чем представлен бобриковский горизонт
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Бобриковский горизонт
Бобриковский горизонт сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых сланцев. [2]
Бобриковский горизонт является самым представительным и вскрыт на всех месторождениях, следует отметить, что на Таймурзинском месторождении бобриковский горизонт эксплуатируется совместно с тульским. [3]
Бобриковский горизонт является вторым по величине запасов нефти эксплуатационным объектом месторождения. [4]
Бобриковский горизонт представлен песчаником, с прослоями алевролитов, в различной степени глинистых, и аргиллитов. [5]
Бобриковский горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками, в разной степени алевролитовыми. [6]
Бобриковский горизонт сложен терригенными породами: аргиллитами, плотными алевролитами, мелкозернистыми песчаниками. Верхняя часть турнейского яруса, сложенная серыми и светло-серыми известняками, известна как пласт BI, к которому приурочена залежь нефти. [7]
Бобриковский горизонт является основным продуктивным горизонтом Линевского месторождения. Пески и песчаники переслаиваются с глинами, причем можно выделить от одного до четырех песчаных прослоев. [9]
Бобриковский горизонт визейского яруса нижнего карбона является эксплуатационным объектом залежи № 9 Абдрахмановской площади. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, преимущественно мелкозернистыми, прослоями глинистыми. Зерна кварца, как правило, хорошо отсортированные, угловато-окатанные, изометричной или удлиненной формы. [14]
Чем представлен бобриковский горизонт
Природа повышенных мощностей пластов-коллекторов в зонах эрозионных врезов терригенной толщи нижнего карбона на юго-востоке Татарии
И.С. ГУТМАН, Г.Э. ОСИПОВА (МИНХиГП)
Анализ показывает, что значительные мощности пород бобриковского горизонта связаны с формированием в этом районе терригенной толщи нижнего карбона. Пока нет единой точки зрения на природу ее образования в зонах развития повышенных мощностей коллекторов, относимых к радаевско-бобриковскому возрасту. Такие зоны получили название эрозионных врезов, а область их распространения приурочена к бортовым частям Камско-Кинельской системы прогибов. Радаевско-бобриковские отложения здесь до сих пор не расчленены.
Некоторые исследователи (Д.Н. Буракаев, 1967 г.; Р.Т. Валиуллина, 1970 г.; А.А. Губайдуллин, Л.3. Аминов, 1974 г.; Е.Д. Войтович, А.И. Шельнова, 1976 г. и др.) связывают образование врезов с эрозионно-карстовыми процессами, протекавшими на границе турне и визе в зонах интенсивного развития трещиноватости пород, обусловленной подвижками блоков фундамента по разломам. Другие исследователи (Н. П. Бетелев, Л. Ф. Ростовцева, Л.А. Юшко, 1959 г.; А.П. Блудоров, 1964 г.; М.М. Грачевский, 1964 г. и др., М.Л. Килигина, 1956 г.; В.И. Троепольский, С.С. Эллерн, 1964 г.; Н. Н. Марковский, 1963 г.; Р.3. Мухаметшин, 1981 г.) их образование связывают преимущественно с деятельностью временных русловых потоков (палеорек), вызвавших донную эрозию. Однако в опубликованных работах нет объяснения причин образования аномально высокой вязкости нефтей залежей, потери нефтью легких и летучих компонентов, совпадения водонефтяных контактов яснополянских и турнейских залежей (на что впервые указал Р.3. Мухаметшин, 1981 г), отражения в осадочном чехле, в том числе в отложениях нижнего карбона, многочисленных разрывных тектонических нарушений, установленных в кристаллическом фундаменте, приуроченности участков с аномально большими мощностями радаевско-бобриковских отложений к сводовым частям поднятий.
Изучение этих вопросов целесообразно проводить на залежах, разбуренных эксплуатационными скважинами, поскольку дополнительная информация, получаемая по скважинам, пробуренным по более плотной сетке, позволяет выявить такие детали особенностей геологического строения отложений и поднятий, которые были упущены при изучении месторождений по данным разведочных скважин, пробуренных по редкой сетке.
Южно-Нурлатское месторождение расположено на восточном борту Мелекесской впадины. Оно разбурено сеткой эксплуатационных скважин и находится в промышленной эксплуатации с 1979 г. При детальной корреляции установлено, что изучаемая толща пород ограничена двумя четко прослеживающимися реперами: снизу кровлей заволжского горизонта турне и сверху подошвой одной из двух глинистых пачек в низах тульских терригенных отложений. Внутри толщи выделено несколько реперов как в карбонатных породах турне, так и в терригенных визе ( рис. 1 ).
Карбонатные отложения турне в скв. 1869, 1982, 1867, 1875, 614, 1870 представлены более полно и включают кизеловский горизонт. В скв. 1856,1860, 1866, 1880 отсутствуют не только породы кизеловского горизонта, но и подстилающие их слои черепетского горизонта. В отдельных скважинах турне заканчивается малевско-упинскими слоями.
Ареалы распространения сокращенных мощностей пород турне по конфигурации не похожи на русла палеорек. В то же время о-образный блок совершенно не похож на палеоподнятие и очень напоминает элемент блоковой тектоники. Простирание его крыльев совпадает с ориентировкой основных в этом районе разломов фундамента (северо-западное и северо-северо-восточное), а сохранность турнейских отложений и наличие елховских глин свидетельствуют об его относительной стабильности.
Большинство исследователей связывают также максимальные мощности бобриковского горизонта с русловыми потоками и вызванной ими донной эрозией, приуроченными к зонам развития врезов.
Вывод о том, что к началу формирования бобриковских отложений на исследуемой территории образовался пенеплен, полностью исключает предложение о связи повышенных мощностей основного продуктивного пласта C 1 bb 1 с русловыми потоками и донной эрозией.
Режим погружения при накоплении верхней части основного продуктивного пласта также нельзя считать постоянным. Увеличение глинистости верхов пласта, фиксируемое во всех скважинах на диаграммах кривых ПС, можно объяснить общим замедлением опускания.
Затем вся обширная территория провинции стала испытывать общее погружение, приведшее к плащеобразному залеганию первоначально глинистых, а потом карбонатных тульских отложений над нижележащими песчаными породами бобриковского горизонта.
Если нанести на одну карту предполагаемые линии разломов, ограничивающие тектонические блоки, выделенные по разным стратиграфическим комплексам, то участок, где густота их окажется максимальной, в дальнейшем в первую очередь должен был претерпевать активные тектонические движения. Поэтому нельзя считать случайностью, что в современном структурном плане купол Южно-Нурлатского поднятия расположен именно в такой зоне (район скв. 614, 1875, 1866 и 1876 на рис. 3 ).
О наличии разрывных нарушений в осадочном чехле косвенно можно судить по исследованиям, проведенных в МИНХиГП под руководством Т.А. Лапинской, в том числе и по Южно-Нурлатскому месторождению (скв. 614). Рассматривая катаклаз и гранулитизацию пород фундамента как диагностический признак обнаружения разломов и их трассирования, установили, что кристаллический фундамент в пределах Татарии и, в частности, в Нурлатском районе, изобилует тектоническими нарушениями древнего заложения, неоднократно обновлявшимися в последующие периоды.
На основании проведенного анализа можно ответить на ряд поставленных выше вопросов. Высокая вязкость нефтей обусловлена потерей легких и летучих компонентов. Однако главную, причину этого явления следует связывать с вертикальной миграцией последних по разломам и с зоной повышенной трещиноватости в прикупольной части поднятия.
Своеобразны и условия разработки исследуемой залежи. Так, все скважины в пределах водонефтяной зоны бобриковской части залежи почти полностью обводнились в самый начальный период разработки.
При опробовании же бобриковских: песчаников в блоке повышенных мощностей в чисто нефтяной зоне ( рис. 4 ) установлено, что скважины здесь довольно продолжительное время работают с очень низкой обводненностью (2-6 %), при незначительном снижении давления и высоких темпах отбора. Большие мощности коллекторов, их высокая проницаемость, незначительные размеры залежи создают условия для проявления жесткого водонапорного режима только за счет упругих сил пластовых вод.
Таким образом, вышеизложенный материал позволяет давать рекомендации по выявлению залежей, подобных изученной, по опережающему разбуриванию и разработке на них чисто нефтяных зон на естественном водонапорном режиме с последующим применением новых методов воздействия по всей залежи высоковязкой нефти.
Поступила 8/ VII 1982 г.
Рис. 1. Схема детальной корреляции терригенной толщи нижнего карбона Южно-Нурлатского месторождения.
Рис. 2. Схемы изменения мощностей отложений от кровли заволжского до кровли елховского горизонта (а), от кровли заволжского до подошвы бобриковско го горизонта (б) и пласта C 1 bb 1 бобриковского горизонта (в) на Южно-Нурлатском месторождении.
Рис. 3. Структурная схема Южно-Нурлатского месторождения по кровле пласта C 1 bb 1 бобриковского горизонта.
