Анализ и повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях тульского и бобриковского горизонтов Батырбайского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Нефть играет огромную роль в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются жидкие топлива различных видов: бензин, керосин, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические кислоты и многое другое. Сегодня нет отрасли народного хозяйства, где в том или ином виде не применялись бы продукты нефтепереработки. нефтяной газ визейский терригенный

Россия располагает значительными ресурсами нефти (13 процентов мировых запасов), из которых 65% неоткрытые месторождения.

80 процентов прогнозных ресурсов составляют месторождения Западной и Восточной Сибири, на втором месте идут месторождения Тимано-Печорской провинции и Урала-Поволжья. На месторождения, расположенные в зоне шельфа морей и океанов приходится около 4%.

На ближайшее столетие разведанных ресурсов нефти и газа для успешного развития экономики Росси достаточно, хотя в настоящее время объемы добываемой нефти не обеспечивают потребностей развития экономики страны.

Коренным образом изменилась организационная структура нефтяной отрасли и методы управления ей. Вместо прежнего централизованного управления нефтяной промышленностью осуществляется ее руководство несколькими крупными концернами, компаниями; лицензии на разведку и разработку залежей получают многочисленные небольшие акционерные общества.

Возросла необходимость повышения уровня методов промыслово-геологического изучения залежей нефти и газа с использованием современной компьютерной техники.

Ведется поиск все более совершенных технологий разработки и доразработки месторождений, способов контроля и управления внутрипластовыми процессами для более полного использования недр.

Огромное значение приобрела проблема решения технологических задач в жестких рамках современной рыночной экономики.

Целью данного дипломного проектирования является проведение анализ и повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях тульского и бобриковского горизонтов Батырбайского месторождения (Константиновская площадь).



1. ОБЩИЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ

Длядипломного проектированияпринято Батырбайское месторождение нефти и газа, открытое в результате поисково-разведочных работ в 1960 году (рис.1.1). В пределах Батырбайского месторождения выделяются Константиновская, Утяйбашская, Пальниковская, Зайцевская, Асюльская площади,

В настоящее время месторождение включает в себя несколько независимых поднятий: Константиновское, Асюльское, Утяйбашское, Южно-Батырбайское, Чернаковское, Пальниковское, Зайцевское, Саргульское и Искильдинское. Кроме того, в состав месторождения входит Северо-Качинская площадь, которая ранее рассматривалась отдельно, и все проектные документы по этой площади выполнялись отдельно от Батырбайского месторождения.

Батырбайское газонефтяное месторождение находится на юге Пермской области, в 120 км южнее областного центра (рис.1.1).В административном отношении месторождение расположено на территории Бардымского района, в 20 км от районного центра с. Барда. Ближайшими населенными пунктами являются села Печмень, Сараши, Брюзли, Асюль, Н. Искильда, Батырбай, Танып, Константиновка.Связь с областным центром осуществляется по автотрассе Чернушка - Оса - Кукуштан - Пермь, в летнее время водным путем по реке Каме от пристани г. Чайковский. Связь между селами осуществляется по асфальтированным дорогам.В экономическом отношении район месторождения находится на территории Чернушинско - Чайковско - Осинского подрайона Пермского территориально - производственного комплекса.Производственный облик подрайона определяет нефтедобыча. Большое значение для развития промышленности имеют магистральные нефтепроводы: Чернушка - Оса, Чернушка - Катласы, Куеда - Чернушка. Организационно-хозяйственными, нефтедобывающими и транспортными центрами являются города Оса, расположенная в 60 м к северо-западу и Чернушка в 55 км к югу от Батырбайского месторождения.Помимо сооружений по очистке перекачке нефти в указанных городах находятся заводы: ЖБК, металлоконструкций, строительные организации, предприятия по переработке сельскохозяйственной продукции, а также предприятия по обслуживанию автотранспорта.

Добываемая продукция из скважин Батырбайского месторождения под давлением, создаваемым ШГН, УЭЦН и ШВН, подается на групповые замерные установки (ГЗУ), где производится замер дебита по жидкости и газу. После чего газонефтяная смесь через ДНС по системе сбора поступает на УППН «Константиновка» и после обезвоживания и обессоливания подается в резервуары товарной нефти, а затем нефтепроводу откачивается на УППН «Оса» и далее в систему АК «Транснефть» на завод ”Пермнефтеоргсинтез. Газ, добываемый с месторождения, транспортируется по магистральному газопроводу на Пермский газоперерабатывающий завод.

Электроснабжение месторождения обеспечивается от головной подстанции ”Константиновка” 110/35/6 кв. и подстанций в районах кустовой станции КНС-2 и ЦППС.

Источником водоснабжения для заводнения служит водозабор на р. Тулве. Пресная вода вместе с пластовой (после очистки) направляется в нагнетательные скважины и используется в системе поддержания пластового давления. Источником хозяйственно-питьевого водоснабжения является артезианская скважина.

Рельеф площади месторождения - чередование меридиональных кряжей и увалов, наличие конусообразных холмов. Густая сеть глубоких оврагов и большая крутизна склонов, обусловили своеобразный облик водоразделов, нередко преобразующих форму узких гребней. Рельеф осложнен сетью речных долин. Наиболее крупными реками являются Аспа и Тулва. Максимальные абсолютные отметки водораздела достигают 400 м, минимальные (в долинах рек) - 175м. Район месторождения сильно залесен.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура колеблется в пределах 0-1,5С. Безморозный период составляет в среднем 115 дней. За год выпадает около 500-600 мм осадков, в основном, в осенне-летний период. Снежный покров держится в среднем 170 дней, наибольшая его толщина достигает 70 см, средняя глубина промерзания грунта 65-70 см. Реки замерзают в ноябре, вскрываются в апреле.

Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ. Из других можно отметить глины, галечники, медистые песчаники, торф, имеющие местное значение.

Промышленнаянефтегазоносность на месторождении приурочена к терригенным отложениям визейского яруса пласты: Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл, терригенно-карбонатным отложениям тульского горизонта пласты: Тл_1-а, Тл_1-б, Тл_1-в и карбонатным отложениям московского яруса пласты: Пд, К₀, К, В₁, В₃, В₄, башкирского пласты Бш₁, Бш₂ и турнейского пласт Т₁ ярусов.

В структуру Группы предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" входят:

· Нефтегазодобывающие подразделения: цеха добычи нефти и газа № 1-12;

· Газотранспортные подразделения: цеха транспортировки газа № 1-3;

· Совместные предприятия ЗАО "ПермТОТИнефть", ЗАО "Кама-ойл".

