Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого»

Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, транспорт нефти

Курсовая работа

по дисциплине геологические основы нефтяных месторождений

Тема:

Геологическое строение Дубровского месторождения

Выполнил слушатель курсов

группы НЭ- 12

Атвиновская Т.В.

Проверил Пинчук А.П.

Гомель 2009

Содержание

Введение

Стратиграфическая и литологическая характеристика Дубровского месторождения

Тектоническая характеристика Дубровского месторождения

Нефтегазоносность Дубровского месторождения

Гидрогеологическая характеристика Дубровского месторождения

Построение геологического профиля

Заключение

Список использованных источников

Введение

Темой курсовой работы является «Геологическое строение Дубровского месторождения».

Цель курсовой работы:

- изучить геологическое строение нефтеносных горизонтов, их литологию, стратиграфию, а так же тектоническое строение залежей Дубровсккого месторождения;

- дать гидрогеологическую характеристику месторождения;

- описать нефтегазоносность;

- научиться строить профиля.

В административном отношении Дубровское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

В орографическом отношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120м до +162м. Повышенные участки (около 70% территории) покрыты сосновым и лиственным лесом.

Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река - Днепр и ее притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7⁰С. Среднегодовое количество осадков 550 - 650мм. Глубина промерзания грунта 0,8 - 0,9м.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод и сдается в нефтепровод Дружба. Попутный газ утилизируется на Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.

Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.

Дубровская структура выявлена в 1976 году по поверхности подсолевых отложений в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом “Белоруснефтегеофизика”.

Дубровское месторождение открыто РУП ПО Белоруснефть в 1979 году, скважиной 1, в которой получен приток нефти из карбонатных отложений семилукского горизонта.

В феврале 1980 года в скважине 3 получен приток нефти из межсолевых отложений.

В мае 1982 года в скважине 5 получен приток нефти при испытании в колонне саргаевского горизонта.

В июне 1989 года в скважине 27 получен приток нефти с буровым раствором из лебедянских отложений. С января 1980 года месторождение находится в опытно-промышленной эксплуатации.

За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:

по внутрисолевым залежам - 18 тыс.т

по елецко-задонской залежи - 1582 тыс.т

по семилукской залежи - 210 тыс.т.

1. Стратиграфическая и литологическая характеристика Дубровского месторождения

Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к северной тектонической зоне Припятского прогиба.

В геологическом строении месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхние соленосные - галитовая и глинисто-галитовая; надсолевая.

Породы кристаллического фундамента (AR + PR₁) вскрыты скважиной 1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами.

Вскрытая толщина 2 метра.

Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы (PR₂, D ₂ vtb+pr, D₂nz, D₂ st, D₃ ln).

Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами с подчиненными прослоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей.

Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений в скважине 1 - 371 метра.

Подсолевая карбонатная толща (D₃, sr, D₃ sm, D₃ rch, D₃ vr, D₃ ev), с которой связана нефтеносность месторождения, сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евлановского горизонтов. Нефтенасыщенными являются породы саргаевского и семилукского горизонтов.

Саргаевский горизонт (D₃ sr) согласно залегает на поверхности ланских отложений, вскрыт скважинами 1,5,6,7,9,13,16,28,29,30,36,37. Литологически горизонт представлен доломитами и известняками серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными, в разной степени глинистыми, трещиноватыми с прослоями мергелей.

Толщина горизонта изменяется от 36 (скважина 16) до 46 (скважина 36) метров.

Отложения семилукского горизонта (D₃sm) залегают согласно на саргаевских породах, вскрыты скважинами 1,5,6,7,9,13,16,28,29,30,36,37. Сложены они преимущественно доломитами серыми, плотными, крепкими, массивными с прослоями доломитов интенсивно пористых, кавернозных, трещиноватых.

Толщина пород варьирует от 18,5 (скважина 36) до 27 ( скважина 7) метров.

Речицкий горизонт (D₃ rch) залегает несогласно на семилукских отложениях, вскрыт теми же скважинами. Представлен глинисто-карбонатными породами - пестроцветными глинами, мергелями с прослоями глинистых известняков и глинистых доломитов. Породы плотные, средней крепости. Толщина горизонта колеблется от 3,6 (скважина 30) до 35 (скважина 13) метров.

