2,4 Тектоника.
Антиповско-Балыклейское месторождение приурочено к зоне сочленения крупных тектонических форм первого порядка Воронежской антеклизы и Прикаспийской впадины.
В результате палеозойского и мезо- кайнозойского катагинеза в пределах Антиповско-Балыклейского месторождения сформировались два совершенно различных структурных этажа, которые отличаются друг от друга характером тектонических форм.
По нижнему структурному этажу, который включает в себя отложения нижнего и среднего девона, Антиповско-Балыклейское месторождение приурочено к южной части протяженной Антиповско-Щербаковской зоне палеоподнятий (мегавалу) и ограниченно с запада восточным бортом Уметовско- Линёвской депрессии, а с востока Прикаспийской впадиной.
По верхнему структурному этажу, который включает в себя отложения верхнего девона, а так же все вышележащие отложения, месторождение приуроченно к протяженной Приволжской моноклинале, ограниченной с запада флексурой, а с востока западным бортом Прикаспийской впадины.
Продуктивный пласт задонско- елецкого горизонта залегает моноклинально, имеет юго-восточное погружение, повторяя характерные очертания верхнего структурного этажа.
По состоянию на 01.01.2004г. на месторождении не выявлено характерных замкнутых форм задонско- елецкого горизонта, а так же не вскрыты отложения кристаллического фундамента. Самой глубокой скважиной № 208, пробуренной до глубины 5800 метров, были вскрыты морсовские слои, проходка по этим отложениям составила 142 метра.
2,5. Нефтегазоносность и коллекторские свойства горизонта.
Продуктивный пласт (zd-el) залегает в Верхней части карбонатной пачки, которая является карбонатным репером. Известняки-коллекторы, по вещественному составу сгустково-комковатые, микрозернистые, оолитовые, органогенно-детритовые и органогенно-обломочные.
Сгустково-комковатые известняки пористые с мелкими кавернами, микротрещиноватые, неравномерно доломитизированные со структурными швами. Цементом является среднезернистый кальцит, местами перекристаллизированный до крупнозернистого.
Микрозернистые известняки неравномерно глинистые, с органическим детритом, слабо перекристаллизованные и доломитизированные. Характерны пиритизации и многочисленные трещины, залеченные кальцитом. Оолитовые известняки имеют примесь терригенного материала и местами выщелочены.
Органогенные- детритовые известняки неравномерно глинистые, перекристаллизованные доломитизированные, микротрещиноватые.
Органогенно- обломочные известняки состоят из обломков мелкокомковатого и мелкозернистого материала размером 0,16-8мм. Цементом является кальцит. Обломочные известняки порово-каверновые.
В целом тип коллектора поровый. Микротрещиноватость встречена в ряде скважин (трещины выполнены вторичным кальцитом или битуминозным веществом). Коллекторские свойства продуктивного горизонта изучались как по данным керна, так и по данным промыслово-геодезических исследований.
По керну пористость колеблется от 9 до 19,9%, в среднем составляя 13%. Пористость по данным ГИС в среднем 14% .
Залежь задонско-елецкого горизонта, к которой на месторождении приурочена промышленная нефтегазоносность, образовалась в результате замещения известняков с первичной пористостью на непроницаемые разности. Залежь нефти задонско-елецкого горизонта пластовая литологически экранированная на западе, севере, юге и юго-востоке. Лишь на востоке часть месторождения возможно раскрывается в сторону р. Волги.
В сторону южной оконечности залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается от 6,0 м до 1,4-4,6 м. Толщина пласта уменьшается также в сторону выклинивания пласта к западу до 3,2 м и к востоку до 4,6-5,5 м
Пласт задонского горизонта, вмещающий нефтяную залежь, прослеживается на обширной территории, являясь частью регионального репера. Однако коллекторами эти отложения являются только в пределах рассматриваемого месторождения.
Замещение коллекторов доломитизированными известняками наблюдается в кровле и подошве пласта. Коллектор в большинстве скважин прослеживается как монолитный прослой, хотя и с различной пористостью по вертикали, в шести скважинах он представлен двумя прослоями, в трех тремя (толщина непроницаемых пропластков от 0,2 до 2,2 м) и в одной четырьмя прослоями (толщина непроницаемых пропластков 0,2-0,8 м). Коэффициент расчлененности 1,53, коэффициент вариации по расчлененности 0,63.
Средняя глубина залегания продуктивного горизонта 4800 метров, средняя общая толщина 20,5 метров, средняя нефтенасыщенная толщина - 3,75 м. Пластовая температура залежи 110оС. Начальное пластовое давление 54,2МПа, текущее пластовое давление по состоянию 01.01.01 года составило 42МПа.
Проницаемость по керну колеблется от 0,002 до 0,951мкм2, и в среднем составила 0,143мкм2. По данным ГИС проницаемость изменяется от 0,004 до 0,228мкм2, коэффициент вариации 0,98, средняя величина по залежи 0,04мкм2.
Расчетная величина нефтенасыщенности в зависимости от содержания в керне связанной воды составила 0,83. Начальная нефтенасыщенность, определенная по данным промыслово-геофизических исследований, колеблется от 0,55 до 0,9, средняя величина ее равна 0,84; коэффициент вариации по нефтенасыщенности 0,11.
Геолого-физическая характеристика задонского горизонта
Антиповско-Балыклейского месторождения
Таблица 2
Наименование |
Величина |
Средняя глубина залегания, м Тип залежи Тип коллектора Площадь нефтеносности, тыс.м2 Средняя общая толщина, м Средняя толщина нефтенасыщенная, м Пористость, доли ед. Средняя насыщенность нефтью, доли ед. Проницаемость, мкм2 Коэффициент расчлененности, доли ед. Пластовая температура,°С Начальное пластовое давление, МПа Текущее пластовое давление на 01,01,96, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Объемный коэффициент нефти, доли ед. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти, МПа Технологический газовый фактор, м3/т Коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа Коэффициент сжимаемости породы, 1/МПа Коэффициент упругоемкости коллектора, 1/МПа Объем залежи, тыс.м3 Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
|
4800 пластовый поровый 44455 20,5 3,75 0,14 0,84 0,04 1,27 110 54,2 42,5 0,32 610 1,83 0,38 1130 816 0,14 4,18 20,5 266 34,6*10-4 1,15*10-4 6*10-4 166912 8810 3920 0,445 |