Юськинское месторождение

В гидрогеологическом отношении месторождение расположено в пределах Волго-Камского артезианского бассейна.

Подземные воды приурочены ко всему разрезу осадочного чехла. В нем сформиро­валась многопластовая гидрогеологическая система, разрез которой поделен на два гидро­динамических этажа. Верхний этаж состоит из зоны активного и зоны затрудненного водообмена. В нижнем гидродинамическом этаже находится зона весьма затрудненного водообмена. Верхний гидродинамический этаж отделен от нижнего регионально выдержанной непроницаемой гмпсоангидритной толщей нижнепермских (сульфатно-карбонатные водоупоры артинского яруса, стерлитамакского и тастубского горизонтов) отложений.

В состав верхней зоны активного водообмена, связанной с дневной поверхностью, вхо­дят песчано-гравийные и галечные отложения четвертичного и верхнепермского возраста с пресными и слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого и кальциевого ти­па, с минерализацией до 1 г/л, которые используются для питьевого и технического водоснаб­жения, дают начало речкам и образуют заболоченности речных долин.

К зоне затрудненного водообмена относится верхняя часть нижнепермского водо­носного комплекса, которая содержит солоноватые и соленые сульфатно-хлоридные и хлоридные воды с минерализацией от 1 до 15 г/л. Зона сформирована за счет выщелачи­вания инфильтрационными водами растворимых солей из вмещающих пород. Подземные воды этой части разреза не представляют практического интереса и не изучались.

Нижний гидродинамический этаж, который на месторождении вскрыт на максимальную глубину 2045 м в скв.245, включающий зону весьма затрудненного водообмена, представлен чередованием терригенных и карбонатных комплексов от рифея до нижней перми. Этаж характеризуется сравнительно однообразным составом подземных вод, что указывает на активную раскрытость структур в вертикальном разрезе и диффузионное пе­ремешивание вод.

В отложениях нижнего гидродинамического этажа, в соответствии с региональной    гидрогеологической стратификацией, выделено семь гидрогеологических комплексов.

Ниже приведена краткая характеристика вскрытых бурением водоносных комплексов нижней зоны.

Каширско-гжельский карбонатный водоносный комплекс представлен водоносными горизонтами каширских и подольских отложений, представленными органогенными известняками и доломитами. Водоупорами служат плотные глинистые карбонаты. На ме­сторождении водоносный комплекс не опробован. По аналогии с соседними месторожде­ниями пластовые воды этого комплекса по химическому составу - рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 235,7 мг/л, плотностью 1,162 г/см3.

Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс имеет общую толщину порядка 50 м. Водоупорами этого комплекса служат сверху - верхневерейские плотные раз­ности аргиллитов, снизу - пласты плотных аргиллитов верейского горизонта. Водовмещающими породами являются пористые органогенно-обломочные известняки, реже доло­миты. На месторождении водоносный комплекс опробован в скв.245, отобранная проба во­ды из пласта В-Ш верейского горизонта (инт. 971-977 м) содержала примесь фильтрата бу­рового раствора, поэтому свойства пластовой воды не приводятся. По аналогии с соседними месторождениями пластовые воды этого комплекса по химическому составу - рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией - 232,7 г/л, плотностью -1,155 г/см.

Окско-башкирский карбонатный водоносный комплекс представлен башкирски­ми, серпуховскими и окскими органогенно-обломочными, кавернозно-пористыми извест­няками и доломитами. Верхним региональным водоупором служат глинистые известняки, и аргиллиты нижней части верейского горизонта. Пластовая вода, отобранная в скв. 2648 из серпуховских отложений (4 пробы), является рассолом хлоркальциевого типа с мине­рализацией 260,8 г/л, плотность воды в пластовых условиях составила 1,175 г/см . Содер­жание йода - 13,05 мг/л, брома - 482,6 мг/л, аммония - 72,5 мг/л.

Визейский терригенный водоносный комплекс приурочен к песчаникам и алевро­литам окско-кожимской толщи, разобщенными прослоями аргиллитов. Верхним водоупо­ром комплекса служат тульские аргиллиты и глинистые известняки. На месторождении во­доносный комплекс охарактеризован двумя пробами, отобранными в скв. 1311 из алексинских отложений. Воды этого комплекса по химическому составу - рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 225,17 г/л, плотность воды в пластовых условиях составила 1,155 г/см3. Содержание йода - 5,51 мг/л, брома - 464,93 мг/л, аммония -- 70,04 мг/л.