Рис. 4. Схематический геологический профиль терригенной толщи нижнего карбона Южно-Нурлатского месторождения.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
На Ромашкинском нефтяном месторождении в отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона насчитывается 13 укрупненных залежей нефти. Проектирование разработки и освоение этих залежей осуществлялось группами поочередно. В группу первоочередных объектов были отнесены наиболее крупные пять залежей, в которых содержалось более 60 % общих извлекаемых запасов всех залежей бобриковского горизонта. [31]
На территории правобережных районов Саратовского Поволжья отложения бобриковского горизонта представлены обычным для них песчано-глинистым, местами угленосным комплексом пород, распространение которого не отличается равномерностью. Так, на Елшанской, Тепловской, Казанлинской и других северных площадях эти отложения встречаются лишь отдельными участками, приуроченными к узким эрозионным врезам. [32]
Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях бобриковского горизонта ( пласт Ъ %) визейского яруса нижнего карбона. [33]
По сравнению с пластом Д ] девонского горизонта отложения бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения характеризуются меньшей расчлененностью, большей проницаемостью, большей песчанистостью, но большей зональной неоднородностью. Отличительной особенностью, влияющей на выбор системы разработки, является частое погружение пластов бобриковского горизонта ниже отметки ВНК, благодаря чему в пределах залежей нефти образуются так называемые водоносные окна. Это объясняется как размывом кровли турнейского яруса, так и изменением толщины бобриковского горизонта. Следующей отличительной особенностью является содержание нефтей повышенной и высокой вязкости. Эти особенности оказывают существенное влияние на показатели разработки и характер выработки запасов нефти. [34]
В целом для отложений ТТНК характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетаниях песчано-алевролитовых и глинистых слоев и пластов. Параметры неоднородности по залежам изменяются в значительных пределах. Отложения бобриковского горизонта отличаются от терригенных пород девонского горизонта более высокой проницаемостью и песчанистостью, но большей прерывистостью и зональной неоднородностью. [40]
Для залежей в отложениях нижнего карбона характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетаниях песчано-алевролитовых и глинистых слоев и пластов. Параметры неоднородности по залежам изменяются не столь значительно. Отложения бобриковского горизонта по сравнению с залежами девона характеризуются меньшей расчлененностью, более высокой проницаемостью и песчанистостью, но более значительной прерывистостью и зональной неоднородностью. [41]
Открыто и введено в разработку в 1968 г. Расположено на восточном склоне Южно-Татарского свода. Приурочено к серии поднятий, разделенных прогибами и седловинами. Нефтеносны отложения бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона, а также фаменского яруса верхнего девона. [42]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Нефть бобриковского горизонта по своим параметрам в пластовых условиях несколько отличается от средней нефти. Она имеет относительно низкие значения газового фактора и среднего коэффициента растворимости газа. [1]
Нефть бобриковского горизонта в пластовых условиях тяжелая, газосодержание ее почти в 3 раза меньше, чем среднее для пластовых нефтей. [4]
Нефть бобриковского горизонта в пластовых условиях тяжелая, вязкая, содержит очень мало растворенного газа. [5]
Нефти бобриковского горизонта и турнейского яруса резко отличаются от нефтей пашийского и кыновского горизонтов более высокими плотностью и вязкостью, намного превышающими средние значения. [6]
Нефть бобриковского горизонта высокопарафиновая ( вид Пз) и маловязкая, в то время как нефть пашийского горизонта парафиновая ( вид П2), смолистая и вязкость ее в 2 раза выше, чем нефти бобриковского горизонта. [7]
Нефть бобриковского горизонта Аспинского месторождения в пластовых условиях характеризуется значениями физических параметров, близкими к средним, за исключением вязкости. [10]
Нефть бобриковского горизонта данного месторождения содержит наименьшее количество растворенного газа по сравнению со всеми нефтями месторождений этой части Башкирской АССР. В пластовых условиях она имеет высокую вязкость, низкие коэффициент растворимости и усадку. [11]
Залежи нефти бобриковского горизонта находятся в условиях невысоких давлений и температур. [12]
Залежи нефти бобриковского горизонта находятся в условиях относительно невысоких давлений и низких температур. Нефть тяжелая и вязкая, имеет низкие значения давления насыщения, газосодержания, коэффициента растворимости газа и малую усадку. [14]
Коллекторами нефти бобриковского горизонта являются песчаники и алевролиты. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Отложения бобриковского горизонта ( каолинитовая зона) представлены в основном одним песчаным или алев-ролитовым пластом и перекрывающей, его каолинитовой пачкой. Песчаники серого и светло-серого цвета, кварцевые. Алевролиты чаще распространены в разрезах с малой мощностью бобриковского горизонта. [1]
Отложения бобриковского горизонта почти повсеместно обогащены пиритом. [2]
Отложения бобриковского горизонта в пределах месторождения имеют достаточно ограниченное распространение, в связи с тем, что они подвергались размыву и выветриванию, особенно на сводах локальных структур, на что указывает наличие в разрезе каолинитовых глин. Они представлены пачкой песчано-алевритовых пород, преимущественно мелкозернистых средней крепости, которая может перекрываться светло-серыми, плотными каолинитовыми глинами или замещающими их углистыми аргиллитами. [3]
Отложения бобриковского горизонта ( каолинитовая зона) представлены в основном одним песчаным или алев-ролитовым пластом и перекрывающей его каолинитовой пачкой. Песчаники серого и светло-серого цвета, кварцевые. Алевролиты чаще распространены в разрезах с малой мощностью бобриковского горизонта. [4]
Ктерригенным отложениям бобриковского горизонта приурочена крупная многопластовая залежь, занимающая площадь всего месторождения. Она представляет собой единую гидродинамическую систему. По площади горизонта отмечается наличие значительного числа зон, представленных неколлектором. В целом залежь бобриковского горизонта пластово-сводовая, участками литологически осложненная. [5]
Нефтеносны отложения бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона, кыновского, пашийского и муллинского горизонтов терригенной толщи девона. [7]
Нефтеносны отложения бобриковского горизонта и турнейского яруса ( кизеловский горизонт) нижнего карбона. Южная часть месторождения находится под застроенной территорией. Введена в разработку часть месторождения с запасами 0 5 млн. т НИЗ. Залежь бобриковского горизонта небольшая по запасам. [10]