Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение, нефтегазоносность Заречного месторождения

Геологическое строение, нефтегазоносность Заречного месторождения

Сведения о запасах углеводородного сырья. Поисковое и эксплуатационное бурение. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Геологическое строение нефтяного месторождения и залежей. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.01.2014
Размер файла 211,0 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Отчет о производственной практике

Геологическое строение, нефтегазоносность заречного месторождения

студента 4 курса геологического факультета

Бранова Артема Алексеевича

Саратов 2009

Введение

Основной целью производственной практики является закрепление, углубление и систематизация теоретических знаний, полученных в период обучения в университете. Приобретение практических, трудовых и организационных навыков по специальности проходит в процессе работы на предприятиях и в организациях.

Для прохождения первой производственной практики мною было выбрано ООО «Саратовнефтегаз», а конкретно Багаевский цех по добыче нефти и газа. Прохождение практики было с 02.07.2009 по 27.08. 2009г. К концу практики мне был предоставлен материал по Заречному месторождению.

Заречное месторождение расположено на левом берегу р. Волга, в пределах Энгельсского района Саратовской области, в 28.5 км к юго-западу от районного центра пос. Степное и Советское.

Месторождение находится в районе действующих нефтепроводов, газопроводов и нефтепромыслов. Нефтепровод Саратов-Самара проходит в 18 км северо-западнее скв. № 1, газопровод Саратов-Москва-- в 12.7 км севернее.

Ближайшее месторождение, запасы которого утверждались в ГКЗ СССР -- Южно-Генеральское, находящееся в 60 км на северо-запад, а также Южно-Грязнушинское, расположенное в 4 км к северу от структуры, Алексеевское, Осиновское.

Заречное газонефтяное месторождение открыто и введено в эксплуатацию в 2001г. Нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях пород коллекторов пласта D2vbV Воробьевского горизонта среднего девона, выявлена одна газонефтяная залежь, тектонически экранированная, подстилаемая водой. Размер залежи - 1.6х1.0 км, высота около 22 м. Размер газовой шапки 1.2х0.6 км, высота - 8 м.

Запасы углеводородного сырья утверждены ЦКЗ РФ (протокол №173-2002(м) от 02.04.2002г). По состоянию 01.01.2007 г. на Государственном балансе числятся геологические запасы нефти категории А+В+С1: начальные балансовые/извлекаемые 1185/620 тыс. т., КИН - 0,523. Свободного газа категорий А+В+ С1 (газ газовой шапки) -- 77 млн. м3.

По состоянию на 01.01.2007 г. на месторождении пробурено четыре скважины, все скважины находятся в действующем фонде и эксплуатируются фонтанным способом.

Территория работ представляет собой холмистую нерасчлененную гидрографической сетью равнину, имеющую сглаженные, мягкие формы рельефа, наклоненную в сторону реки Волга, с овражно-балочной сетью. Ближайшая река -- Саратовка находится севернее на 11 км, р. Волга -- северо-западнее на 24 км. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +60 м до +120 м.

Климат района резко континентальный, с сухим жарким летом и холодной малоснежной зимой. Средняя температура летом +24оС, с максимумом до+40оС, зимой -- минус 15оС с минимумом до -35о _ -40о С.

Растительность степная, культурная растительность полей аграрно-промышленного комплекса, полезащитные лесные полосы и кустарниковые массивы по речным долинам, балкам, оврагам.

Ближайшие железнодорожные станции: Покровск - в 28.3 км северо-западнее скв. № 1 Заречного месторождения и Безымянная - в 6 км юго-западнее скв. № 3. Обзорная схема района работ приведена на рисунке 1.

К отчету по производственной практики Бранова А.А.

Рисунок 1. Обзорная карта Заречного месторождения

Глава 1. История геолого-геофизического изучения

1.1 Основные этапы геологоразведочных работ

В целом, геологоразведочные работы, проведенные в пределах Степновского сложного вала, можно разделить на три этапа:

1. поиск залежей и оценка перспективных зон для постановки геолого-геофизических работ, 1945-1982гг.;

2. региональные исследования, сейсморазведка МОГТ, разведка залежей поисковым бурением с целью оконтуривания и получения необходимых геолого-геофизических данных для подсчета запасов по промышленным категориям, 1982-2000гг.;

3. доразведка залежей, сейсморазведка 3D, разбуривание, оконтуривание выявленных залежей, поиск новых залежей по разрезу и по площади, а также уточнение подсчетных параметров продуктивных пластов, 2000-2003гг.

В период с 1982 по 2000гг. в пределах Степновского вала было подготовлено 20 структур, в том числе и Заречная структура, расположенная в центральной части.