Верхнефранско-турнейский карбонатный водоносный комплекс связан с органогенными известняками и доломитам турнейского и франско-фаменского возраста. Водоупорами служат аргиллиты. Региональной покрышкой комплекса служат глинистые по­роды визейской толщи. Пластовая вода, отобранная в скв. 1311 из отложений турнейского яруса, является рассолом хлоркальциевого типа с минерализацией - 254,7 г/л, плотность воды в пластовых условиях составила 1,175 г/см3. Содержание йода - 8,3 мг/л, брома 488,25 мг/л, аммония - 87,17 мг/л.

Использование гидрогеологических объектов на месторождении для питьевого водоснабжения в основном, используются пре­сные подземные воды, приуроченные к отложениям верхней перми. Основное потребление воды на производственно-технические нужды связано с не­обходимостью бурения при строительстве скважин и поддержания пластового давления (ППД) при эксплуатации скважин. Пластовые воды, приуроченные к отложениям серпу­ховского яруса, на Юськинском месторождении используются для поддержания пластово­го давления.

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Продуктивные отложения Юськинского месторождения изучены по зерновому ма­териалу поисково-разведочных скв.6, 244, 245, 1311, глубоких структурных скв 1ГС, 5ГС, 13ГС, 14ГС, 15ГС, 16ТС, 18ГС и эксплуатационной скв.2499.

Продуктивные пласты-коллекторы верейского горизонта стожены известняками различных структурно-генетических типов: фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми. водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое про­странство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм. Вмещающие породы представ­лены аргиллитами известковистыми и плотными разностями органогенных известняков. По­крышкой пласта В-II служат известковистые аргиллиты.

Продуктивные пласты - коллекторы башкирского яруса сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми и известняковыми раковинными песчани­ками. Главными компонентами известняков являются известковые водоросли и фораминиферы. Цемент (до 15 %) представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутри-фрагментными порами диагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Раз­мер пор 0,01-1.0 мм.

По химическому составу известняки относятся к «чистым» с содержанием кальци­та 90-96 %, доломита 0,5-6 %. нерастворимого остатка менее 1%. Вмещающие породы представлены плотными разностями органогенных известняков.

Региональной покрышкой для пластов башкирского яруса служат плотные извест­няки и известковистые аргиллиты верейского горизонта.

Продуктивные пласты-коллекторы алексинского, тульского и бобриковского го­ризонтов сложены преимущественно песчаниками, в меньшей степени алевролитами Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, массивные. Кластический материал имеет хорошую сортировку: коэффициент сортировки их изменяется от 1,5 до 2,5; меди­анный размер зерен колеблется от 0,102 до 0,16 мм. По данным гранулометрического ана­лиза содержание псаммитовой фракции в песчаниках колеблется от 51 до 97 %, пелитовой – 0,2-6 %. Цементация обломков осуществляется путем катагенетического срастания Незначительное количество глинистого материала образует поровый тип цемента. Поры межзерновые, неправильной формы достигают 0,5 мм.

Алевролиты, слагающие пласты - коллекторы, разнозернистые. песчанистые, разноотсортированные, массивные. По минералогическому составу алевролиты аналогичны песчаникам. Различие составляет ниличие пятен кальцита, образующего пойкидитовый тип цемента. Содержание алевролитовой фракции составляет  - 51-82%, псаммитовой – 1-47 %. Вещественный состав пород представлен полуокатанными обломками кварца, незначительной примеси полевых шпатов, циркона, турмалина, слюды.

Вмещающими породими валяются аргиллиты, а также алевролиты разнозернистые, иногда глинистые и в разной степени известковистые, с линзовидной слоистостью, обусловленной  изменением гранулометрического состава и ходами илоедов. Часто такие алевролиты имеют высокую пористость до 20 %, но при этом остаются непроницаемыми. Региональной покрышкой для коллектором алексинского и тульского горизонта являются плотные известняки окского иадгоризонта, а для коллекторов бобриковского горизонта - прослои аргиллитов.

Пористость и нефтенасыщенность пластов определялась на образцах керна и про­мысловым геофизическим данным. Фильтрационные характеристики пластов определены по лабораторным анализам на образцах керна и по результатам гидродинамических исследований скважин.

Пласт В-II Среднее значение проницаемости по лабораторным исследованиям керна составляет 153,0x10   мкм , по ГДИС - 777,0x10   мкм . Средине значение пористости   по  лабораторным   исследованиям   керне  составляет   0,183   д.ед.   по   ГИС - 0,18 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС — 0,72 д.ед.

Пласт А4-6.  Среднее значение проницаемости по лабораторным исследованиям керна составляет 157,0x10-3 мкм2, по ГДИС - 314,6x10-3   мкм2, Среднее значение пористости по лабораторным исследованиям керна составляет 0,160 д.ед. по ГИС -  0,15 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности  по ГИС - 0,79 д.ед.