Воронежские отложения (D₃ vr) залегают на размытой поверхности речицкого горизонта. Вскрыты скважинами 1,5,6,7,9,13.,16,28,29,30,36,37. Сложены карбонатными породами. В разрезе преобладают известняки серые, массивные, плотные, крепкие, микрозернистые, трещиноватые. Встречаются доломиты темно-серые, массивные, плотные, крепкие, местами слабоглинистые за счет микропрожилков глин.

Вскрытая толщина изменяется от 35 (скважина 30) до 91 (скважина 13) метров.

Евлановский горизонт (D₃ ev) в своей несолесодержащей части представлен кустовницкими слоями, сложенными ритмичным переслаиванием глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов.

Толщина кустовницких слоев колеблется от 40 (скважина 1) до 48 (скважина 13) метров.

Нижняя соленосная толща представлена евлановским и ливенским горизонтами ( D₃ ev + D₃ lv). На подстилающих воронежских отложениях залегает несогласно. Вскрыта в скважинах 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 13, 16, 18, 28, 29, 30, 36, 37. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, мергелей, известняков, ангидритов, доломитов. Толщина нижнесоленосной толщи варьирует от 342 (скважина 36) до 352 (скважина 13) метров.

Межсолевая толща включает домановичский, задонский, елецкий и петриковский горизонты фаменского яруса верхнего отдела девонской системы (D₃ dm, D₃ zd, D₃ el, D₃ ptr). Толща согласно залегает на ливенских отложениях.

Домановичский горизонт (D₃ dm) представлен мергелями темно-серыми, доломитисто-известковыми, мелкокристаллическими. Вскрытая толщина изменяется от 18 (скважина 1) до 45 ( скважина 16) метров.

Отложения задонского горизонта (D₃ zd) несогласно залегают на домановичских и вскрыты в скважинах 1, 2, 4-10, 12, 13, 16, 18, 24, 28-30, 36, 37. Литологически разрез задонского горизонта представлен известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровключениями темно-коричневой нефти по микротрещинам, реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости.

Толщина отложений варьирует от 111 (скважина 1) до 187 (скважина 13) метров.

Породы елецкого горизонта (D₃ el) несогласно залегают на задонских и вскрыты почти во всех скважинах.

Литологически представлены известняками коричневато-серыми, мелкозернистыми, массивными, доломитизированными, кавернозными, трещиноватыми. По трещинам и кавернам выпоты светло-коричневой нефти. Встречаются стиллолитовые швы, выполненные углистым веществом и глинистыми материалами, остатки ископаемой фауны. Реже встречаются доломиты коричневато-серые, глинистые, участками известковистые, микро-мелкозернистые, массивные, плотные.

С отложениями елецкого горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения.

Вскрытая толщина изменяется от 45 (скважина 9) до 265 (скважина 4) метров.

Отложения петриковского горизонта (D₃ ptr) несогласно залегают на нижележащих елецких образованиях. Вскрыты они во всех скважинах и представлены чередованием мергелей и известняков. Мергель темно-серый, плотный, крепкий, местами переходящий в глинистый известняк.

Известняк темно-коричневый, микрозернистый, плотный, крепкий, местами доломитистый с микропрожилками карбонатно-глинистой породы черного цвета.

Толщина отложений варьирует от 8,5 (скважина 18) до 82 (скважина 13) метров.

Верхнесоленосная галитовая толща в составе лебедянского и найдовских слоев оресского горизонтов несогласно перекрывает межсолевые отложения и представлена каменной солью с прослоями мергелей, доломитов, известняков, ангидритов.

Нефтеносность связана с внутрисолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, крепких, перемятых с трещинами произвольного ориентирования. Отмечается множество каверн, на отдельных образцах отмечены еле видимые выпоти нефти из микропор.

Общая толщина верхнесоленосной галитовой толщи от 607 (скважина 30) до 808 (скважина 12) метров.

Верхнесоленосная глинисто-галитовая толща представлена оресским, стрешинским, нижнеполесским горизонтами. Сложена каменной солью, которая переслаивается с мергелями, глинами, реже доломитами, ангидритами, калийной солью.

