Геология

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения об Илькинском месторождении

Илькинское нефтяное месторождение было открыто в 1965 году, а введено в про­мышленную разработку в 1980 году. Расположено оно в юго-западной части Башкор­тостана на территории Белебеевского района и находится в 9 км к северо-западу от города Белебей. К югу от месторождения в 20 км проходит электрифицированная железнодорожная магистраль Уфа-Самара. От станции Аксаково проведена железно­дорожная ветка на город Белебей, используемая для перевозки грузов. Асфальтированные дороги связывают районный центр города Белебей с городом Октябрьский, со станцией Аксаково и городом Уфа.

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Туймазанефть». Продукция нефтяных скважин через перекачивающую станцию Субханкулово откачивается по нефтепроводу на перерабатывающие заводы города Уфы. [1]

Климат в районе месторождения умеренно континентальный. Лето в округе в основном теплое, сухое и солнечное. Средняя температура июля +19,4°С, а абсолют­ный максимум составляет +40°С. Зима холодная, многоснежная, с частыми метелями и вьюгами. Оттепели зимой редкие, преобладает ясная морозная погода. Средняя температура января -13,8°С, абсолютный минимум -50°С. Переходные сезоны короткие. Глубина промерзания грунта достигает 1,5-2 метра.

В тектоническом отношении Илькинский участок расположен на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода. В результате ранее проведенных работ (геологическая съемка, грави-электроразведка, сейсморазведка) на площади был выявлен ряд положительных осложнений, в том числе Усень-Ивановское поднятие. Основной формой рельефа описываемого района является всхолмленная равнина, из­ре­занная речными долинами, ручьями, оврагами. Средние абсолютные отметки от 182 до 358 м.

В целом территория Илькинского месторождения располагает благоприятными условиями для разработки и эксплуатации.

1.2 Характеристика геологического строения Илькинского месторождения

В пределах Илькинского нефтяного месторождения скважинами были вскрыты вендские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

Девонская система представлена средним и верхним отделами. Общая толщина отложений девонской системы изменяется от 400 до 603 м. Преобладают в разрезе карбонатные породы.

Каменноугольная система подразделяется на три отдела – нижний, средний и верхний.

Нижний отдел представлен карбонатными и терригенными осадками турнейского, визейского и серпуховского ярусов толщиной 395-405 м.

Средний отдел подразделяется на башкирский и московский ярусы, представленные различными известняками, мергелями и глинами. Толщина 260-314 м.

Отложения верхнего карбона представлены переслаиванием доломитов и известняков. Толщина 146-200 м.

Пермская система характеризуется наличием известняков, доломитов, ангидритов, гипса, глин и песчаников ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского ярусов нижнего отдела и уфимского, казанского и татарского – верхнего. Толщина пермских отложений 595-852 м.

Третичные и четвертичные отложения сложены глинами и суглинками, развиты не повсеместно.

Промышленно нефтеносными на Илькинском месторождении являются пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского горизонта. Геологический профиль продуктивного горизонта приведен в приложении 1.

Пласт Дкн1 выделяется в верхней части кыновского горизонта, представлен пес­чаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми и алевролитами. Песчаники характеризуются полимиктовым составом. В них располагаются две залежи структурного литологически экранированного типа. Обломочный материал здесь хорошо отсортирован. Содержание его в породе около 80 %. Состав обломочного материала: кварц 20-30 %, полевые шпаты 35-45 %, обломки пород осадочного и метаморфического происхождения 90 %. Цементирующего вещества в песчаниках и алевролитах пласта Дкн1 меньше 1 %. Наиболее распространена кварцевая цементация, встречаются также битумный и карбонатный цемент. Характеристика эффективной толщины продуктивных пластов указана в таблице 1.1. Каждый пласт представлен одним, реже двумя прослоями. [1]

Таблица 1.1 ­­­­­­­­­­­­­– Характеристика ­­­­эффективной толщины продуктивных пластов

Пласт	Тип коллектора	Эффективная толщина по пластам, м
		пределы	средняя	средняя нефтенасыщенная
Дкн1	терригенный (песчаник)	0,6-5,4	2,7	1,4
Дкн2		0,7-3,9	1,8	1,07

Пласт Дкн2 выделяется в центральной части разреза кыновского горизонта. Представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, глини­стыми и алевролитами. Они характеризуются полимиктовым составом. Тип цемента карбонатный, кварцевый и битумный. В песчаниках пласта Дкн2 выделя­ется одна залежь промышленной категории.