Группа предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" владеет 86 лицензиями на пользование недрами с целью поиска, разведки и добычи углеводородов. Добыча нефти осуществляется на 95 месторождениях, на которых эксплуатируется порядка 6,3 тыс. добывающих скважин. Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском, а также на территориях Чернушинского, Частинского и Октябрьского районов.

В ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" уделяется повышенное внимание вопросам охраны окружающей среды и промышленной безопасности. Предприятие прошло сертификацию на соответствие требованиям международных стандартов ISO 14001 - системы управления охраной окружающей среды и OHSAS 18001 - системы управления профессиональной безопасностью и здоровьем. "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" - крупнейший налогоплательщик в Пермском крае.

Расположение Батырбайского месторождения на местности изображено на рисунке 1.1

Рис.1.1 Выкопировка из обзорной карты местности. Батырбайское месторождение.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Батырбайского месторождения изучен по материалам структурных поисковых и разведочных скважин от четвертичных до верхнерифейских отложений. Максимальная вскрытая глубина отложений составляет 2363,4 м в скв.7. В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утверждённая в 1988 г. (девонские, каменноугольные и пермские отложения), с широким использованием керна и электрокаротажного материала по скважинам.

Характеристика отложений верхнего рифея, вендского комплекса, девонской и каменноугольной систем дана по материалам лаборатории стратиграфии и литологии Камского отделения ВНИГНИ, а пермских - по данным лабораторий при геолого-поисковых конторах трестов «Пермнефтеразведка» и «Пермвостокнефтеразведка». Стратиграфическое расчленение разреза проведено по электрокаротажному материалу с использованием керновых данных с учётом литологических и палеонтологических исследований.

Верхнепротерозойская подгруппа

Верхний рифей

Серафимовская свита

Нижнесерафимовскаяподсвита, вскрыта скв.7 в интервале 2300-2363 м. Представлена песчаниками и алевропесчаниками, полевошпатовыми, кварцевыми, серовато-розовыми, реже серыми, мелкозернистыми, с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты участками пропитаны нефтью.

На электрокаротажных диаграммах нижнесерафимовские отложения отличаются от отложений вендского комплекса дифференцированными кривыми КС и ПС. Удельное сопротивление колеблется от нескольких Омм до 50 Омм.

Вскрытая толщина 63 м (скв.7).

Палеозойская группа

Вендский комплекс

Бородулинская свита

Отложения вендского комплекса вскрыты в скважинах 1, 2, 3, 7, 27, 31, 44, 55, 69.

Контакт верхний рифей - вендский комплекс наблюдается в скв.7 (2296,4 - 2302,4), где установлен перерыв, по выпадению из разреза верхнесерафимовской подсвиты и леонидовской свиты.

К бородулинской свите отложения отнесены условно. По литологическим признакам она расчленена на два седиментационных ритма. Каждый ритм начинается базальной песчано-алевролитовой пачкой, которая вверх по разрезу сменяется алевралитово-аргилитовой пачкой.

Породы нижнего ритма сильно метаморфизованы, имеют темную зеленовато-серую и серовато-темно-зеленую окраску, известковистые, содержат прослои глинистых доломитизированных мергелей и известняков. Породы верхнего ритма метаморфизованы в меньшей степени, более светло окрашены, доломитизированные с редкими прослоями известковистых доломитов.

На каротажных диаграммах отложения бородулинской свиты характеризуются сопротивлениями порядка 40 Омм, кривая ПС плохо дифференцирована. Наибольшая вскрытая толщина 196,8 м. (скв.31).

Девонская система - Д

Девонские отложения залегают с перерывом в осадконакоплении на вендских отложениях.

В основании девона залегает базальная пачка, местами переходящая в кварцевые песчаники, прослеженная по всем глубоким скважинам.

На каротажных диаграммах породы пачки хорошо выделяются по депрессии на кривой ПС. Толщина от 2 до 7 м.

В разрезе скважин Батырбайского месторождения отмечена лишь верхняя часть живетского яруса.

Живетский ярус - Д «jv»

Живетский ярус представлен

старооскольским горизонтом.

Аргиллиты буровато-серые; песчаники светло-серые, мелкозернистые; алевролиты буровато-серые, глинистые.

Переход живетских отложений к вышележащим пашийским слоям верхнего девона литологически не резкий, характеризуется сменой окраски пород буровато-серой, характерной для живетского яруса, на зеленовато-серую.

На каротажных диаграммах граница соответствует подошве проницаемого пласта пашийского горизонта.

Породы характеризуются сопротивлениями порядка 20 Омм, кривая ПС дифференцирована.

Толщина от 11 м (скв.7) до 17 м (скв.31)

Средняя толщина - 13,3 м.

Верхний отдел - Дз

Франский ярус - ДзFr

Нижнефранскийподъярус

Пашийский горизонт - Дз

Чередование алевролитов крупнозернистых, неравномерно глинистых и песчанистых и аргиллитов алевритистых, тонкоплитчатых. Для пород горизонта характерна зеленовато-серая окраска.

Верхняя граница проводится условно на основании сопоставления с другими площадями.

В подошве горизонта выделяется проницаемый пласт.

Кривая КС достигает значений до 150 Омм, ПС - дает отрицательную аномалию.

Толщина от 4,9 (скв.2) до 13 м. (скв.55)

Средняя толщина - 8,5 м.

Тиманский горизонт - Дз

Внизу аргиллиты зеленовато-серые с подчиненными прослоями алевролитов, вверху аргиллиты с подчиненными прослоями известняков. Верхняя граница хорошо отбивается литологически и палеонтологически по смене сильно глинистых известняков с обильной фауной кыновского возраста на более чистые, но более бедные фауной саргаевские.

По каротажу граница проведена по смене низких сопротивлений на более высокие, характерные для саргаевского горизонта.

Характеризуется малыми кажущимися сопротивлениями порядка 5 Омм, кривая ПС слабо дифференцирована.

Толщина от 11 м (скв.55) до 20,4 м (скв.7).

Средняя толщина - 16,4 м.

Саргаевский горизонт - Дз

Известняки серые с коричневатыми или зелеными оттенками, неравномерно глинистые, тонкозернистые.

Верхняя граница отбивается по смене известняков саргаевского облика на темно-серые битуминозные известняки доманиковского облика.

Характеризуется высокими (до 500 Омм) сопротивлениями, кривая ПС не дифференцирована.

Толщина от 4,9м (скв.2) до 11м (скв.69).

Средняя толщина - 7 м.