1.2 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

Заречное месторождение открыто в июне 2001г, при бурении поисковой скв. № 1, в ходе испытаний в открытом и обсаженном стволе, при перфорации воробьевского пласта в интервале глубин 2195-2198 м (минус 2104,9 - 2107,9) были получены промышленные притоки нефти и газа. В пределах месторождения, по состоянию на 01.01.2007 г., на воробьевские отложения пробурено четыре скважины. Скважина № 1, заложенная в центральном блоке сводовой части одноименного поднятия и открывшая промышленную продуктивность залежи в терригенных отложениях пласта D2vbV воробьевского горизонта (перфорация, ГИС, опробование), практически дала подробное представление о геологическом строении в исследуемом районе. Вышеназванная скважина вскрыла ардатовский риф, мощность пласта известняка D2arIV в скважине составляет 70-75 м. Скважина на глубине 2320 м достигла рифейские отложения.

В связи с открытием месторождения, буровые работы на поднятии были продолжены. К северо-западу от скважины № 1 пробурена скважина № 3 -- Заречная, также оказавшаяся продуктивной и подтвердившая существование ардатовского рифа. Глубина забоя 2298 м, вскрыты породы рифея. При перфорации пласта D2vbV в интервале 2194-2198 м (абсолютные отметки минус 2106.8 - 2110.8) получен приток нефти и газа.

К югу от скважины № 1 пробурена скважина № 4, которая в разработку не вводилась, так как, несмотря на проведенные ГТМ, притоков нефти промышленного значения получено не было. В связи с малодебитностью, из скважины № 4 был забурен боковой ствол № 4бис, достигший забоя 2300 м и вскрывший рифейские отложения. Скважина вскрыла разрывное нарушение с амплитудой до 10 м, по которому из разреза выпали известняки верхней части воробьевского горизонта. При опробовании испытателем пластов на бурильных трубах (ИПТ) в песчаниках воробьевских отложений из интервала 2202.5 - 2209 м (минус 2105.1 - 2108.1), получен приток нефти и газа.

В конце 2006 года пробурена проектная оценочная скважина № 5 с глубиной забоя 2250 м. Рекомендованный интервал для получения продукции, по результатам ГИС, приурочен к пласту D2vbV воробьевского горизонта. При перфорации пласта D2vbV в интервале 2193.5 -2197.4 м получен приток безводной нефти и газа.

Всего в пределах Заречного месторождения, по состоянию на 01.01.2007 г. пробурено четыре скважины (№№ 1, 3, 4, 5). В процессе выполненных работ по разбуриванию месторождения, изучению кернового материала, проб нефти, газа, воды, результатов детальных исследований скважин, уточнены параметры пластов и насыщающих их флюидов, произведена геометризация воробьевской залежи, подсчитаны балансовые запасы нефти и газа, уточнено геологическое строение месторождения (1).

Сведения об объемах бурения и текущем состоянии скважин представлены в таблице 1.

Таблица 1. Характеристика пробуренных скважин. Заречное месторождение

№ скв.

Категория скважин

Начало бурения

Окончание бурения

Забой скважины

Состояние 01.01.2007г.

1

П

16.03.2001

03.06.2001

2299.88

действующая

3

П

21.06.2001

21.08.2001

2297.90

действующая

4

П

10.09.2001

07.11.2001

2323.00

Забурен боковой ствол

4бис

П-О

17.02.2002

10.04.2002

2300.00

действующая

5

О

19.09.2006

22.11.2006

2250.00

действующая

1.3 Отбор и исследования керна

Керновый материал по воробьевским отложениям Заречной площади был получен со скважин №№ 1, 3, 4, 4бис и представлен терригенными породами, в основном, мелкозернистыми песчаниками.

Исследования на керновом материале по определению пористости (Кп) и проницаемости (Кпр) проводились в институте «НВНИИГГ». Также были проведены исследования по определению плотности породы и параметра насыщения, что позволило построить петрофизические зависимости Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв).

Сведения об объеме выполненных исследований представлены в таблице 2.

По результатам исследований керна пористость коллекторов варьирует в пределах от 2.9 до 24.8 %, в среднем составляя 16.1 %; водоудерживающая способность - от 12.2 до 27 %, среднее значение составляет 18.6 %. Интервал изменения проницаемости - от 0.007 до 1.327 мкм2, при среднем значении в 0.58 мкм2.

Таблица 2. Стандартные исследования керна из разведочных скважин. Заречное месторождение

Индекс пласта

Пористость, (Кп), %

Проницаемость (Кпр), мкм2

Водоудерживающая способность (Квс), %

Количество скважин по видам анализов

Кол-во анализов, шт.

Значение

Кол-во анализов, шт.

Значение

Кол-во анализов, шт.

Значение

Кп

Кпр

Квс

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее

D2vbV

33

2.9

24.8

16.1

33

0.007

1.327

0.58

10

12.2

27

18.6

4

4

4

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическая расчлененность разреза соответствует типовым для Степновского Нефтегазового района. В основу стратиграфического деления положена унифицированная схема Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, утвержденная в 1988г.