С целью компактного представления материала характеристика за­лежи представлена в виде таблицы 1.2.

Таблица 1.2 – Характеристика залежей продуктивных пластов кыновского горизонта

Тип залежи	Размер: длина х ширина, км; высота, м	Нефтенасыщен- ная толщина, м пределы (среднее значение) ЧНЗ ВНЗ			Доля ЧНЗ в общем объеме залежи	Отметка ВНК, м
1	2	3	4		5	6
Пласт Дкн1
Основная залежь
Структурная литологически экранированная	13,7 х 4,7 30,8	0-5,4 (2,1)		0-3,3 (0,7)	0,9	-1650,6

Продолжение таблицы 1.2

1	2	3		4	5		6
Залежь скв.123 Исм
Структурная литологически экранированная	0,7 х 0,5 1		-	0-1 (0.3)		0	-1626,1
Пласт Дкн2
Пластово-сводовая литологически экранированная	1,2-1,3 20		0-0,4 (1,3)	0-0,2 (0,5)		0,96	-1653,7

Итак, нефтепроявления различной степени интенсивности отмечаются в отложениях пермской, каменноугольной и девонской систем. Промышленно нефтеносным объектом на месторождении являются песчаники кыновского горизонта, имеющие общую площадь 12 км².

1.3 Характеристика коллекторских свойств пластов продуктивных горизонтов Илькинского месторождения

Нефтеносность разреза месторождения изучалась при бурении скважин по керну, грунтам, шламу, по материалам опробования скважин на приток.

Наиболее полная информация представлена по пласту Дкн1 (таблица 1.3). Пласт Дкн2 кыновского горизонта не освещен ни керном (так как пласты тонкие – 1-2 м), ни гидродинамическими исследованиями.

Таблица 1.3 – Характеристика коллекторских свойств пачек и пластов

Вид исследований	Наименование	Параметры
		Проница-емость, Д^3	Коэффициент открытой пористости, доли ед.	Коэффициент начальной нефтенасыщен-ности, доли ед.
1	2	3	4	5
Дкн1
Лабораторные (керна)	Количество скважин Количество определений Среднее значение Интервал изменения	12 35 0,0893 0,00029-0,800	13 42 0,104 0,004-0,233	- - - -

Продолжение таблицы 1.3

1	2	3	4		5
Геофизические	Количество скважин Количество определений Среднее значение Интервал изменения	- - - -		76 135 0,193 0,120-0,265	76 135 0,81 0,77-0,85
Гидродинамические	Количество скважин Количество определений Среднее значение Интервал изменения	12 8 0,11 0,01-0,43		- - - -	- - - -
Дкн2
Геофизические	Количество скважин Количество определений Среднее значение Интервал изменения	- - - -		15 19 0,164 0,130-0,217	15 19 0,77 0,71-0,83

Оценка степени распространения коллекторов и основные коллекторские свойства пластов приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Характеристика продуктивных пластов

Пласт	Коэффициент распространения коллекторов	Коэффициент расчлененности	Коэффициент песчанистости	Порис-тость, %	Прони-цае-мость, мкм^2
Дкн1	0,98	1,75	0,55	14,5-21	0,07-0,344
Дкн2	0,23	1,26	0,68	13,7-21	до 0,326

Расчет средних значений пористости и проницаемости производился по всей совокупности данных, представляющих интервалы эффективных толщин, выделенных с учетом нижних пределов коллекторских свойств.