Толщина отложений изменяется от 784 (скважина 24) до 1257 (скважина 18) метров.

Надсолевая толща состоит из отложений девонской и каменноугольной систем палеозойской; триасовой, юрской, меловой систем мезозойской; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратем. Сложена терригенными и карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремния, гравийных зерен кварца; ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом.

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 (скважина4) до 1418 (скважина 24) метров.

2. Тектоническая характеристика Дубровского месторождения

Кристалический фундамент разбит на сложную систему блоков с субширотными нарушениями и более древними субмеридиональными и относится к герцинскому структурному комплексу.

В осадочном чехле Дубровской площади, как и всей Северной структурно-тектонической зоне прогиба, по степени и характеру дислокаций выделяются три структурных этажа: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития прогиба и охватывает подсолевые отложения, которые имеют преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания, определенные разрывными нарушениями.

По поверхности подсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой моноклинальный блок клинообразной формы, ограниченный с юго-запада и юго-востока нарушениями сбросового типа.

По сейсмическим данным амплитуда регионального юго-западного нарушения составляет 150 - 200 метров. Скважина 30 вскрыла подсолевые отложения промежуточного блока сбросовой системы. Амплитуда сброса составляет 65 метров.

Поднятие характеризуется моноклинальном залеганием пород с общим падением в северо-восточном направлении, угол падения составляет в среднем 5 градусов.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогеновому этапу развития прогиба.

По поверхности межсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой брахиантиклиналь, осложенную с юго-запада и юго-востока нарушениями, прослеживающимися из подсолевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30 - 70 метров). Размеры брахиантиклинали в пределах изогипсы 2800 составляют 2700-2300 метров.

Нефтеносность месторождения установлена в елецких и петриковских, а также внутрисолевых пластах лебедянского горизонта данного структурного этажа.

Поверхность внутрисолевого пласта представляет собой небольшое локальное поднятие, южный склон которого осложнен рядом синклиналей и антиклиналей небольшой амплитуды порядка 40-80 метров.

Залежи нефти приурочены в основном к мульде между синклиналями и антиклиналями.

Верхний структурный этаж включает мезо-кайнозойские отложения, соответствует познеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

3. Нефтегазоносность Дубровского месторождения

тектонический месторождение геологический литологический

Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого и семилукского горизонтов.

Внутрисолевая залежь лебедянского горизонта представлена двумя пластами - верхним и нижним.

Нефтенасыщенная толщина верхнего пласта, выделенная по данным ГИС, изменяется от 2,8 (скв.21) до 25,6 (скв.27)

С верхним пластом связаны: Дубровский участок (скв.3, 6, 8, 7, 21, 27, 28, 33, 34, 39, 40, 41) и Елизаровский участок (скв.10, 11, 9017 и 9025). Границы Дубровского участка проведены на серединах расстояний между скважинами, имеющими коллектор, и скважинами, в которых коллектор отсутствует. Границы Елизаровского участка: на севере, востоке и западе - на середине расстояния между скважинами, в которых по данным ГИС выделен коллектор (скв.10, 11, 9017 и 9025) и скважинами в которых коллектор не выделен (скв.1, 9016); на юге - по тектоническому нарушению (по данным Упргеологии).

По внутрисолевым отложениям лебедянского горизонта Дубровского участка с отбором керна пройдено 354,5м, вынос керна составляет 62,6%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов 25,3%.

Среднее значение полной пористости известняков внутрисолевых отложений составляет 3,5%, открытой - 2,7%. Полная пористость доломитовых разностей, в среднем, составляет 4,0%, открытая - 3,1%. Без учета литологии абсолютная пористость карбонатных пород лебедянского горизонта составляет 3,7%, открытая - 2,8%.

Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород внутрисолевых отложений равны 6,2% и 3,0%, а открытой емкости - соответственно, 5,4% и 2,52%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для пород внутрисолевых составляет 0,48.

Анализ данных по проницаемости пород внутрисолевых отложений, практических выводов сделать не позволяет, так как большинство из исследованных образцов (37 из 46) - непроницаемы, а остальные обладают проницаемостью 0,01мкм².

Продуктивные внутрисолевые отложения сложены, в основном, известняками и их разностями с подчиненными прослоями доломитов, мергелей и глин. Коллекторы представлены известняками слабоглинистыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Распределение коллекторских свойств в залежи внутрисолевого прослоя обусловлено неоднородностью распространения коллекторов по ее разрезу и площади.

Коэффициент песчанистости составляет 0,117 доли ед., коэффициент расчлененности - 2,66 доли ед.

Проницаемость принята по залежи 0,040мкм².

По внутрисолевым отложениям лебедянского горизонта Елизаровского участка вынос керна составляет 45,2м (скв.10) и 68,2м (скв.9017).

Пластами-коллекторами являются известняки микрокристаллические, трещиновато-кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Нефтенасыщенная толщина, выделенная по данным ГИС, изменяется от 3,8м (скв.9025) до 22,7м (скв.10).

Коэффициент песчанистости составил 0,127 доли ед., коэффициент расчлененности - 6,5 доли ед.

Проницаемость пород по данным гидродинамических исследований скважины 10, варьирует от 0,001021мкм² до 0,003313мкм² и в среднем составляет 0,017мкм².

По нижнему пласту выделяется одно поле (скважина 27), ограниченное литологически. Нефтенасыщенная толщина пластов-коллекторов нижнего пласта в скважине 27 составляет 30,2м.

Внутрисолевые отложения испытаны в открытом стволе в скважинах 1, 3, 12, 21, 24, 25, 27, 31, 38. Приток получен только в скважине 27 из нижнего пласта - глинистый раствор с нефтью дебитом 140,4м³/сут.

Залежь нефти внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта относится к массивно-пластовым, литологически ограниченным.

Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта и опробована 34 скважинами. При испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 0,624м³/сут (скв.4) до 716,39м³/сут (скв.34).

Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга и запада, литологически - с востока, с севера ограничена контуром нефтеносности. Размеры залежи: 2,2км х 2,5км, высота 150м.

Условный ВНК принят на абсолютной отметке -2873м, по данным ГИС в скважинах 3, 4, 6, 7, 8 и утвержден ГКЗ в 1985 году.

По задонско - елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на 136 образцах. Эта величина изменяется от 0,0000033мкм² до 0,1463мкм², и в среднем составляет 0,006056мкм². Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта колеблется от 0,0000754мкм² до 0,00185мкм² при среднем значении 0,000586мкм² (10 определений).

Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,0000053мкм² до 0,044мкм² и в среднем составляет 0,006816мкм² (12 определений).

Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещиноватые. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам. Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.

Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед.

Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2м (скв.4) до 101м (скв.26). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%, нефтенасыщенность - 81,4%.

Фильтрационные характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34. Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьирует от 0,001305мкм² до 0,2039мкм² и в среднем составляет 0,0264мкм² (82 определения). Для полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены также коэффициент продуктивности (87,93м³/сут*МПа), гидропроводность (58,61мкм²*см/Мпа*с), пьезопроводность (1854,03см²/с).

Приведенные данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, что подтверждалось высокими дебитами скважин.

Семилукская залежь нефти вскрыта скважинами 1, 5, 6, 7, 9, 16, 28, 29, 36, и 37. При испытании семилукских отложений в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 96м³/сут (скв.5) до 187м³/сут (скв.1). В водоносной части залежи пробурены скважины 6, 7, 9, 16.

Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная с юга, запада и востока, с севера - контуром нефтеносности. Размеры залежи: 2,3км х 1,0км, высота 90м.

Условный ВНК принят на отметке - 3736м, определен на середине расстояния между подошвой нижнего нефтенасыщенного пласта по скважине 1, и кровлей верхнего водонасыщенного пласта в скважине 7.

По семилукскому горизонту с отбором керна пройдено 92,0м, вынос керна составил 62,4%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов - 52,6%. Полная пористость известняков семилукского горизонта определена только на двух образцах и составляет 0,55%, отрытая пористость - 1,81%. Доломиты семилукского горизонта обладают абсолютной пористостью 2,43%.

По данным 49 определений семилукского горизонта средние значения полной емкости каверн и пор и открытой емкости равны 7,3% и 4,1%, а полная и открытая емкость каверн составляют 6,8% и 3,9%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для пород семилукского горизонта составляет 0,56.

Рассмотрение приведенных величин полной и открытой пористости, полученных с использованием методик Мельчера и Преображенского показывает, что значения их низки и полной емкости пород-коллекторов не отражают.

Анализ данных по проницаемости пород подсолевых отложений, практических выводов сделать не позволяет, так как большинство из исследованных образцов (84 из 92) - непроницаемы, а остальные обладают проницаемостью 0,01мкм².

Продуктивные семилукские отложения сложены доломитами с прослоями известняков, мергелей, глин и ангидритов. Коллекторами являются слабоглинистые вторичные доломиты в разной степени трещиноватые и кавернозные.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Коллектора семилукской залежи приурочены к верхней и средней части горизонта, улучшение фильтрационных свойств наблюдается по разрезу сверху вниз.

Коэффициент песчанистости по залежи составляет 0,507 доли ед., коэффициент расчлененности - 1,5 доли ед.

Эффективная нефтенасыщенная толщина, по данным ГИС, изменяется от 10,9м (скв.29) до 15,0м (скв.37), средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 11,4м. Максимальные толщины выделены в южной сводовой части залежи. Средневзвешенная по толщине величина открытой пористости составляет 7,8%, среднезвешенное значение нефтенасыщенности по залежи равно 82%.

Проницаемость семилукской залежи определена по данным гидродинамических исследований скважин 1, 5, 28 и 36. Проницаемость пород варьирует от 0,00121мкм² до 0,1101мкм² и в среднем составляет 0,022мкм² (48 определений).

4. Гидрогеологическая характеристика Дубровского месторождения

Гидрогеологическая характеристика Дубровского месторождения даётся на основании данных, полученных в процессе опробования и испытания пластов, химических анализов вод, а также по аналогии с соседними площадями северо-восточной части Припятского прогиба.

В районе месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод. По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

В свою очередь гидрогеологические этажи разделяются на ряд водоносных комплексов.

Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

- верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

- нижний надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

- водоносных комплекс межсолевых отложений;

- водоносный комплекс подсолевых отложений.

Верхний надсолевой водоносный комплекс включает антропогеновый, палеогеновый, меловой, юрский, триасовый водоносные горизонты. Литологически комплекс представлен песками, слабосцементированными песчаниками с прослоями глин, суглинков, трещиноватыми кавернозными известняками, трещиноватым мелом. Подземные воды описываемого комплекса находятся в зоне активного водообмена. Воды пресные с минерализацией не превышающей 1 грамм на литр, гидрокарбонатно-натриевого или гидрокарбонатно-кальциевого типа (классификация В.А.Сулина). Водоупорами служат глины нижнего мела, юры, триаса.

Нижний надсолевой водоносный комплекс относится к зоне замедленного водообмена и включает в себя пермский, каменноугольный и верхнедевонский горизонты. Водовмещающими породами являются песчаники, реже известняки.

Специальных гидрогеологических исследований описываемого комплекса на месторождении не проводилось, поэтому воды изучены недостаточно. По аналогии с соседним Первомайским месторождениям воды можно отнести к хлоридно-кальциево-сульфатному типу с минерализацией 223-287 грамм на литр, они содержат значительное количество сульфатов и небольшое - брома, йода, аммония. Дебиты воды колеблются в пределах 30-345 м³/сут.

Температура вод изменяется от 15 до 35 ⁰ С.

Нижним водоупором служат верхнесоленосные отложения, представленные в основном каменной солью с прослоями мергелей, известняков, песчаников и глин.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена. Водовмещающие породы представлены известняками и доломитами.

При испытании межсолевых отложений в открытом стволе притоки воды дебитом от 4,8 (скважина 12) до 260 (скважина 4) м³/сут получены в скважинах 1, 2, 3,4, 5, 8, 10, 11, 12, 18, 23, 28. Гидропроводность изменяется от 0,17 (скважина 4) до 33,59 (скважина 11) дарси_*см/сп³, что свидетельствует о неоднородности коллекторских свойств вмещающих пород.

При испытании в колонне дебиты изменяются от 6,7 (скважина 4) до 132 (скважина 23) м³/сут. Приемистость составляет 528 м³/сут при давлении 5,0 МПа (скважина 23).

По химическому составу пластовые воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа ( по классификации В.А. Сулина) с минерализацией 301 -381 кг/м³ и удельным весом 1,231 - 1,252 г/см³.

Содержание микроэлементов составляет: брома - 2,02 - 3,14, йода - 0,013-0,046, аммония - 0,420-1,059 г/л. Температура водоносных пластов в среднем 85^оС.

Набор микроэлементов является характерным для закрытых водовмещающих резервуаров с водами, подвергшимися метаморфизации при взаимодействии с водами осадочной толщи и представляет собой закрытую систему с весьма замедленным водообменом.

Водоносный комплекс подсолевых отложений приурочен к зоне весьма замедленного водообмена и включает две различные по литологическому составу толщи: терригенную и карбонатную.

Водовмещающими породами карбонатной толщи являются кавернозные, трещиноватые доломиты, известняки. Водовмещающие отложения терригенной толщи представлены алевролитами и песчаниками с отдельными маломощными прослоями карбонатных пород.

Дебиты пластовых вод при испытании в процессе бурения изменяются от 11,6 (скважина 6) до 211,6 (скважина 7 ) м³/сут, гидропроводность от 1,27 до 10,27 дарси.см/сп³.

В эксплуатационной колонне дебиты скважин колеблются от 0,127 (скважина 6) до 97,4 (скважина 29) м³/сут. Приемистость водоносных пластов изменяется от 25,93 при давлении 20 Мпа :скважина 6) до 360 м³/сут при 10Мпа (скважина 1).

Пробы воды по подсолевому водоносному комплексу получены в скважинах 1, 6, 7, 16. Воды представляют собой крепкие рассолы хлоридно-кальциевого типа ( по В.А.Сулину) с минерализацией от 334,27 (скважина 7) до 380,97 (скважина 6) мг/л и плотностью 1,231 (скважина 1) - 1,256 (скважина 16) г/см³.

Рассолы высокоминерализованные, коррелятивный коэффициент Na/CL имеет значение 0,25 - 0,52. Коэффициент Na/Br^.Н, характеризующий степень закрытости структуры, имеет значение 0.01-0.02. Сульфатность изменяется от 69,96 до 333,32 мг/л.

Микроэлементы содержатся в следующих количествах: йод - от 10.43 (скважина 7) до 33,85 (скважина 1) мг/л; бром - от 20,7 (скважина 7) до 3,17(скважина 6) г/л; аммоний - 453,16 (скважина 7) до 671,09 (скважина 1) мг/л.

Заключение

Тема курсовой работы «Геологическое строение Дубровского месторождения».

При написании данной курсовой работы изучили и описали геологическое строение нефтеносных горизонтов, их литологию, стратиграфию, а так же тектоническое строение залежей Дубровского месторождения; дали гидрогеологическую характеристику месторождения, также была описана нефтегазоносность месторождения, в пятом разделе курсовой научились строить профиля.

Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к северной тектонической зоне Припятского прогиба.

Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого и семилукского горизонтов.

Пластами-коллекторами являются известняки микрокристаллические, трещиновато-кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:

по внутрисолевым залежам - 18 тыс.т

по елецко-задонской залежи - 1582 тыс.т

по семилукской залежи - 210 тыс.т.

Список литературы

1. А.И. Кононов, И.П. Карасев, И.Е. Котельников, П.Б. Цалко: Структурно-тектонические критерии нефтегазонакопления в девонских отложениях Припятского прогиба. - «Проблемы тектоники Припятского прогиба». - Мн.: Наука и техника, 1974. 31-41 с.

2. В.Н. Макаревич, В.С. Конищев: Соотношение структурных планов соленосных толщ и подсолевых отложений Припятского прогиба. - «Проблемы тектоники Припятского прогиба». - Мн.: Наука и техника, 1974. 52-61 с.

3. Конищев В.С. Соляная тектоника Припятского прогиба. - Мн.: Наука и техника, 1975. - 148 с.

4. Порошин В.Д. Районирование нефтегазоносных комплексов Припятского прогиба по геотермическим данным / В.Д. Порошин, В.А. Коровкин // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. Отеч. опыт - М.: ВИЭМС, 1987. - Вып. 12. - С. 1-6.

Размещено на Allbest.ru

...