Литолого-стратиграфический очерк составлен по материалам глубокого бурения скв.№1, данным площадей (Северо-Стрепетовской, Стрепетовской, Алексеевской, Южно-Грязнушинской) и сейсморазведки. Толщины приведены по данным бурения скважин вышеуказанных площадей. В осадочном чехле легко различаются четыре структурных этажа: верхнепротерозойский, палеозойский, мезозойский и неоген-четвертичный.

В геологическом строении осадочного чехла месторождения принимают участие отложения следующих систем: девонской, каменноугольной, пермской, юрской, неогеновой. В описании разреза приведены средние значения толщин.

Протерозойская акротема

Литологически представлена песчаниками от светло-серого до красновато-бурого цвета, тонкозернистыми, очень плотными. Вскрытая толщина 20 м.

Палеозойская эратема

Девонская система

Средний отдел

Эйфельский ярус

Верхний подъярус

Клинцовский горизонт

Отложения клинцовского горизонта на структуре отсутствуют.

Мосоловский горизонт

Сложен известняками серыми, темно-серыми, плотными, массивными, в различной степени глинистыми, с прослоями аргиллитов плотных, темно-серых. Толщина составляет 25 м.

Черноярский горизонт

Аргиллиты серые, буровато-серые, зеленовато-серые, тонкослоистые, имеют многочисленные отпечатки растительных остатков. Толщина 10 м.

Живетский ярус

Старооскольский надгоризонт

Воробьевский горизонт

По литологическим признакам разделяется на три пачки. Верхняя пачка сложена аргиллитами серыми, темно-серыми, тонкослоистыми. Толщина пачки около 15 м. Средняя пачка - терригенно-карбонатная. В верхней части развит прослой известняка толщиной 3-4 м. Известняк мелкозернистый, плотный, местами сильно глинистый. Песчаники серые, крупнозернистые с мелкими растительными остатками, обладающие хорошими коллекторскими свойствами. Толщина средней пачки - 55м. Нижняя пачка терригенная, представлена переслаиванием песчаников и аргиллитов, толщина пачки - 25 м. Отражающий горизонт пD2vb, приуроченный к подошве воробьевских отложений, находится на абсолютных отметках - 2155 - -2175 м. Толщина горизонта 100 м. С отложениями воробьевского горизонта связана промышленная продуктивность месторождения.

Ардатовский горизонт

Представлен двумя пачками. Верхняя пачка сложена известняками серыми, нередко органогенно-рифогенными. В последнем случае толщина его может достигать 50 и более метров, обычно составляет 10 - 15 м.

Нижняя пачка сложена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Песчаники разнозернистые, желтовато-серые, кварцевые, местами глинистые. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, плотные, местами песчанистые. Толщина 50-55 м.

Муллинский горизонт

Представлен аргиллитами серыми, темно-серыми, плотными. В верхней части горизонта находится пласт известняка, средней толщиной около 10 м. Известняк светло-серый, местами сильно глинистый, кое-где встречаются отпечатки створок раковин. Толщина 50 м.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижний подъярус

Коми надгоризонт

Пашийский+тиманский горизонты

В нижней части представлены отложениями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, кварцевые, в различной степени глинистые, косослоистые, с пиритовыми стяжениями, с растительными остатками, слабослюдистые. Отражающий горизонт пD3k - подошва карбонатного девона -- находится на отметках - 1910 - -1915м. Толщина 55м.

Отложения среднего и верхнего подъярусов франского яруса отсутствуют.

Фаменский ярус

Нижний подъярус

Задонский + елецкий горизонты

Известняки светло-серые, участками с коричневатым оттенком, слабо-окремнелые, плотные, массивные, не слоистые, местами с глинистыми прослоями. Иногда доломиты - светло-серые, плотные, кавернозные. Толщина 75 м.

Средний подъярус

Лебедянский + данковский горизонты

Представлены известняками серыми, участками с коричневатым оттенком, массивными, плотными, крепкими со стиллолитовыми швами, с редкими прослойками аргиллитов. Толщина 65 м.

Верхний подъярус

Заволжский надгоризонт

Известняк светло-коричневый, серый с коричневатым оттенком, мелкозернистый, плотный, крепкий. Видны трещины неправильной формы, заполненные аргиллитом. Толщина 50 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Турнейский ярус

Нижний подъярус

Ханинский надгоризонт

Малевский горизонт

Горизонт сложен известняками серыми, мелкозернистыми, плотными, участками трещиноватыми, кавернозными. Толщина 5 м.

Упинский горизонт

Представлен глинистыми известняками серыми, мелкозернистыми, с прослоями аргиллитов серых, слоистых, с отпечатками остатков флоры и фауны. Толщина 20 м.

Верхний подъярус

Шуриновский надгоризонт

Кизеловский + черепетский горизонты

Известняки серые, органогенно-обломочные, трещиноватые, с редкими включениями пирита, с отпечатками остатков фауны. Толщина 10м.

Визейский ярус

Нижний подъярус

Кожимский надгоризонт

Бобриковский горизонт

Представлен песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями аргиллитов серых, плотных, слоистых, слюдистых, сланцеватых, с остатками флоры и фауны. Толщина 25 м.