Семилукский горизонт - Дз

Известняки темно-серые, битуминозные, участками глинистые. В породах часто встречаются остатки остракод, гастропод.

На каротажных диаграммах выделяется по большим сопротивлениям (до 600 Омм), кривая ПС не дифференцирована.

Толщина от 35,3 м (скв.7) до 41,1 м (скв.44).

Средняя толщина - 38,3 м.

Верхнефранскийподъярус

Известняки светло-серые, тонко и мелкозернистые, неясно слоистые, вверху почти белые, мучнистые.

Характеризуется кажущимися сопротивлениями порядка 20-200 Омм; кривая ПС слабо дифференцирована.

Толщина от 119,7 (скв .4) до 170,7 м (скв.7). Средняя толщина- 143,7 м.

Фаменский ярус - Дз

Известняки светло-серые, почти белые, в различной степени доломитизированные, мелко и среднезернистые, с редкой фауной брахиопод, остракод, криноидей.

Нижняя и верхняя границы проводятся условно по сопоставлению с соседними площадями.

Характеризуется кажущимися сопротивлениями в пределах 20-300 Омм, кривая ПС слабо расчленена.

Толщина от 253 м (скв.3) до 460 м (скв.55).

Средняя толщина- 350,2 м.

Каменноугольная система-С

Нижний отдел - С 1

Турнейский ярус- С 1t

Представленлихвинским и чернышенскимнадгоризонтами.

Лихвинскийнадгоризонт - известняки светло-серые, почти белые, мелкозернистые, сильно пористые с глинистымипримасками.

В чернышевскомнадгоризонте условно выделяются черепецкий и кизеловский горизонты.

Черепецкий горизонт сложен известняками светло-серыми с коричневатым оттенком, органогеннодетрисовыми, иногда неравномерно нефтенасыщенными.

Верхняя граница хорошо отбивается литологически и палеонтологически по смене известняков с фораминиферами кизеловского горизонта аргиллитами с верхнемалиновскими спорами.

Выпадение из разреза верхней части кизеловского горизонта указывает на перерыв в осадконакоплении в конце турнейского и начале визейского времени.

Породы характеризуются кажущимися сопротивлениями до 1000 Омм, кривая ПС дифференцирована.

Толщина от 100,8 (скв.27) до 125,8 м (скв.44).

Средняя толщина - 115,9 м.

Визейский ярус - С1v

Представлен терригенными отложениями малиновского и яснополянского надгоризонтов.

В основных частях поднятия толщина терригенных отложений небольшая:

Асюльская площадь - 70-80 м., Константиновская и Утяйбашская площади -69-74 м., Пальниковская площадь - 78 м.

В центральной части Батырбайского выступа и на крыльях поднятий толщина увеличивается до 90 м, а на восточном крыле Асюльского поднятия, совпадающего с бортом Камско - Кинельского прогиба, толщина доходит до 114 м (скв.3) - 230 м (скв.8).

Радаевский надгоризонт - С1- rd

Аргиллиты темно-серые, углистые, алевролиты темно-серые, углисто-глинистые, грубозернистые, иногда глинистые известняки.

Хорошо выделяется на электрокаротажной кривой низкими кажущимися сопротивлениями и положительной аномалией ПС.

Толщинаот 1м (скв.4) до 14,9 м (скв.3).

Средняятолщина - 3,6 м.

Бобриковский горизонт - С1 - bb

Переслаивание алевролитов, песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и каменных углей.

Песчаники светло-серые и серые, мелкозернистые, алевритистые.

Алевролиты серые и темно-серые, мелко и чаще разнозернистые.

Отложения бобриковского горизонта отличаются от пород выше и нижележащих горизонтов содержанием остатков растений и отсутствием морской фауны.

Верхняя граница горизонта условно отбивается по подошве тульского нижнего пласта (Тл 2).

В отложениях бобриковского горизонта выделяется два проницаемых пласта (Бб1, Бб2), нефтенасыщенных на ограниченных участках.

Породы характеризуются сопротивлениями порядка 10 Омм и хорошо дифференцированной кривой ПС.

Толщина от 16,9 (скв.84) до 41 м (скв.8). Средняя толщина - 29,3 м.

Тульский горизонт - С1tl

По литологическому составу расчленен на нижнюю - терригенную пачку континентальных отложений и верхнюю - карбонатно-терригенную пачку морских отложений.

Терригенная пачка сложена темно-серыми песчаниками и алевролитами, участками глинистыми, с отпечатками растений.

Карбонатно-терригенная пачка сложена доломитами коричневато-серыми, мелкозернистыми, песчанниковидными; известняками серыми и темно-серыми, неравномерно глинистыми и доломитизированными, мелко детритовыми, тонкозернистыми; песчаниками желтовато-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, местами нефтенасыщенными, с подчиненными прослоями аргиллитов.

Кровля горизонта отбивается на каротажных диаграммах по повышению кажущихся сопротивлений, присущих окско-серпуховским отложениям и подтверждается палеонтологически.

В тульском горизонте выделяются пять нефтяных пластов (Тл2б, Тл2а, Тл1в, Тл1б, Тл1а).

Характеризуется сопротивлениями порядка 2-10 Омм (терригенная часть) и 80 -100 Омм (карбонатная часть). Кривая ПС хорошо дифференцирована.

Толщина от 30 (скв.9) до 62,5 м (скв.71).

Средняя толщина 48,8 м.

Окский надгоризонт - С1ok + серпуховский ярус С1s

Известняки светло-серые и серые, тонкозернистые и органогенно-детритовые, участками доломитизированные и глинистые, эолитовые.

Доломиты коричневато темно-серые, тонко- и мелкозернистые, кристалическизернистые.

Породы характеризуются сопротивлениями до 500 Омм, кривая ПС не дифференцирована.

Толщина от 192,3 м (скв.42) до 261,7 м (скв.8).

Средняя толщина 217,0 м.

Средний отдел - С2

Башкирский ярус - С2- в

Известняки светло-серые, почти белые, мелко детритовые, часто водорослевые, прослоями тонкозернистые, местами сильнопористые, прослоями глинистые, в подошве с мелкой галькой и гравием, что указывает на размыв между нижне- и среднекаменноугольными отложениями, с фауной фораминифер.

Кровля яруса отбивается четко палеонтологически и по смене светлоокрашенных более чистых известняков на аргиллиты, залегающие в основании верейского горизонта, что отражается на каротажных диаграммах сменой больших сопротивлений на меньшие.

Характеризуется большими значениями КС (до 300 Омм), кривая ПС дифференцирована.

Средняя толщина 70-80 м.