Состояние изученности пористости продуктивных пачек и пластов Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. приведено в таблице 1.5.

Таблица 1.5 – Изученность пористости продуктивных пачек и пластов Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.

Пласт, пачка	Кол-во определений пористости по керну			Кол-во определений пористости и нефтенасыщенности по ГИС
	число скв. с определе-нием порис-тости	всего в коллекторе	в т.ч. из нефтя-ной части	Пористость		Нефтенасыщенность
				всего	нефт.часть	всего	нефт.часть
				скв.	определений	скв.	определений
Дкн1	13	42	16	76	135	76	135
		26		76	135	76	135
Дкн2	-	-	-	15	19	15	19
		-	-	5	9	5	9

Керновый материал, отобранный на Илькинском месторождении, осветил непродуктивную часть разреза. Всего лишь в двух скважинах (117 Исм, 123 Исм) отбор керна осуществлен в интервалах пластов-коллекторов. Поэтому для оценки полноты вытеснения нефти водой использовались аналоги - образцы породы песчаников кыновского горизонта, отобранные из скв. 3320 Ракитовского нефтяного месторождения.

При выполнении подсчета запасов нефти и газа в 1991 г. начальная нефтенасыщенность К_н продуктивных пачек и пластов была получена по результатам интерпретации данных ГИС. Результаты, полученные по состоянию на 01.01.1991 г. и 01.01.2013 г., приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Сопоставление результатов определения начальной нефте-насыщенности по состоянию изученности на 01.01.1991 г. и на 01.01.2011 г.

Пачка, пласт	на 1991 г.	на 01.01.2011 г.
	Принятое значение нефтенасы-щенности	по ГИС
		количество скважин	количество нефтенасыщенных интервалов	средние значения
Дкн1	0,86	78	135	0,84
Дкн2	0,77	6	8	0,78

Коэффициент вытеснения нефти пластов кыновского горизонта составил 0,576 д. ед., остаточная нефтенасыщенность 35,85 %. Вытеснение нефти из песчаников кыновского горизонта со средней проницаемостью по керосину 0,290 мкм² имело следующие особенности. За водный период 1,82 объемов пор добывается 13,61 % всей извлекаемой нефти. Градиенты давления вытеснения нефти в момент прорыва воды и при окончании процесса нефтеизвлечения, обеспечивающие темп заводнения 123,5 м/год, имеют значения 0,085 и 0,070 МПа/м. Нефть в данных песчаниках сохраняет подвижность при водонасыщенности пор до 61,6 %.

По классификации Ф.Ф. Крейга песчаники кыновского горизонта Илькинского нефтяного месторождения относятся к породам с промежуточным характером смачиваемости.

Результаты проведенных исследований представлены в таблицах 1.7-1.9 и на рисунке 1.1.

Таблица 1.7 – Основные показатели вытеснения нефти из линейных моделей песчаников кыновского горизонта Илькинского нефтяного месторождения при темпе заводнения 123,5 м/год

Период	Показатель	Значение
Безводный	Коэффициент вытеснения нефти	0,498
	Нефтенасыщенность, %	42,48
	Расход воды, Vпор	0,42
	Градиент давления вытеснения в момент прорыва воды, МПа/м	0,085
Водный	Коэффициент вытеснения нефти (конечный)	0,576
	Остаточная нефтенасыщенность, %	35,85
	Расход воды, Vпор	1,82
	Градиент давления вытеснения (конечный), МПа/м	0,070
	Добыча нефти за водный период, % суммарной добычи	13,61

Таблица 1.8 – Значения средней водонасыщенности и доля воды в поровом пространстве на фронте вытеснения при скорости вытеснения V = 123,5 м/год.

Средняя водосыщенность песчаников			Доля воды в поровом пространстве на фронте вытеснения
В момент прорыва воды	На фронте вытеснения
0,575		0,512		0,850

Таблица 1.9 – Результаты вытеснения нефти водой из песчаников кыновского горизонта при скорости вытеснения V = 123,5 м/год

Объем закачанной воды	Коэффициент вытеснения нефти	Остаточная нефтенасы-щенность, %	Обводнен-ность добывае-мой жид-кости, %	Градиент давления вытесне-ния, МПа/м
0,42 0,60 0,80 1,00 1,20 1,50 1,82 3,00	0,498 0,532 0,547 0,558 0,565 0,571 0,576 0,576	42,48 39,63 38,32 37,42 36,82 36,30 35,85 35,85	0,00 84,07 93,49 95,47 97,00 98,28 98,57 100,00	0,085 0,077 0,074 0,071 0,071 0,070 0,070 0,065

Итак, основную информацию о ФЕС пластов несут геофизические исследования. В целом, по продуктивным пачкам и пластам месторождения, включая плотные разности пород, по керну выполнено 63 определения емкостной характеристики, 60 определений фильтрационной характеристики параллельно напластованию, в том числе по нефтенасыщенной части выполнено 21 определение пористости. Проницаемость определялась по результатам гидродинамических исследований 8 скважин.

1.4 Состав и физико-химические свойства флюидов Илькинского месторождения

Исследование свойств пластовой и поверхностной нефти проводилось в хи­мических лабораториях БашНИПИнефть и НГДУ «Туймазанефть». Расчет средних значений физических параметров пластовых нефтей проводился по шести пробам. Плотность пластовой нефти колеблется от 0,825 до 0,863 г/см³, со­ставляя в среднем 0,857 г/см³. Плотность сепарированной нефти в среднем состав­ляет 0,886 г/см³, мало отличаясь от средней величины плотности нефти по поверхно­стным пробам (0,902 г/см³). Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 8,9 до 12,2 мПа∙с, в сред­нем составляя 10,5 мПа∙с. Вязкость сепарированной нефти пластов в среднем составляет 29,3 мПас. По поверхностным пробам ее величина в среднем равняется 50,5 мПаc. [1]

Физические свойства пластовой нефти пласта Дкн1 по скважинам приведены в таблице 1.10. Пробы из пласта Дкн2 не отобраны.

Таблица 1.10 – Свойства пластовой нефти

Показатели	Скважина № 39 Исм	Скважина № 59 Исм
Интервал перфорации, м	1971,0-1975,0	1925,2-1927,2
Температура пласта, °С	33, 0	35, 0
Давление, МПа пластовое (принятое) на глубине отбора насыщения	18,7 12,0 4,7	18,7 13,5 6,8
Коэффициент сжимаемости, 10^-4МПа^-1	6,2	7,5
Коэффициент термического расширения,10^-4°С	7,5	7,8
Давление насыщения, МПа	9,9	7,4
Усадка нефти от Рпл, % (по объему)	6,7	6,6
Газовый фактор, м^3/т	25	32
Объемный коэффициент Рпл Рнас	1,081 1,089	1,070 1,079

Таблица 1.11 – Свойства поверхностной нефти

Показатель	Пласт Дкн1
1	2
Количество проб, шт.	6
Давление пластовое (принятое), Рпл, МПа	18,8
Давление насыщения, Рнас, Мпа	5,7
Удельный объем нефти при Рнас	1,0099
Коэффициент сжимаемости, β∙10^-4, Мпа^-1	6,8
Коэффициент термического расширения, α∙10^-4, 1/°С	7,6
Плотности нефти при Рпл, г/см^3	0,857
Плотность нефти при Рнас, г/см^3	0,849
Плотность нефти при Р=0, t=20°С, г/см^3	0,886
Вязкость нефти при Рпл, мПа∙с	10,5
Вязкость нефти при Рнас, мПа∙с	8,6
Вязкость нефти при Р=0, t=20°С, мПа∙с	29,3
Усадка нефти от Рпл, % (по объему)	6,6
Усадка нефти от Рнас, %	8,0
Объемный коэффициент от Рпл	1,075