Верхний подъярус

Окский надгоризонт

Тульский горизонт

Сложен аргиллитами темно-серыми, жирными, слоистыми, с включениями пирита и отпечатками животных и растительных остатков, с маломощными прослоями песчаника светлого, плотного, мелкозернистого. В кровле и подошве горизонта залегают пласты известняка плотного, среднезернистого. Толщина 25 м.

Алексинский горизонт

Чередование глин и известняков. Известняки светло-серые, мелко- и среднезернистые, плотные с подчиненными прослоями глин известковистых. По сейсмическим данным отражающий горизонт nC1al вскрыт на абсолютных отметках -1605 - -1635м. Толщина 35 м.

Серпуховский + визейский ярусы (карбонатная часть)

По литологическому составу отложения ярусов представлены известняками среднезернистыми, плотными, крепкими, с включениями кальцита, прослоями доломитизированными. Толщина 330 м.

Средний отдел

Башкирский ярус

Прикамский + черемшанский горизонты

Представлены известняками серыми, среднезернистыми, крепкими, участками трещиноватыми, пористыми, с включениями кальцита. Толщина 35 м.

Мелекесский горизонт

Сложен аргиллитами серыми, плотными, слюдистыми, с прослоями алевролитов. В нижней части горизонта выделяется пачка известняков плотных, мелкозернистых, трещиноватых.

Отражающий горизонт пC2mk коррелируется на абсолютных отметках -1315 - -1345м. Толщина 35 м.

Московский ярус

Нижний подъярус

Верейский горизонт

По литологическому признаку делится на две пачки. Верхняя пачка сложена аргиллитами серыми, слюдистыми, плотными. В составе верхней пачки находится прослой известняка.

Нижняя пачка представлена песчаниками полимиктовыми, средней крепости с прослоями аргиллитов. Толщина 130 м.

Каширский горизонт

Сложен известняками и разделен на две пачки. Нижняя пачка представлена плотными известняками, местами окремнелыми. Верхняя - известняками глинистыми, среднезернистыми. Толщина 110м.

Верхний подъярус

Подольский горизонт

Представлен известняками серыми, среднезернистыми, с прослоями доломитов крепких, трещиноватых. Толщина 170м.

Мячковский горизонт

Сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, плотными, участками трещиноватыми, прослоями доломитизированными. Толщина 120м.

Верхний отдел

Касимовский ярус

Ярус представлен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, плотными, прослоями сильно глинистыми. К отложениям касимовского яруса приурочен маломощный прослой «шляховских» глин - 10 - 15м. Толщина 170 м.

Гжельский ярус

Известняки трещиноватые, с включениями кальцита и пирита, участками доломитизированные. Толщина 140м.

Пермская система

Нижний отдел

Ассельский + сакмарский ярусы

Представлены глинистыми и доломитизированными известняками и крепкими доломитами. Толщина 90 м.

Верхний отдел

Татарский ярус

Со стратиграфическим несогласием на нижнепермских отложениях залегают аргиллитоподобные глины с многочисленными гнездами белого ангидрита.

Отражающий горизонт пP2t картируется на абсолютных отметках минус 372м -380м. Толщина отложений татарского яруса составляет 15 м.

Мезозойская эратема

Юрская система

Средний отдел

Байосский ярус

В низах сложен песчаниками серыми, мелко и среднезернистыми, кварцевыми, плотными, выше по разрезу - глинами темно-серыми. Толщина 70 м.

Батский ярус

Нижняя пачка представлена переслаиванием глин и глинистых алевритов. В верхней выделяются прослои мелкозернистых мучнистых песков и слабосцементированных песчаников. Толщина 50 м.

Верхний отдел

Оксфордский + кимериджский ярусы

Представлены глинами серыми, плотными, с прослоями песка серого кварцевого. Толщина 55 м.

Волжский горизонт

Сложен глинистыми породами с маломощными прослоями мергелей. Толщина 15м.

Меловая система

Нижний отдел

Отложения в составе альбского (60м), аптского (80м), барремского и готеривского (60м) ярусов представлены переслаивающимися песчанистыми глинами и песками. Толщина 200м.

Кайнозойская эратема

Неогеновая система

Плиоценовый отдел

Акчагыльский ярус

Ярус представлен чередованием песков, глин с прослоями песчаников. Толщина 40м.

Квартер система

Представлена суглинками темно-бурыми, плотными, известковистыми с галькой, песками и супесями. Толщина 20 м.

нефтяной месторождение бурение

Глава 3. Тектоника

В тектоническом отношении район работ располагается в центре Степновского Сложного Вала, входящего в состав Рязано-Саратовского прогиба , который формировался как палеозойская структура, унаследованно развивавшаяся над Пачелмским авлакогеном. Информация о геологическом строении базируется на материалах глубокого бурения, сейсморазведки МОГТ, высокоточной гравиразведки и газометрической съемки на УВ. Рисунок 3.