Пласт С1- al (купол I). ФЕС но керне изучены по 1 образцу; при проектировании результаты исследований  не учтены  как  недостоверные,  Проницаемость  по ГДИС -  601,0х10-3 мкм2, Среднее значение пористости по ГИС - 0,180 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС -  0,58 д.ед.

Пласт С1-III (купол I). Среднее значение проницаемости по лабораторным  исследованиям керна составляет 156x10-3 мкм2, по ГДИС - 716x10-3 мкм2, Среднее значение пористости по лабораторным исследованиям керна составляет 0,189 д. ед, по ГИС -  0,210 д.ед.

Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС -  0,84 д.ед.

Пласты С1II-IV (купол II). ФЕС на керне не изучены. Среднее значение проницаемости по ГДИС - 178 х 10-3 мкм2. Среднее значение пористости по ГИС - 0,22 д.ед. Коэф­фициент нефтенасыщенности по ГИС - 0,82 д.ед.

Пласты С1-II-V (купол III). Среднее значение проницаемости по лабораторным ис­следованиям керна составляет 603 х 10-3 мкм2, по ГДИС - 655 х 10"3 мкм2. Среднее значе­ние пористости по лабораторным исследованиям керна составляет 0,237 д.ед, по ГИС - 0,220 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности по ГИС - 0,80 д.ед.

4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам, отобранным в поисково-разведочных скв.244, 245, 1311.

Нефть пласта   В-II верейского   горизонта   представлена   2   пластовыми   и 4 поверхностными пробами.

Среднее давление насыщения нефти газом составляет 4,4 МПа, газонасыщеииостъ - 5,1 м3/т, объемный коэффициент - 1,013 д.ед,, плотность нефти в пластовых условиях -0,897 г/см3, динамическая вязкость - 43,4 мПа*с, Плотность нефти в поверхностных усло­виях - 0,905 г/см3. Содержание серы – 2,34 %, парафина - 4,55 %, смол силикагелевых -15,45 %. Выход легких фракций при нагревании нефти до ЗОО 0С составляет 41 %,

Нефть пласта А4-6  башкирского яруса охарактеризована 2 поверхностными пробами.

Плотность нефти в поверхностных условиях - 0,905 г/см3. Содержание серы со­ставляет 2,88 %, парафина. - 3,95 %, смол силикагелевых - 28,84 %. Выход легких фрак­ций при нагревании нефти до 300°С составляет 38 %.

Таким образом, нефти верейских и башкирских отложений, по принятым класси­фикациям, средние по плотности в пластовых условиях (0.870-0.900 г/см3), высоковязкие (более 30 мПа*с), высокосернистые (более 1,8 %), парафинистые (1,5-6 %), высокосмолистые (более 15 %).

Свойства нефти пластов С1-II-IV визейского яруса изучены по пробам, отобран­ным из залежей, приуроченным к куполам II и III.

Нефть пластов С1-II-IV купола II представлена 1 пластовой и 1 поверхностной пробами и имеет следующие характеристики: давление насыщения нефти газом составля­ет 4 МПа, газонасыщенность - 7,7 м3/т, объемный коэффициент - 1,015 д.ед., плотность нефти в пластовых условиях - 0,927 г/см3, динамическая вязкость - 59,3 мПа с. Плотность нефти в поверхностных условиях - 0,938 г/см3, содержание серы составляет 3,45 %, парафина-1,39%, смол силикагелевых — 24,0 %.

Нефть пластов С1- II-V представлена 2 пластовыми и 2 поверхностными пробами и имеет следующие параметры: среднее давление насыщения нефти газом со­ставляет 3,6 МПа, газонасышенностъ - 6,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,016 д. ед., плотность нефти в пластовых условиях - 0,929 г/см3, динамическая вязкость - 57,3 мПа с. Плотность нефти в поверхностных условиях - 0,937 г/см3. Содержание серы составляет 4,64%, парафина - 1,55 %, смол силикагелевых - 22,14 %. Выход легхих фракций при нагревании нефти до 300°С составляет 24 %.

Нефти визейских отложений, по принятым классификациям, тяжелые по плотности в пластовых условиях (свыше 0,900 г/см3), высоковязкие (более 30 мПа*с), высокосерни­стые (более 1,8 %), высокосмолистые (более 15 %).

Состав газа охарактеризован по пробам нефти пласта А4.6.

Попутный газ имеет относительный удельный вес в среднем 1,371. В составе попут­ного газа -1,9 % углекислоты, 44,81 % азота, 4,61 % метана, 4,79 % этана, 0,04 % гелия.

На Юськинском месторождении были опробованы верейские, серпуховские, алексинские и турнейские отложения с получением пластовой воды и отбором ее проб. Ото­бранная проба воды из пласта В-Ш скв.245 (инт. 971-977 м) содержала примесь фильтрата бурового раствора, поэтому свойства пластовой воды не приводятся.