в верейском горизонте среднего карбона и иногда в уфимском ярусе верхней перми в основном представлены глинистыми, глинисто-карбонатными и, реже, карбонатными породами. Кроме того, выделяются три гидрохимические зоны, содержащие хлоридные (водоносные комплексы архейско-протерозойских, рифейско-вендских, девонских и каменноугольных отложений), сульфатные (зона от намюрских до уфимских отложений) и гидрокарбонатные (начиная от отложений верхней перми и выше) воды.

Для отложений терригенного комплекса среднего и верхнего девона характерна высокая водообильность. Водоносные горизонты приурочены к песчано-алевролитовым отложениям горизонтов Д_Y, Д_IV, Д_III, Д_II, Д_I и Д₀ , образующим единую гидродинамическую систему с региональным водоупором, представленным кыновско-саргаевскими аргиллитами и глинистыми известняками. Дебиты скважин могут колебаться от 100 до 250 м³/сут при динамических уровнях от 400 до 800 м. Статические уровни устанавливаются на отметках от 2 до - 40 м. По химическому составу подземные воды относятся (по В.А.Сулину - [11]) к хлоркальциевому типу с общей минерализацией 230-240 г/л, плотностью 1180,0-1190,0 кг/м ³, с низким содержанием сульфат-ионов (10-12 мг/л), что свидетельствует о гидрогеологической закрытости недр (таблица 1.19). Содержание различных компонентов колеблется в следующих пределах (в мг/л): бром от 600 до 1400, йода от 8 до 10, бора от 12 до 13, бария до 100, стронция от 370 до 440. В 50-60-х годах В.Г. Герасимовым отмечалась тенденция регионального изменения ионно-солевого состава подземных вод (возрастание коэффициента метаморфизма, содержания брома, кальция) по направлению уклона пьезометрической поверхности с севера на юг. Основные гидрохимические коэффициенты равны: Na/Cl - 0,58-0,79; Cl - Na/Mg -3,26; SO₄ х 100/Cl до 0,015. Температура пластовых вод изменяется от 33 ⁰С до 43 ⁰С. Газонасыщенность вод составляет 0,3-0,7 м ³/т при общем количестве углеводородных газов 60-75 %, из них этана и высших от 4 до 38 %. Тип газа - азотно-метановый.

Таблица 6-Характеристика химического состава пластовых вод отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения

Заключение

Ромашкинское месторождение является крупнейшим многопластовым месторождением Волго-Уральской провинции платформенного типа.

Мощная осадочная толща, слагающая разрез Ромашкинского месторождения, представлена палеозойскими отложениями, залегающими на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента. В разрезе палеозоя на территории месторождения выделяются отложения девонской, каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами.

В структуре терригенного девона выделяется огромное поднятие (60х70 км), осложненное рядом крупных структур (Минибаевское, Абдрахмановское и др.). Поднятие пологое, амплитудой 60 м. Гораздо более сложным строением и наличием большого количества более мелких поднятий характеризуется структурный план каменноугольных отложений.

Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах.

Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д₁) и тиманского (пласт Д₀) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км². Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей.

На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес.

Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта Д_I.

Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 787,0 до 818,0 кг/м³, среднее значение - 803,0 кг/м³; вязкость нефти от 2,7 до 6,5 мПа.с, среднее - 4,5 мПа.с; объемный коэффициент при дифразгазировании - от 1,1020 до 1,1840, среднее - 1,1549; газовый фактор - 50,1 м³/т; давление насыщения - 9,0 МПа.

Средние величины параметров нефти по отложениям турнейского яруса по различным залежам составляют: давление насыщения - 4,1 мПа, газовый фактор - 5,9 м³/т, плотность пластовой нефти 879,0 кг/м³, вязкость - 32,6 мПа.с. Нефти турнейского яруса относятся к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Плотность поверхностной нефти равна 904,0 кг/м³. Содержание серы в нефти изменяется от 1,2 до 4,8% (в среднем 3,2%), асфальтенов от 2,1 до 10,4% (в среднем 3,4%),парафинов - от 2,3 до 14,0% (в среднем 3,0% весовых). При разгонке нефти получены следующие фракции: до 100 ⁰С - 4,1%, до 200 ⁰С - 12,9% и до 300 ⁰С - 29,0% объемных.

К 2006 г. из месторождения отобрано 85% извлекаемых запасов. Максимальная годовая добыча в 1970 г. составила почти 82 млн. т. Начальные извлекаемые запасы оценивались около 3млрд. т. Остаточные запасы по категории А+В+С₁+С₂ 355 млн. т, добыча в 2009 г.-15млн т.

Список использованной литературы

1. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Москва. ВНИИОЭНГ, 1995 г.

2. Абдуллин Н.Г., Аминов Л.З., Акишев И.М. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том. III, Татарская АССР.М., Недра, 1979 г.

3. Ларочкина И.А. Отчет по теме №23.079. «Перспективы нефтеносности эйфельско-живетских отложений девона на территории Ромашкинского месторождения». Бугульма, 1994 г.

4. Грызунов В.Г. «Уточнение геологического строения и оценка запасов нефти горизонтов Д_III - Д_IV Ромашкинского месторождения». Договор № 9.1.-48/98. Бугульма, 2000 г., 293 с.

5. Сулейманов Э.И. «Комплексный проект освоения запасов нефти нижних пластов горизонта Д_I и залежей нефти в горизонтах Д_III и Д_IV Ромашкинского нефтяного месторождения». Альметьевск, 1995 г.

6. Абдулмазитов Р.Д. «Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России». Москва. ВНИИОЭНГ, 1996 г.

7. А.Т. Колотухин, И.В. Орешкин, С.В. Астаркин, М.П. Логинова «Волго-Уральская нефтегазоносная провинция». Саратов. 2014

Приложение Б

1-границы площадей; 2-контур нефтеносности; 3-скважины

Приложение Г