Основным промысловым и поисковым объектом в пределах вала является карбонатно-терригенный комплекс девона. Локальные структуры, существующие по этому комплексу, в разных частях вала отличаются по степени дизъюнктивной нарушенности и характеру отражения в карбонатном комплексе девона, каменноугольных и мезозойских отложений.

Большая часть Степновского вала, в том числе и рассматриваемый участок, в позднедевонское время пережили длительный период континентального развития или серию таких периодов. Вследствие этого, разрезы карбонатно-терригенного комплекса сокращены за счет разрушения тиманско-пашийских отложений, а карбонатного комплекса -- за счет выпадения средне - и верхне-франских отложений.

Другой общей особенностью строения всех структур и участка в целом является крайне высокая дизъюнктивная нарушенность форм залегания карбонатно-терригенного комплекса девона.

В современном структурном плане, все описываемые структуры по подошве воробьевских отложений представляют собой приподнятые блоки (горсты), ограниченные со всех сторон разрывными нарушениями. Разрывные нарушения возникли в результате предтиманской фазы тектогенеза и сформировали рассматриваемые горстовые структуры.

Именно в начале франского века проявилась одна из основных девонских фаз тектоники - предтиманская, которая привела к образованию большого количества разрывных нарушений и размыву пашийских отложений в приподнятых блоках. Сбросы (грабены) предтиманского возраста, амплитуда которых, как правило, не превышает 100м, играют на данной территории главенствующую роль при формировании тектонически экранированных ловушек и сохранении в них залежей углеводородов.

По данным бурения и сейсморазведки установлено определяющее влияние предфаменского тектонического этапа на строение территории, когда произошел подъем Степновского вала, раскол его крупноамплитудными разломами на блоки (горсты и грабены) и глубокий размыв франских (а над горстами и живетских) отложений.

Погружение территории в конце франского века способствовало образованию на склонах вала зон фациальных переходов средне-верхнефранских карбонатов от мелководно-морских к рифогенным и депрессионным на его склонах и у подножия.

Тектоническое развитие в каменноугольное и пермское время привело к общему наклону территории в южном и юго-восточном направлениях. В своде Степновского вала унаследованно развиваются структуры, заложенные в девоне. Верхний, фаменско-каменноугольно-нижнепермский структурный подэтаж имел спокойное тектоническое развитие. В предъюрское время он был выведен на поверхность и подвергся мощной эрозии (видимо, он подвергался размыву и в предмезозойское время), тектонические движения конца палеозоя - начала мезозоя имели в целом унаследованный характер и были малоинтенсивными.

Резкое усиление регионального наклона в сторону Прикаспийской впадины приходится на период с кунгурского до неогенового времени включительно. Этот наклон привел либо к полному раскрытию ловушек и расформированию залежей в карбоне и частично в девоне, либо к сокращению емкости ловушек в этих отложениях. Этому времени отвечает и глубокий размыв каменноугольных и пермских отложений. Формирование структур и регионального наклона завершилось в неогене.

В современном структурном плане по горизонту D2vbV Заречная структура -- это приподнятый блок, оконтуренный изогипсой минус 2120 м и экранированный с севера сбросом амплитудой около 25 м, имеет вид полусвода. С запада и востока она также ограничена сбросами, амплитуда которых не превышает 20-25 м, а на востоке - грабеном. Горст имеет размеры 1.15 кмЧ0,9 км (площадь 1.251 км2), амплитуда около 30 м, и осложнен в восточной части субмеридиональным сбросом, который вскрыт скв. №4 Грязнушинская. Базисной является изогипса минус 2100 м (приложение 2). Простирание перспективного - объекта брахиантиклинальная складка овальной формы с небольшой ундуляцией, вытянута в северо-западном направлении. Осадочный чехол сложен протерозойскими, палеозойскими и кайнозойскими отложениями. Палеозойский структурный этаж -- главный объект в осадочном чехле, представляющий нефтепоисковый интерес на описываем участке, именно с ним связаны все выявленные промышленные скопления углеводородов.

Структуры образовались в результате предтиманской фазы тектогенеза, когда возникли приподнятые блоки с наиболее высокими отметками в центральной части. Блок характеризуется древним заложением. Об этом свидетельствует уменьшение толщин отложений между подошвой воробьевских отложений и подошвой карбонатного девона от 280 - 350 м в окружающих грабенах до 265 м в сводах структур. По подошве карбонатного девона на месте Звездного блока картируется структурный нос, открывающийся в северном направлении. По выше залегающим горизонтам карбона фиксируется моноклиналь с падением на юг (2).

(2)-источник 2.

Глава 4. Нефтегазоносность.

4.1 Геологическое строение месторождения и залежей

Промышленная нефтеносность установлена в пласте D2vbV живетского яруса старооскольского надгоризонта, приуроченного к нижней части воробьевского горизонта. В литологическом отношении продуктивный пласт сложен терригенными породами -- песчаники с прослоями аргиллитов, известняков, глин. Нефтеносность пластов доказана керном, промыслово-геофизическими данными и испытанием скважин.