Московский ярус - С2

Верейский горизонт - С2-v

Известняки от светло- до темно-серых, органогенно-детритовые, тонкозернистые, глинистые , участками нефтенасыщенные. аргиллиты темно-серые, почти черные.

Верхняя граница горизонта отбивается по каротажному реперу, соответствующему подошве каширского газонефтяного пласта.

В кровле горизонта выделяется газо-нефтянной пласт - К.

Характеризуется сопротивлениями от 10 до 100 Омм, кривая ПС хорошо дифференцирована.

Толщина от 47 (скв.47) до 83 м.(скв.82).

Средняя толщина - 72,5 м.

Подольский горизонт - С2 - pd

Известняки серые и светло-серые, тонко- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные и доломиты светло-серые, микро- и тонкозернистые,

Характеризуется сопротивлениями порядка 10-200 Омм, кривая ПС дифференцирована.

Толщина от 44,9 (скв.50) до 74 м (скв.97).

Средняя толщина - 60,5 м.

Верхний отдел - С2

Доломиты коричневато-серые, тонкозернистые, ангидритизированные, окремнелые и известняки светло-серые, мелко- и тонкозернистые, с включением ангидрита.

Характеризуется невыдержанными сопротивлениями до 400 Омм, кривая ПС почти не дифференцирована.

Толщина от 81 м (скв.3) до 163,7 м (скв.10).

Средняя толщина - 127,5 м.

Пермская система - Р

Нижний отдел - Р1

Сакмарский + ассельский ярусы - Р1s+as

Известняки коричневато - и желтовато-серые, прослоями окремнелые, часто доломитизированные и доломиты известковистые, с включениями гипса и ангидрита.

Кровля отбивается по прослоям темно-окрашенных коричневатых известняков с многочисленной фауной колониальных кораллов.

Характеризуется сопротивлениями до 1000 Омм, кривая ПС слабо выражена.

Толщина от 144,5 м (скв.32) до 224,2 м (скв.3).

Средняя толщина - 196,7 м.

Артинский ярус - Р1а

Известняки серые, кристаллические и доломиты серые, известковистые, часто окремнелые; с многочисленными члениками криноидей, мшанок, водорослей, остракод и фораминифер.

Характеризуются сопротивлениями от 750 до 1000 Омм, кривая ПС не дифференцирована.

Толщина от 81,5 м (скв.35) до 179 м (скв.14).

Средняя толщина - 121,2 м.

Кунгурский ярус - Р1

Филипповский горизонт - Р1

Доломиты светло-серые и серые, прослоями оолитовые и органогенно-обломочные, с пелециподами, мелкими брахиоподами, остатками флоры.

Характеризуется небольшими сопротивлениями, слабо выраженной кривой ПС.

Толщина от 6 м ( скв.17) до 48 м (скв.97).

Средняя толщина - 16,7 м.

Иреньский горизонт - Р1

Нижнеиреньскийподгоризонт-Р1

Ангидриты голубовато-серые и серые, кристаллические и доломиты желтовато-серые, кристаллические, с прослоями глины и гипса.

Толщина от 23 (скв.44) до 52 м (скв.36).

Средняя толщина - 42,5 м.

Верхнеиреньскийподгоризонт - Р1

Ангидриты голубовато-серые и голубые, кристаллические, с включениями глины и гипса.

Характеризуется высокими сопротивлениями порядка 500-1000 Омм, кривая ПС дифференцирована слабо.

Толщина от 24 м (скв.50) до 69 м (скв.66).

Средняя толщина - 52 м.

Верхний отдел - Р2

Уфимский ярус - Р2

Соликамский горизонт - Р2

Доломиты серые и светло-серые, ангидритизированы, известняки серые с прослоями глин, песчаники зеленовато-серые, глинистые мергели.

Характеризуется сопротивлениями до 150 Омм, кривая ПС не дифференцирована.

Толщина от 25 до 85 м.

Шешминский горизонт - Р2

Загипсованная толща неравномерно чередующихся между собой песчаников, алевролитов, глин, реже известняков и мергелей.

Характеризуется сопротивлениями до 100 Омм, кривая ПС слабо дифференцирована.

Толщина до 290 м.

Казанский ярус - Р2

Нижняя граница яруса четко отбивается по кровле репера гипса.

Глины красновато-бурые и коричневые, известковистые и песчанистые; песчаники и алевролиты зеленовато - и коричневато-серые, мелко- и среднезернистые.

Характеризуется низкими сопротивлениями порядка 50 Омм, кривая ПС слабо дифференцирована. Видимая мощность на водоразделах до 120 м.

Четвертичные отложения

На размытую поверхность шешминского горизонта ложатся четвертичные отложения: суглинки, глины, пески, галечник.

Толщина до 25 м.

2.2 Тектоническое строение

В основе тектонического строения Пермской области лежат три крупных структурных элемента: восточная часть Русской платформы, Предуральский краевой прогиб и западный склон Урала.

В пределах платформенной части выделяются три положительных структуры первого порядка: на северо-западе - Коми-Пермяцкий палеосвод, в центральной части - Пермский свод, на юге области северный склон Башкирского свода.

Коми-Пермяцкий свод отделен от Пермского свода Верхне-Камской впадиной, Пермский и Башкирский своды разделены Шалымским прогибом, являющимся частью Камско-Кинельской системы прогибов.

На Башкирском своде выделяются купола: Чернушенский, Куединский, Батырбайский.

Батырбайское месторождение нефти и газа приурочено к положительной структуре - Батырбайскому куполу, расположенному северо-западнее Чернушенского купола во внутренней зоне Камско-Кинельской системы прогибов, и представляет собой типичную рифовую структуру.

По данным сейсморазведочных работ в районе Батырбайского поднятия намечается положительная структура по додевонским горизонтам поверхности фундамента, что свидетельствует о некоторой тектонической активности данного района, которое в додевонское время явилось причиной рифообразования на Батырбайском участке.

В результате бурения 10-ти скважин, вскрывших терригенные отложения, а так же данных сейсморазведки установлено, что по кровле кыновского горизонта положительные структурные формы отсутствуют, а наблюдается пологое моноклинальное залегание слоев.

В пределах Батырбайского купола выделяются: Асюльское поднятие - на востоке, Константиновское - на западе, Утяйбашское - на северо-западе, Пальниковское и Зайцевское - на севере. Центральная часть купола между Асюльским и Константиновским поднятиями представляет собой пониженную площадь - Искильдинская терраса.

