Характеристика геологического строения

Ромашкинское месторождение в целом является типичным месторождением платформенного типа. Его геологический разрез сложен девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями общей мощностью около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы. Залежи нефти Ромаш­кинского месторождения контролируются крупным тектоническим элементом территории - Южным куполом Татарского свода. Он представляет собой ассиметричное сводовое поднятие с неравномерным погружением склонов в прилегающие впадины.

В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докембрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.

В целом Ромашкинское месторождение приурочено к крупному структурному элементу 2-го порядка – Южному куполу Татарского свода. Диаметр месторождения в пределах внешнего контура нефтеносности горизонта Д1 достигает 65 - 70 км., а площадь составляет 4000 км².

Сармановская площадь является краевой на севере Ромашкинского нефтяного месторождения. Осадочную толщу ее составляют девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

Кыновский горизонт (пласт Д₀) является основным продуктивным объектом, содержит 90,2% первоначальных извлекаемых запасов нефти Сармановской площади.

Пласт Д₀ имеет площадное распространение. В северо-восточной части, образуя естественную границу с Ташлиярской площадью, коллекторы пласта Д₀ замещаются на глинисто-алевролитовые породы, являющиеся неколлекторами. С восточной, южной и юго-западной стороны Сармановская площадь граничит с Ташлиярской, Чишминской и Березовской площадями. Границей с западной с северной стороны является контур нефтеносности. Положение ВНК по пласту Д₀ Сармановской площади определено по данным 16 скважин и среднее его положение рассчитано по абсолютной глубине – 1487,0 м.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

1.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов

Пласт Д₀ представлен высокопродуктивными (I группа), высокопродуктивными глинистыми (II группа) и низкопродуктивными (III группа) песчано–алевролитовыми коллекторами. Деление пород на группы проведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов параметров. Нижняя граница пород–коллекторов определена по предельному значению абсолютной проницаемости К_пр= 0,03 мкм². Высокопродуктивные коллекторы имеют абсолютную проницаемость > 0,1 мкм², глинистость < 2, высокопродуктивные глинистые – проницаемость > 0,1 мкм², глинистость >2. Низкопродуктивные коллекторы имеют проницаемость в пределах от 0,03 до 0,1 мкм².

Мало отличаются по своей величине коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности шести блоков. При средней величине коэффициента пористости по площади, равном 0,209 в высокопродуктивных коллекторах, минимальное среднее значение имеют коллектора I блока (0,205), максимальное – коллектора V блока (0,216). Средняя величина коэффициента пористости в высокопродуктивных глинистых коллекторах составляет 0,199. Коэффициент пористости по низкопродуктивным коллекторам, рассчитанный по всему пробуренному фонду по равен 0,161.

Сведения о средней пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Основные параметры пласта

Параметр	I группа коллекторов	II группа коллекторов	III группа коллекторов
Начальная нефтенасыщенная толщина, м	7,4	7,6	5,4
Средняя пористость, доли ед.	0,209	0,199	0,161
Средняя проницаемость (по ГИС), мкм^2	0,631	0,309	0,065
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	0,813	0,733	0,651
Средняя расчлененность, пропл/скв	1,57

 

 

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Таблица 1.2

Характеристика толщин отложений

 

Толщина	Наименование	Зоны пласта
нефтяная	водонефтяная
Общая	Средняя, м	3,71	4,72
Коэффициент вариации, д.ед.	0,430	0,202
Интервал изменения, м	0,8-14,6	2,6-6,0
Нефтенасыщенная	Средняя, м	3,2	2,17
Коэффициент вариации, д.ед.	0,420	0,354
Интервал изменения, м	0,8-12,0	1,0-3,6
Эффективная	Средняя, м	3,21	4,17
Коэффициент вариации, д.ед.	0,420	0,173
Интервал изменения, м	0,8-12,0	2,6-5,4

 

Пласт Д₀ имеет сложное строение и более чем в половине скважин пробуренного на площади фонда имеет два или три пропластка, разделенные небольшими глинистыми перемычками. Коэффициент расчлененности пласта Д₀ на Сармановской площади равен 1,57. В ряде скважин все три пропластка соединяются в единый пласт, часть скважин имеет в своем разрезе один или два из трех пропластков. В общей сложности все три пропластка пласта Д₀ гидродинамически связаны между собой. При значительной разнице фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков выработка запасов нефти осложняется, т.к. в работе принимают участие в основном лучшие из них. Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов пласта Д₀ на Сармановской площади составляет 3,22 м, изменяясь от 0,8 м до 12,0 м. Общая толщина пласта Д₀, включая и глинистые пропластки, достигает 14,6 м. Высокопродуктивные коллекторы имеют наибольшую среднюю по площади нефтенасыщенную толщину (2,99 м), высокопродуктивные глинистые – 2,34 м, низкопродуктивные – 1,97 м. Какой-либо закономерности в изменении толщины коллекторов по площади в определенном направлении не наблюдается. При средней величине коэффициента пористости по площади равном 0,209 в высокопродуктивных коллекторах, минимальное среднее значение имеют коллектора I блока (0,205), максимальное – коллектора V блока (0,216). Средняя величина коэффициента пористости в высокопродуктивных глинистых коллекторах составляет 0,199. Коэффициент пористости по низкопродуктивным коллекторам, рассчитанный по всему пробуренному фонду равен 0,161.

Средняя проницаемость высокопродуктивных коллекторов площади равна 0,631, высокопродуктивных глинистых – 0,309, низкопродуктивных – 0,065.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Таблица 1.3.

Статистические показатели характеристики неоднородности пластов

Количество скважин, используемых для определения	Коэффициент песчанистости, доли ед.	Коэффициент расчлененности, доли ед.	Характеристика прерывистости	Другие показатели неоднородности
среднее значение	коэффициент вариации	среднее значение	коэффициент вариации
Пласт До
	0,89	0,16	1,57	0,42	0,97	-
Пласт Д1-а
	0,98	0,16	1,21	0,37	0,50	-