Газонефтяная залежь пласта D2vbV воробьевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, по всей площади подстилается пластовой водой. Залежь имеет газовую шапку (рисунок 3).

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта приведены в табл 3.

Таблица 3. Геолого-физические характеристики продуктивного пласта. Заречное месторождение

Параметры

Пласт D2vbV

Средняя глубина залегания, м

2200

Тип залежи

газонефтяная, водоплавающая, тектонически экранированная

Тип коллектора

терригенный

Площадь нефтегазонасыщенности н/г, тыс.м2

1251 / 604

Средняя общая толщина , м

44.6

Средняя газонасыщенная толщина, м

3.3

Средняя нефтенасыщенная толщина , м

10.2

Пористость н/г, %

20/19

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ , доли ед.

-

Средняя нефтенасыщенность ВНЗ , доли ед.

-

Средняя нефтенасыщенность пласта , доли ед.

0.87

Средняя газонасыщенность, доли ед.

-

Средняя насыщ. газом газовой шапки, доли ед.

0.9

Проницаемость, мД

1889

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0.85

Расчлененность, ед.

5.4

Начальная пластовая температура, 0С

62

Начальное пластовое давление, МПа

21.59

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

1.076

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с

2.71

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

719

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

793

Абсолютная отметка ВНК, м

-2115.6

Абсолютная отметка ГНК, м

-2101.6

Абсолютная отметка ГВК, м

-

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1.469

Содержание серы в нефти, %

0.101

Содержание парафина в нефти, %

4.27

Давление насыщения нефти газом, МПа

21.59

Газосодержание нефти, м3/т

287.5

Содержание сероводорода, %

-

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с

0.837

Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа*с

-

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1.142

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

-

Сжимаемость, 1/Мпа*10-4

нефти

-

воды

4.27

породы

4.5

Коэффициент вытеснения

0.8

Продуктивный газонефтеносный пласт D2vbV неравномерно распространен по площади поднятия, как правило, имеет наибольшие максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины (hэф) коллекторов 14 м (скв. № 1) в центральной, наиболее приподнятой части структуры. Эффективная толщина пласта составляет 22% от общей толщины (скв. № 1). В пониженных частях пласт D2vbV характеризуется меньшими hэф, от 12.4 м (скв. № 3) в западной части поднятия, до 12.8 м (скв. № 4бис) в восточной. Эффективная толщина пласта составляет 20.2% (в скв. № 3) и 28.4% (в скв. № 4бис) от общей толщины. Пласт не выдержан по толщине, общие толщины воробьевских отложений варьируют в пределах: от 45.0 м. в скв. № 4бис, где наблюдается замещение коллектора на непроницаемые разности аргиллитов, известняков и глин, до 61.4 м. по скв. № 3, и до 64.0 м. в районе скв. № 1. Тип коллектора -- поровый (см. таблица 4).

Таблица 4. Структурно-генетический тип пород-коллекторов

Пласт

Типы продуктивных пород

Состав и тип цемента

Полостное пространство

D2vbV

Песчаники кварцевые мелкозернистые, среднезернистые с примесью алевролита крупнозернистого, песчанистого

В основном, уплотнения зерен овальной формы, развита межзерновая пористость

поровое

Гамма каротаж (ГК) проведен в четырех скважинах: № 1, 3, 4бис и 5. Повышенные газопоказания отмечены в скважинах: № 1, 3. Газонасыщенная толщина колеблется от -- 4.8 м в скв. № 3, до -- 8.2 м в скв. № 1, скважина № 4бис газовую часть залежи не вскрыла (таблица 5).

Уровень ГНК и ВНК определялись по ГИС. Для подсчета запасов газонефтяной контакт принимается условно на абсолютной отметке -2101.6 м в соответствии с результатами испытания скважин №1, 3 по наивысшей точке, ниже которой получен приток нефти (скв. № 1), а выше приток газа (по подошве газонасыщенного пропластка). Самая высокая абсолютная отметка стратиграфической кровли воробьевского пласта -- -2093.4 м в скважине № 1, самая низкая отмечается в скважине № 4бис -- -2102.8 м. Положение водонефтяного контакта (ВНК) установлено на абсолютной отметке -2115.6 м по результатам опробования cкв. № 1, и по данным геофизических исследований скважин c учетом подошвы нефтеносного пласта. Этаж нефтеносности 22.2м. Вода в продукции добывающей скважины № 1 отсутствует. Пластовое давление, замеренное при гидродинамическом исследовании до ввода залежи в разработку, приведенное к начальному положению ВНК (-2115.6м), равно 21.6 МПа и принято за начальное пластовое давление. Пластовая температура 620С.

Скважина № 3 пробурена в северо-западной присводовой части поднятия. Коллектор представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми с прослоями разнозернистого, и примесью алевролита и тонкозернистого углистого растительного детрита. По скважине выделено пять пропластков коллекторов, из которых продуктивными являются два верхних. Плотные прослои между ними от 0.6 до 3.6 м.

По результатам опробования cкв. № 4бис коллекторы вскрыты в юго-восточной присводовой части поднятия. По данным ГИС в пределах пласта выделено 3 пропластка коллекторов, из которых верхний газонасыщен до подошвы абсолютная отметка которой -2105.5 м; во втором граница нефть-вода расположена в интервале _2115.2 -- -2116.0 м (вскрыто 12.8 м нефтенасыщенных и 5.4 м водонасыщенных коллекторов); третий пропласток полностью обводнен. Толщина плотных прослоев между ними варьирует от 1.1 до 1.4 м.

Разрез скважины № 5 в переделах пласта D2vbV представлен шестью пропластками коллектора, чередующимися незначительными по мощности плотными породами. Мощность продуктивных интервалов коллектора изменяется от 1 м до 17.6 м. Раздел нефть-вода представлен переходной зоной и не имеет четкой границы в виде пропластка плотных пород.

Пласт D2vbV входит в состав живетских терригенных отложений, для которых характерна цикличность осадконакопления, обусловившая закономерное чередование песчаников, с прослойками алевролитов, аргиллитов, известняков и глин. По литологическому признаку разделяются на три пачки. Морфологически верхняя пачка сложена аргиллитами серыми, темно-серыми, тонкослоистыми. Толщина пачки около 15 м. В верхней части заложен прослой известняка толщиной 3-4 м. Известняк мелкозернистый, плотный, местами сильно глинистый.

Средняя пачка -- терригенно-карбонатная.

Основные геологические характеристики: глубины, отметки и толщины продуктивных пластов по скважинам воробьевских отложений Заречного месторождения нефти представлены в таблице 5.

Рисунок 2. Схематический геологический профиль по линии скважин № 1, 3, 4

Проницаемые прослои коллектора D2vbV воробьевского горизонта сложены песчаниками светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, кварцевыми. Терригенный материал представлен хорошо отсортированными зернами кварца овальной формы, с рассеянными включениями мелких растительных остатков углистого детрита, с развитой межзерновой пористостью. Упаковка зерен плотная, частично регенерированная. В подавляющем большинстве песчаники цементируются за счет механического уплотнения зерен и частичной регенерации. На отдельных участках цементом служит глина. Песчаники обладают хорошими коллекторскими свойствами. Толщина средней пачки -- 56.7 м.

Роль покрышек или флюидоупоров для залежи, связанной с пластом коллектора D2vbV, выполняют породы, представленные уплотненными глинистыми песчаниками с маломощными прослоями известняков, а также прослоями глин. По комплексу ГИС перекрывающие отложения имеют характеристики, свойственные породам покрышкам с хорошими экранирующими свойствами, что доказывает сохранность залежи в толще песчаников в геологическое время (3).

Нижняя пачка терригенная, представлена переслаиванием песчаников и аргиллитов, толщина пачки -- 25м. Общая толщина пласта достигает -- 80.6м

Выделенный пласт -- коллектор, в основном, по структуре пустотного пространства относятся к поровому типу, хотя по данным описания керна в терригенных коллекторах отмечается участками мелкая кавернозность и трещиноватость, но в целом ёмкость и проницаемость коллектора обеспечивается порами (табл.4.).

Таблица 5 Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов (горизонтов) по скважинам Заречного месторождения

№ скв.

Пласт (горизонт)

Альт.+ удл.

Стратиграфические границы пласта (горизонта)

Границы проницаемых прослоев

Интервалы перфорации, м Глубина абс.отм.

Тип перфорации

Количество отверстий

Принятое положение, м

кровля, м

подошва, м

кровля, м

подошва, м

Эффективная толщина, м

глубина

глубина

глубина

глубина

глубина

общая

газонасыщенная

нефтенасыщенная

водонасыщенная

абс.отм.

абс.отм.

абс.отм.

абс.отм.

абс.отм.

ГНК

ВНК

1

D2vbV

90

2172,0

2252,6

2183,4

2221,8

38,4

8,2

14,0

16,2

2195,0 - 2198,0

ПС-112

10 отв.

-2101,6

-2115,6

-2082,0

-2162,6

-2093,4

-2131,8

-2104,9 -2107,9

на 1п.м.

2222,8

2238,6

15,8

15,8

-2132,8

-2148,6

2242,6

2252,4

9,8

9,8

-2152,6

-2162,4

64,0

8,2

14,0

41,8

3

D2vbV

87,2

2174,0

2252,6

2182,0

2183,0

1,0

1,0

2194,0-2198,0

ПС-112

10 отв.

-2101,6

-2115,6

-2086,8

-2165,4

-2094,8

-2095,8

-2106,8 -2110,8

на 1п.м.

