2. Геолого-физическая характеристика площади

2.1. Характеристика геологического строения. Характер распространения коллекторов по пластам

В тектоническом отношении Ромашкинское нефтяное месторождение, в состав которого входит Чишминская площадь, приурочено к сводовой части Южного купола Татарского свода (ЮТС). Чишминская площадь расположена на северном склоне ЮТС. Рельеф кристаллического фундамента района Ромашкинского месторождения представляет собой пологую поверхность, осложненную тремя повышенными зонами северо-восточного простирания. В северо-западной части площади отмечается моноклинальный наклон поверхности на северо-запад. По отложениям терригенного девона (первый структурно-тектонический этаж) сводовая часть Южного купола ограничивается разновозрастными прогибами - Алтунинско-Шунакский на западе, Уральский на востоке и структурными уступами – Бугульминским на юге и Сакловским на севере. В этих пределах центральная часть Южного купола имеет относительно простым строением, представляя собой крупное, изометрической формы поднятие, контролирующее девонскую залежь нефти. Площадь сводовой части разделена неглубокими прогибами на три блока – Миннибаевский, Павловско-Сулеевский и Азнакаевский. Наиболее высокие отметки отмечаются в пределах второго и третьего блоков. Локальные структуры в пределах первого структурного этажа выражены слабо.

Промышленно-нефтеносными объектами площади являются пласты Д0 кыновского горизонта и пласты ДI (а, б1, б2, б3, в, г, д) пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Основными эксплуатационными объектами на площади являются пласты Д0 и ДIа, в которых сосредоточено около 90% запасов нефти всей

площади. Нижние пласты б1, б2, б3, в + ГД расположены по площади в виде небольших линз и в основном являются водоносными и разрабатываются на естественном режиме.

Коротко рассмотрим особенности геологического строения основных продуктивных пластов, которые непосредственно влияют на процесс разработки.

Породы – коллекторы, слагающие эти пласты по литолого-коллекторской характеристике делятся на две группы по двум параметрам: проницаемости и глиностности, как наиболее важным, в большой степени влияющих на разработку продуктивных пластов.

Нижняя граница пород – коллекторов определена по предельному значению проницаемости Кпр0,025 мкм², при которой пласт может обводняться соленой водой. К первой группе отнесены высокопродуктивные, с проницаемостью более 0,100 мкм². В этой группе выделяют две подгруппы коллекторов по значению глинистости: 1-я подгруппа – высокопродуктивные коллекторы с проницаемостью более 0,100 мкм² с глинистостью менее 2%.

Вторая подгруппа (1) – высокопродуктивные глинистые коллекторы с проницаемостью более 0,100 мкм² и глинистостью более 2%.

Коллекторы 2 группы – низкопродуктивные, имеющие проницаемость менее 0,100 мкм², но более 0,025 мкм² и глинистостью более 2%.

Таблица 2.1.1

Группа коллектор	Д0			ДIа
	км²	m,%	Кн,%	Кмкм²	m,%	Кн,%
I	0,514	20,3	80,9	0,641	20,5	85,4
(I)	0,285	19,5	75,9	0,304	18,8	80,6
II	0,071	16,6	66,6	0,078	15,3	69,8

Изменение среднеарифметических значений толщин по группам коллекторов имеют определенную закономерность. Наибольшую толщину имеют высокопродуктивные коллектора, наименьшую–низкопродуктивные.

Таблица 2.1.2

Пласт	Группа коллекторов	Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
Д0	1	2,76
	(1)	2,4
	2	1,97
Д1а	1	4,58
	(1)	2,88
	2	1,86

Пласт Д0 распространен в западной и центральной частях площади. В нем содержится 18% начальных извлекаемых запасов площади. Высокопродуктивные коллекторы занимают 40% площади распространения пласта Д0, в них сосредоточено 49% запасов нефти горизонта Д0. Высокопродуктивные глинистые коллекторы занимают 35% площади распространение пласта, в них ниже сосредоточено около 36% запасов нефти горизонта. Остальные 15% запасов нефти горизонта Д0 сосредоточено в низкопродуктивных коллекторах.

Пласт ДI в котором сосредоточено 73% первоначальных запасов нефти, являются выдержанным по площади, представлен в основном высокопродуктивными коллекторами (84% всей площади).

Высокопродуктивные глинистые коллектора занимают 10% площади, низкопродуктивные – 6%.

Для оценки неоднородности применяются коэффициенты: песчаности (Кп) показывающий отношение эффективной толщины к его общей толщине; расчлененность (Кр), который показывает среднее число проницаемых прослоев слагающих горизонт. Пласт ДI_а является весьма расчлененным и неоднородным, но средние значения Кп и Кр составляют соответственно 0,87 и 1,58. Породы сильно меняются по толщине.

По физико-химическим свойствам нефть Чишминской площади относится к группе слабосернистым и парафиновым. Удельный вес нефти в пластовых условиях составляет 811 кг/м³, вязкость 3,84 мПа в поверхностных условиях соответственно 864,0 и 19,7. Давление насыщения газом 8,61 мПа, газосодержание 59,7 м3/т.