Тектоническое строение Батырбайского купола в современном структурном плане выглядит следующим образом: по кровле тульского горизонта выявленные размеры Батырбайского купола 29,0х21,0 км. Четко выделяются Асюльское, Константиновское, Утяйбашское, Пальниковское и Зайцевское поднятие.

Константиновское поднятие по кровле тульского горизонта имеет форму асимметрично изогнутой брахиантиклинальной складки. Простирание складки меняется с юго-западного на северо-восточное. Присводовая часть поднятия осложнена несколькими отдельными незначительными по размерам куполками.

Поднятие значительно выполаживается, особенно западное крыло. Углы падения крыльев: западного до 1 градуса, восточного - 25 минут.

Кроме того, произошло выполаживание отдельных структурных элементов. Так, если по тульским отложениям поднятие осложнялось тремя куполками сводовой части, то по кровле верейских отложений произошло слияние их в один купол наивысшей абсолютной отметкой - 803,5 м в скв.57. Исчез купол в районе скв.51; купол в районе скв.57 сохраняется. Общие размеры поднятия в пределах изогипсы -803,5 м. 14,0х5,5-9,0 км. Амплитуда 36,5 м.

Наиболее детально Батырбайский купол глубокими и структурно - поисковыми разведочными скважинами изучен по нижнепермским отложениям.

По данным отложениям купол имеет размеры 29,0х23,0 км и становится еще более пологим, чем по среднекаменноугольным отложениям. На структурной карте резко вырисовывается северная граница купола. Западное, северное, юго-западное крылья его довольно крутые и имеют углы падения до 1 градуса 30 минут.

Константиновское поднятие по артинским отложениям имеет размеры: в пределах изогипсы -180 м 7,5х3,5 км. Углы падения крыльев по сравнению с отложениями среднего карбона более пологие - 40 минут - 1 градус 10 минут. Амплитуда поднятия 25 м.

В районе скв.51 отмечается небольшой по размерам самостоятельный купол с амплитудой 12 м.

Таким образом, из анализа тектонического строения видно, что:

Батырбайский купол представляет собой положительную тектоническую форму с прогибом в центральной части;

Константиновское поднятие купола изучено по нижне-, среднекаменноугольным и пермским отложениям довольно детально;

Изучение тектонического строения по всем маркирующим горизонтам показало полное совпадение структурных планов по нижнепермским и нижнекаменноугольным отложениям в пределах Батырбайского купола;

Общей закономерностью для всех поднятий купола является постепенноевыполаживание крыльев поднятий от более древних образований к более молодым.

2.3 Гидрогеология

Батырбайское месторождение находится на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна.

Для него характерна отчетливо выраженная вертикальная гидрохимическая зональность и хорошая гидродинамическая изоляция залежей углеводородов, обусловленная высокой эффективностью регионального Кунгурского флюидоупора и наличием мощной толщи верхнеперемских терригенных отложений.

Гидрологическая характеристика месторождения базируется на материалах, полученных в процессе структурно-поисковых и разведочных буровых работ.

При отсутствии фактических данных, необходимые гидрологические и гидрохимические параметры оценивались приближенно с использованием эмпирических зависимостей и региональных закономерностей, выявленных лабораторией гидрогеологии ПермНИПИнефть в нефтеносных регионах ПермскогоПрикамья. Так вычислялись величины начального пластового давления и температуры подземных вод в зависимости от глубины залегания характеризуемых объектов.

Приведенный напор пластовых вод (плоскость сравнения -2500 м.) определен по методике А.И.Силина-Бекчурина.

Направление возможных межпластовых перетоков оценивалось с использованием методики Б.В.Озолина. Фильтрационные параметры водоносных пластов вычислены по кривой восстановления давления. Вязкость вод определена с учетом ее зависимости от минерализации и температуры по графику А.И. Чистовского и М.И. Зайдельзона. Дефицит насыщения пластовых вод сульфатами вычислен по методике, предложенной А.И.Чистовским.

Додевонский водоносный комплекс вскрыт в скв. № 30 и 31 на глубинах 2159-2323 , толщина его до 197 м.

Начальное пластовое давление, рассчитанное по общему уравнению связи с глубиной залегания водоносных пластов и для палеозоя (Р=0,0113Н-15, где Р-МПа, Н-м. ), равно 23,4-24,8 МПа. Коэффициент продуктивности скважин не превышает 0,001м³/сут*МПа.

Температура подземных вод вблизи кровли вендских отложений 43 С⁰. Подземные воды имеют высокую минерализацию до 288 г/л (плотность 1200 кг/м³),сильно метаморфизованы. Сульфатность вод незначительна, дефицит сульфатных ионов равен 54%. Для вод характерно повышенное содержание брома (1520 мг/ л) при малых количествах йода (9,5 мг/ л), бора (9,3 мг/л ), аммония (103 мг/л).

Гидрохимические показатели свидетельствуют о хорошей гидродинамической изоляции додевонских отложений. Водорастворенный газ, отобранный в скв № 7, относится к метаново-азотному типу.

В толще палеозойских отложений по литолого-стратиграфическим признакам выделяется несколько водоносных комплексов. Ниже приводится их краткое описание.

Средне-верхнедевонский водоносный комплекс преимущественно терригенных пород залегает на глубинах 2106-2286 м, толщина его 35-40 м. Он перекрыт региональным эффективным флюидоупором, сложенным кыновскими глинами и аргиллитами толщиной 19 м. Начальные пластовые давления вблизи кровли комплекса изменяются от 22,4 до 24,4 МПа. По расчетным данным температура пластовых вод равна 35-37 С.

При исследовании характеризуемого комплекса в скв № 69 Константиновского поднятия установлено, что пластовое давление, равное 23,1 МПа, соответствует нормальному. Статический уровень зафиксирован на глубине 173 м. Коэффициент продуктивности скважины составил 0,082 м3/сут*МПа. Приведенный напор пластовых вод-445 м. Район Батырбайского месторождения располагается в зоне пониженных приведенных напоров пластовых вод. Воды комплекса, опробованные в скв. № 69, отличаются сильной метаморфизацией (0,53), низкой сульфатностью (0,14), повышенным содержанием брома (1270 мг/л), сравнительно малыми концентрациями йода, бора и аммония. По гидрохимическим показателям эти воды близки водам додевонских отложений.

Верхнефранско-турнейскийводоносный комплекс карбонатных отложений залегает на глубине 1387-1768 м. Толщина его равна 553-722 м. Покрышкой комплекса служат верхнетурнейские глинистые известняки и малиновские глины, средняя толщина которой 7,7 м.При бурении в верхнефранских и фаменских отложениях в скв. № 2 и 7 на глубинах 2028 и 1690 м наблюдалось поглощение промывочной жидкости.Фаменские отложения испытаны в скв. 57 Константиновского поднятия. Коэффициент продуктивности составил 0,029 м³/сут*МПа. Статические уровни подземных вод в скважинах, вскрывших турнейские отложения, устанавливались на глубинах от 40 м.(скв № 1) до 73 м. (скв. № 57). Начальные пластовые давления, замеренные в этих скважинах, на 0,15 МПа превышают нормальные величины рассчитанные по формуле: Р = 0,011*Н-11,3 , где Р-в МПа, Н-в метрах. Приведенный напор равен 626-548 м. Установлено, что в сводовой части поднятий в районе скв.57, 79 возможен нисходящий переток пластовых вод из турнейских отложений в пашийские.Коэффициентгидропроводности равен (2-16)*10^-7 м²*м/(Па*с). При эффективной водонасыщенной толщине 660-640 м проницаемость пород 4,6 -36 мД. Коэффициент фильтрации 0,003-0,03м³/сут, вязкость пластовых вод при t= 29 С⁰ составила 1,41*10^-3 Па*с. Коэффициент продуктивности скважин колеблется от 0,01 до 0,21 м³/сут*МПа. Породы комплекса насыщены хлоркальциевыми рассолами повышенной минерализации (до 263 г/л ). Метаморфизация их невелика - 0,70-0,75, коэффициент сульфатности повышен до 0,24-0,34. Поронасыщениесульфатионом установлено на участках скважин № 1 и 57. Проба, взятая в скв. № 34, содержит сероводород - 75 мг /л ( йода - 12-15 мг/л, бора - 22-34 мг/л, брома - 632-724 мг/л. Водорастворенный газ из скв. № 57 имеет углекисло-азотно-метановый состав. Газонасыщенность вод здесь равна 340 см³/л.

Нижне-средневизейскийводоносный комплекс преимущественно терригенных пород залегает на глубине 1322 (скв № 7)-1554м (скв.№ 8). Он перекрыт плотным глинистым известняком со средней толщиной 7,9 м.

Начальное пластовое давление находится в пределах 14,3-16,0 МПа. В большей части случаев оно близко к нормальным величинам, зависящим от глубины залегания пластов: Р=0,0104*Н-0,1, где Р в МПа, Н в метрах.

В скважине 10 начальное пластовое давление на 0,6 МПа выше, а в скв. № 23 на 0,7 МПа ниже нормального.

Статические уровни устанавливаются на глубинах 100-200 м.

Приведенный напор пластовых вод изменяется от 442 до 620 м.

Расчеты показали, что в сводовой части Константиновского поднятия возможен нисходящий межпластовый вертикальный переток.

Коэффициент продуктивности скважин, вскрывающих яснополянские отложения, изменяется от 0,001 до 0,47 м³/сут*Мпа. Повышеннаяводообильность скважин установлена на восточном крыле Асюльского поднятия и на южной переклинали Константиновского.

Температура пластовых вод равна 26-30 С⁰.

Комплекс насыщен хлоркальциевыми рассолами с минерализацией-275г/л.

Коэффициент сульфатности (0,01-0,29) и содержание аммония (121-255 г/л) уменьшаются по направлению движения подземных вод. Содержание брома составляет 608-751 мг/л, йода 9-17 мг/л, бора 13-22 мг/л.

Газонасыщенность изменяется от 130 до 440 см³/л. Газ азотно-метанового и метаново-азотного типов характеризуется повышенным содержанием гелия 0,2-0,74 % об.

Окско-серпуховско-башкирский водоносный комплекс, сложенный пористыми известняками, залегает на глубинах от 1011 до 1211 м. Его толщина равна 290-378 м.

Башкирско-верейская покрышка, сложенная глинистыми известняками и аргилитами, имеет среднюю толщину 13,7м.

Начальное пластовое давление (Р), зависящее от глубины залегания (Н) и равное 10,5-11,9 МПа, соответствует нормальным величинам, рассчитанным по уравнению связи: Р=0,0113*Н-17,5, где Р-МПа, Н-метрах.

Статический уровень замерен на глубинах 128-175 м. Приведенные напоры подземных вод изменяются от 409 до 524 м.

Коэффициенты продуктивности скважин составляют 0,0005-0,23 м³/сут*Мпа.

Коэффициент гидропроводности - (7,5-8)*10^-7 м²*м/(Па*с).

Хлоркальциевые рассолы, насыщающие породы комплекса, имеют минерализацию от 196 до 228 г/л. они отличаются повышенной сульфатностью, которая возрастает в восточном направлении до 1,05.

Коэффициенты метаморфизации весьма изменчивы от 0,65 до 0,83. Слабая метаморфизация вод наблюдается в юго-западной части Асюльского и на юге Константиновского поднятия.

Содержание брома изменяется от 275 до 450 мг/л, аммония от 125 до 225 мг/л. Концентрация йода составляет 6-14 мг/л, бора 16-45 мг/л.

Газонасыщенность подземных вод башкирских отложений колеблется от 171 до 554 см³/л. газ преимущественно азотный, а так же метаново-азотный и метаново-азотно-углекислый.

Московский водоносный комплекс терригенно-карбонатных отложений залегает на глубинах 956-1152 м. Толщина его 54-69 м.

Статический уровень пластовых вод составил 100 м.

Начальное пластовое давление, измеренное в скв. № 88 (11,66 МПа) соответствует нормальным значениям.

Приведенные напоры здесь составили 578-569 м. На Константиновском поднятии, судя по соотношению напоров, возможен нисходящий вертикальный межпластовыйпереток из верейских отложений в башкирские.

Коэффициент продуктивности скважин не превышает 0,1 м³/сут*МПа, коэффициент гидропроводности составил 7,3*10^-7 м²*м/(Па*с).

Хлоркальциевые рассолы, насыщающие верейские отложения, имеют минерализацию 154-244 г/л, сульфатность их повышена.

Коэффициент метаморфизации снижается до 0,53. Содержание брома в рассолах находится в пределах 264-595 мг/л, йода 9-15 мг/л, бора 8-41 мг/л, аммония 117-234 мг/л.

Московские отложения характеризуются лучшей закрытостью и меньшей промытостью по сравнению с башкирскими.

Верхнекаменноугольные и нижнепермские отложения на Батырбайском месторождении в гидрологическом отношении не изучены. Иренский горизонт кунгурского яруса здесь представлен сульфатно-доломитовым типом разреза, имеет толщину 80-83 м.

Соликамский водоносный комплекс, представленный глинистыми известняками, доломитами, глинами и песчаниками, с включениями и линзами сульфатных пород залегает на глубинах от 150 м. (долина р. Тулвы) до 650 м. Его толщина около 50 м.

Водоносность соликамских отложений слабая - коэффициент фильтрации обычно не превышает 0,15м³/сут.

Воды преимущественно сульфатного типа ,имеют минерализацию от 3 г/л и более.

Шешминскийводоносный комплекс представлен загипсованными терригенными отложениями, толщина его превышает 300 м. Водоносные песчаники и алевролиты залегают линзообразно среди глинистых отложений, толщина таких линз достигает 28 м. Коэффициенты фильтрации их в некоторых случаях равны 18,4 м³/сут. Глубина залегания трещинно-грунтовых вод изменяется от 1-2 до 20 -25 м. и более в зависимости от геоморфологических условий. Трещинно-пластовые напорные воды вскрыты на глубинах от 4 до 120 м. Высота напора над кровлей изменяется от 2 до 127 м.

Водообильностьшешминских отложений неравномерна и в целом невысока. Модули подземного стока зависят от структурно-тектонических условий, изменяясь менее 0,1 до 25 л/сек/км2. Дебит родников варьирует от менее 0,1 до 25 л/сек, скважин от 0,02 до 20 л/сек при различных понижениях.

Шешминские отложения содержат гидрокарбонатные и сульфатные воды с минерализацией от 0,3 до 10 г/л.

В зонах повышенной тектонической трещиноватости наблюдается подток напорных хлоридных вод.

Подземные воды шешминских отложений используются для питьевого водоснабжения населения.

Бебелевский водоносный комплекс на Батырбайском месторождении развит не повсеместно. Он залегает в верхней части водораздельных возвышенностей.

Подземные воды содержат пропластки известняков, а также линзы конгломератов и песчаников, залегающих в глинистых отложениях.

Глубина залегания вод зависит от геоморфологических условий и может достигать нескольких десятков метров. Водообильностьбебелевских пород незначительна. Модуль подземного стока обычно не превышает 1-1,5 л/сек/км², а характерные дебиты родников равны 0,1-0,5 л/сек.

Состав вод гидрокарбонатно-кальциевый, минерализация обычно не превышает 0,4-0,6 г/л.

Водоносный комплекс четвертичных отложений представлен аллювиальными и элювиально-делювиальными продуктами разрушения верхнепермских пород. Наибольшее значение для водоснабжения имеет вода аллювиальных отложений.

Дебит родников, приуроченных к ним, равен 0,1-0,2 л/сек, удельный дебит колодцев и скважин обычно не превышает 1 л/сек*м.

В комплексе преобладают гидрокарбонатно-кальциевые воды с минерализацией до 1 г/л. на участках антропогенного загрязнения и в местах подтока глубинных вод распространены сульфатные и хлоридные воды с минерализацией превышающей 1,5 г/л

Таким образом, на Батырбайском месторождении в толще палеозойских пород можно выделить следующие гидродинамические и гидрохимические зоны:

Зона активной циркуляции подземных вод и соответствующая ей гидрохимическая зона А пресных вод (минерализация до 1 г/л )

Сложена главным образом белебеевскимишешминскими породами.

Она распространена в основном до поверхности местного эрозионного вреза и в некоторых случаях может спускаться на 30-40 м.

Зона затрудненного водообмена с земной поверхностью и соответствующие ей гидрохимические зоны Б, солоноватых вод (1-10 г/л), и В, соленых вод (10-15 г/л), сложена в основном нижнешешминскими и соликамскими отложениями. Она ограничена кровлей регионального флюидоупора - сульфатно-карбонатной толщей иренского горизонта кунгурского яруса.

Зона весьма затрудненного водообмена и соответствующая ей гидрохимическая зона Г (рассолы с минерализацией 50-300 г/л) охватывает стратиграфически широкий диапазон отложений - от нижнепермских карбонатов до среднедевонских терригенных пород.

Нижняя гидравлическая зона имеет следующие особенности:

Установлена прямая зависимость начального пластового давления от глубины залегания водонасыщенных пластов: Р=0,0113*Н-15, где Р-МПа, Н- м.. Она характеризуется высоким коэффициентом корреляции, равным 0,992. Ошибка уравнения составляет 0,06.

Зона характеризуется нормальным геотермическим режимом. Геотермический градиент здесь высокий и составляет 1,63-1,96 С⁰/100м., геотермическая ступень 49-61,4 м/1С⁰.

Пластовое давление, в основном, соответствует начальному значению, характерному для соответствующей глубины. Исключение составляют турнейские отложения, где пластовое давление несколько превышает начальное. Здесь очевидно проявляется высокая эффективность турнейскомалиновскогофлюидоупора.

В яснополянских отложениях сток воды происходит от зоны пьезомаксимума, расположенной на севере Асюльского поднятия. Здесь осуществляется частичная разгрузка вод, так как взаимодействие противоположно направленных потоков затрудняет продвижение вод яснополянских отложений Батырбайского выступа в юго-западном направлении, в результате чего происходит их подпор. Описанная водонапорная система обладает огромным запасом упругой энергии, которая преобладала при разработке яснополянских отложений до начала закачки.

Высокий темп падения пластового давления в бобриковских и тульских залежах свидетельствует, по-видимому, о слабой связи нефтяной части с законтурной областью, которая препятствует проявлению чистого водонапорного режима.

Следовательно естественный режим продуктивных пластов в нижне-, средневизейском водоносном комплексе водонапорный со слабым подпором вод со стороны законтурной области.

Условия для сохранения нефтяных залежей в вернедевонско-турнейском и нижне-, средневизейском водоносных комплексах весьма благоприятные.

В окско-серпуховско-башкирском и верейском водоносных комплексах наблюдается опреснение подземных вод, поэтому нефтяные залежи здесь находятся в менее благоприятных гидрогеологических условиях для их сохранения по сравнению с нижнекаменноугольными отложениями.

В башкирских отложениях движение подземных вод направлено к зонам пьезоминимумов, расположенных в центре Батырбайского выступа.

В средне-верхнекаменноугольно-нижнепермском комплексе условия для сохранения углеводородных залежей в каширских и подольских отложениях лучше по сравнению с башкирскими и верейскими.

Режим башкирской залежи - упруго-водонапорный. В каширской и верейскойзалежах отмечается режим газовой шапки, в каширско-подольской - газовый режим.

Зона весьма затрудненного водообмена Батырбайского месторождения характеризуется отрицательными значениями гидродинамического градиента, указывающего на тенденцию к нисходящему перетоку пластовых вод.

Химический состав пластовых вод представлен хлоркальциевыми рассолами с минерализацией от 181 до 287 г/л. В подземных водах наблюдается тесная связь минерализации (Х) и удельного веса (У), выраженная следующими уравнениями:

Х=1451*У-1445; У=0,000663*Х+1,005.

Коэффициент корреляции связи составил 0,97; ошибка уравнения +/- 0,01.

Вглубь разреза происходит увеличение минерализации ионов кальция и хлора, брома и уменьшение сульфат-иона и аммония.

Пластовые воды водоносных комплексов зоны весьма затрудненного водообмена содержат большие количества брома и йода. Среднее содержание брома составляет 385-682 мг/л, йода - 10,7-16,7 мг/л. В вендских и пашийских отложениях содержание брома увеличивается до 1520 и 1270,7мг/л. Но промышленная эксплуатация пластовых вод Батырбайского месторождения для получения брома и йода нецелесообразно по следующим обстоятельствам:

Ближайший химзавод, использующий пластовые воды для извлечения йода и брома, значительно удален от месторождения (120 км). Его потребность в йодо-бромных водах полностью удовлетворяет собственная сырьевая база.

Применение внутриконтурного заводнения в процессе разработки месторождения приводит к уменьшению концентрации полезных компонентов в пластовых водах водоносных комплексов.

Необходимость дорогостоящей очистки вод от нефти также делает нерентабельным использование попутных нефтяных вод для извлечения брома и йода.

Основной областью питания водоносных пластов додевонских, девонских и нижнекаменноугольных отложений Пермского Прикамья является западный склон Урала. Областями питания водоносных пластов верхнего карбона и нижней Перми является предгорье Урала и Уфимское плато, районы интенсивно развитого карста. Дополнительными областями питания являются местные возвышенности и водоразделы рек.

Основная область стока (Прикаспийская низменность) находится за пределами описываемой территории, местными областями разгрузки служит долина реки Камы и ее притоков, Предуральский прогиб и Камско-Кинельская впадина.

2.4 Нефтегазоносность

Промышленнаянефтегазоносность на месторождении приурочена к четырем комплексам: верхнедевонско-турнейскому карбонатному, визейскому терригенному, башкирскому карбонатному, московскому терригенно-карбонатному.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Нефтяные залежи на Асюльской и Константиновской площадях приурочены к пористым разностям известняков турнейского яруса.

Изучение промыслово-геофизических материалов позволило установить на месторождении по данным радиокаротажа и микро методов наличие двух пачек Т1 иТ2. Малый объем информации по опробованию скважин, а так же совместный прострел пачек в скв.1 и 57 не позволяют рассматривать пласты самостоятельно. Поэтому предполагаемые залежи на каждой из площадей соответствуют турнейским пластам Т1+Т2 и имеют единые контакты, значения которых приняты по нижнему отверстию интервала перфорации, давшего нефть.

Всего на месторождении опробовано семь скважин, из них нефть получена в четырех.

Залежи установлены на Асюльской и Константиновской площадях, водонефтяные контакты приняты условными по результатам испытания скв. 9 и 57 на отметках соответственно минус 1255 и 1256 м.

В пределах залежи, согласно принятому ВНК, выделены эффективные нефтенасыщенные толщины. В водонасыщенной части проницаемые пропластки выделены в близлежащих к залежи скважинах, в остальных - лишь кровля пласта, соответствующая кровле первого проницаемого пропластка. Общая толщина пласта до ВНК 0,8-27,6 м., число проницаемых прослоев достигает 10.

Коэффициент расчлененности по площадям изменяется от 2,4 до 4,2, доля коллектора от общей толщины - 0,35-0,42.

Залежи небольшие по размерам, причем на каждой из площадей, в соответствии с гипсометрией пласта, они разделены на отдельные поднятия. По своему типу залежи пластово-массивные.

Визейский терригенный комплекс

В терригенной толще нижнего карбона выделены пласты: Тл1а, Тл1б, Тл1в, Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2, Мл.

Радаевский горизонт, пласт МЛ

Пласт Мл в большинстве скважин представлен плотными породами. Там, где он проницаем, чаще всего водонасыщен и лишь в скв. 4, 131, 139 Асюльской, 249, 270, 366, 462 Константиновской и Утяйбашской площадей по промыслово-геофизическим данным пласт нефтенасыщен. Эффективная толщина в основном 1,2-1,6 м, максимальное значение в скв. 270 - 7м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,4 до 7,0 м.

Учитывая характер насыщения, в пределах пласта выделяется несколько литологически экранированных линз небольших по размерам (0,2х0,3 - 0,6х1,2 км).

Опробован пласт, совместно с другими, только в скв. 270. Начальный дебит нефти 57,7 т/сут. Исходя из этого, промышленно нефтеносным пласт является в пределах указанной линзы. Поверхность ВНК принята по отметке нижнего проницаемого пропластка - минус 1249 м.

Бобриковский горизонт

Залежи нефти, приуроченные к пластам Бб2 и Бб1, имеют линзовидный характер и незначительны по размерам - от 0,3х0,7 до 1,0х2,7 км. Они выделены на Асюльском, Константиновском и Утяйбашском поднятиях.

Дебиты пластов, раздельно опробованных в разведочных скважинах, колеблются от 7,2 до 45,2 т/сут. Промышленные притоки в добывающих скважинах получены в основном при совместном испытании нескольких объектов.

Пласт Бб2 представлен 1-4 проницаемыми прослоями толщиной 0,4-9,6 м. Коэффициент расчлененности не превышает 1,4.

Коэффициент песчанистости по площадям колеблется от 0,52 до 0,65.

Аргиллитовый раздел между пластами меняется от 0,6 до 7,4 м, достигая в среднем 3-4 м.

Пластам свойственны зоны замещения коллектора плотными породами. Залежи по типу пластово-сводовые, в большинстве случаев с литологическим экраном.

Перемычкой, отделяющей пласт Бб1 от вышележащего Тл2б, служит хорошо прослеживаемая толща (2-7 м) аргиллитов и алевролитов.

Тульский горизонт

Залежи приуроченные к пластам Тл2б и Тл2а, выделяются на всех площадях Батырбайского месторождения.

Пласты разделены плотным прослоем толщиной 1-3,6 м. Литологически более однородным является пласт Тл2а. В пределах пластов выделяются от 1 до 6 проницаемых прослоев, в среднем 2 на скважину, толщиной 0,4-11,2 м. Залежи по типу пластовые сводовые, максимальная высота залежи пласта Тл2а Константиновской площади 38,5 м.

...