2184,8

2196,0

11,2

3,8

7,4

-2097,6

-2108,8

2197,2

2232,2

35,0

5,0

30,0

-2110,0

-2145,0

2233,2

2235,0

1,8

1,8

-2146,0

-2147,8

2236,0

2236,8

0,8

0,8

-2148,8

-2149,6

2240,4

2247,2

6,8

6,8

-2153,2

-2160,0

2247,8

2252,6

4,8

4,8

-2160,6

-2165,4

61,4

4,8

12,4

44,2

4

D2vbV

92,5

2203,8

2204,2

0,4

0,4

В связи с тем, что скважина вскрыла 3 м нефтенасыщенной мощности, и находится рядом с ВНК, нижнюю часть ствола ликвидировали и с глубины 1466 м пробурен второй ствол скв. 4бис

-2111,3

-2111,7

2205,4

2224,4

19,0

2,6

16,4

-2112,9

-2131,9

2225,4

2227,4

2,0

2,0

-2132,9

-2134,9

2229,4

2252,8

23,4

23,4

-2136,9

-2160,3

2256,6

2259,0

2,4

2,4

-2164,1

-2166,5

2266,0

2268,4

2,4

2,4

4

-2173,5

-2175,9

49,6

3,0

46,6

4бис

D2vbV

146,4

2249,2

2298,2

2249,2

2267,4

18,2

12,8

5,4

2251,5 - 2254,5

ПС - 112

10 отв.

-2101,6

-2115,6

-2102,8

-2151,8

-2102,8

-2121,0

-2105,1 -2108,1

на 1п.м.

2270,2

2288,2

18,0

18,0

-2123,8

-2141,8

2289,4

2298,2

8,8

8,8

-2143

-2151,8

45

32,2

5

D2vbV

87,5

2153,5

2240,0

2179,0

2180,0

1,0

0,0

1,0

0,0

2193,5 - 2197,3

ПС - 112

10 отв.

-

-2115,6

2066,0

2152,4

2091,4

2092,4

-2105,9 -2109,7

На 1 п.м.

2182,2

2226,8

44,6

0,0

17,6

27,0

2094,6

2139,2

2227,6

2229,6

2

0,0

0,0

2,0

2140,0

2142,0

2231,8

2234,6

2,8

0,0

0,0

2,8

2144,2

2147,0

2235,2

2236,4

1,2

0,0

0,0

1,2

2147,6

2148,8

2239,2

2240,0

0,8

0,0

0,0

0,8

2151,6

2152,4

52,4

0,0

18,6

33,8

Залежь латерально и зонально неоднородна по строению, коэффициент песчанистости (эффективной толщины) равен 0.85; коэффициент расчлененности составляет в среднем 5.4. (табл.6). Коллекторы ардатовского горизонта полностью водонасыщены.

Таблица 6. Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов

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

1

0,85

5,4

Кроме того, для отдельных прослоев коллектора, характерна прерывистость, которая достаточно наглядно проявляется в нижних частях пласта. Между собой прослои коллекторов разделяются плотными разновидностями глинистых пород толщиной 0.6-10 м.

Стратификация продуктивных отложений проводилась путем сопоставления кривых БК, НГК и ГК по скважинам, расположенным во внутриконтурной зоне месторождения. Имеющиеся данные акустического каротажа (АК) использовались для стратификации отражающих горизонтов.

Основной принцип корреляции исследуемых отложений -- от выделения регионально выдержанных элементов разреза -- толщ и пачек, к детальной площадной корреляции, т.е. к выделению и прослеживанию пласта и отдельных прослоев внутри него.

Правильность схем корреляции контролировалась признаками выдержанности и прослеживаемости плотных и глинистых элементов разреза, залегающими между прослоями коллекторов, а также их толщинами и гипсометрическим залеганием отдельных частей разреза относительно кровли и реперов. Нефтеносность пласта подтверждена материалами ГИС и результатами опробования.

Таблица 7. Характеристика толщин воробьевского горизонта Заречного газонефтяного месторождения

Толщина

Наименование

Зоны пласта

По пласту

ГНЗ

ВНЗ

в целом

Воробьевский горизонт

Общая

Средняя, м

73,7

Коэффициент вариации, доли ед.

0,2279

Интервал изменения, м

49,0-86,5

Эффективная

Средняя, м

55,7

Коэффициент вариации, доли ед.

0,1561

Интервал изменения, м

45,0-64,0

в т. ч. Нефтенасыщенная

Средняя, м

13,5

7,9

10,2

Коэффициент вариации, доли ед.

0,0409

0,5973

0,9871

Интервал изменения, м

12,8-14

0-14

0,8-14

Водонасыщенная

Средняя, м

38

Коэффициент вариации, доли ед.

0,1551

Интервал изменения, м

32,2-44,2

Газонасыщенная

Средняя, м

4,8

6,5

Коэффициент вариации, доли ед.

0,5999

0,3699

Интервал изменения, м

0-8,2

4,8-8,2

Коэффициент песчанистости, д.ед.

Средняя, м


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены