Общая характеристика продуктивных пластов

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DΙ Ι Ι и DΙ V в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙ Ι в муллинских отложениях, пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса (C₁^t), продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент в разработке находятся пласты DΙ, DΙ Ι, DΙ Ι Ι, DΙ V, песчаники бобриковского горизонта (C₁^bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D₃^fm) и турнейского яруса (C₁^t).

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙ V, залегающий в нижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежь нефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8, 5× 3, 5 км, на Туймазинской площади – 1× 2, 5 км. Толщина песчаников горизонта колеблется от 4, 6 до 14, 6 м. Пласты горизонта DΙ V обладают довольно высокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19, 0%, проницаемость до 0, 552 мкм², нефтенасыщенность – 0, 8. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовое давление 18, 1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м. Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный.

Следующим выше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙ Ι Ι, который залегает в верхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площади наблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10, 4 м, на Александровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м. Горизонт DΙ Ι Ι состоит из двух песчаных слоев, разделенных прослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19, 0%. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значение нефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежей Александровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади – 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный. Начальное пластовое давление – 17, 7 МПа.

Продуктивный горизонт DΙ Ι составляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностям горизонт DΙ Ι расчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки на практике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развиты по площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачка характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 21, 9%, проницаемость – 0, 411 мкм². Нефтенасыщенность составляет 0, 9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью. Изменение толщин лежит в пределах 1, 0 до 3, 6 м. Характерно значительное замещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки – 17%, проницаемость – 0, 267 мкм², нефтенасыщенность – 0, 88. Залежь – пластовая, сводовая, размерами 18× 7 км. Отметки ВНК колеблются в пределах 1483, 7–1492, 7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.

Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийского горизонта. Глубина залегания пласта – 1600 м. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся на пласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д». В верхней пачке (эффективная толщина 1, 5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие 0, 5× 2 км и крупные 11× 7 км. Начальное пластовое давление 16, 92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20, 4%, проницаемость 0, 268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6, 4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболее крупная имеет размеры 42× 22 км, остальные залежи небольшие. Отметка начального ВНК находится в пределах 1486, 6–1489, 2 м. Пористость коллекторов нижней и средней пачек – 21, 1%, проницаемость – 0, 520 мкм².

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D₃^fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0, 25 мкм². В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13, 76 МПа.

Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C₁^t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C₁^ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30× 8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8× 3, 5 км высотой 15, 5 м. Средняя проницаемость – 0, 217 мкм². Начальное пластовое давление 11, 2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.

Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов h_ср, коэффициент расчлененности k_р, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади k_вп, коэффициент песчанистости k_п, коэффициент связанности k_св, коэффициент однородности k_о и коэффициент отсортированности S_о. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям