Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования «Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины»

Геолого-географический факультет

Кафедра геологии и разведки полезных ископаемых

Дипломная работа

Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая

Гомель 2012



Реферат

Дипломная работа 57 страниц, 11 рисунков, 17 источников, 3 графических приложения.

Ключевые слова: Припятский прогиб (впадина), Предречицкая структура, скважина, строительство, бурение, проблемы интерпретации, геофизические методы исследований, керн, отложения, коллектор, залежь, горизонт, буровой раствор, обсадные трубы.

Объект исследования: Предречицкая межсолевая структура, скважина № 1 Предречицкая.

Предмет исследования: прямые и косвенные методы исследований, их интерпретация при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин.

Цель дипломной работы: выяснение и изучение проблем интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая.

Задачами дипломной работы является: обоснование необходимости строительства сверхглубоких скважин на территории Припятской впадины, изучение геологического строения Припятской нефтегазоносной области и Предречицкой структуры в частности, изучение специфики заложения сверхглубокой скважины № 1 Предречицкая и предложения по составлению ее проекта.

Методы исследования: знания по профильным и общегеологическим дисциплинам, анализ материалов РУП «Производственного объединения «Белоруснефть», анализ литературных источников, компьютерные технологии.

Выводы: в результате проделанной работы были выявлены и изучены проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин, связанные с аномальными термобарическими условиями, в которых находятся горные породы и имеют при этом искаженные от нормальных условий свойства. Также было обосновано строительство сверхглубоких скважин в Припятском прогибе, связанное с выработкой порядка 51 % начальных потенциальных ресурсов нефти на средних глубинах. Кроме того, исходя из технолого-экономической целесообразности, был обоснован выбор конструкции для строительства скважины № 1 Предречицкая.

Предложения: материалы дипломной работы в качестве учебного пособия могут лечь в основу представления об интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин для студентов специальности геология и разведка месторождений полезных ископаемых. Кроме того, на производственном уровне необходимо внедрение новых, либо усовершенствование старых технологий по решению данного рода проблем, с целью увеличения эффективности геолого-разведочных работ и уменьшению экономических затрат, неизбежных при отсутствии достаточного опыта и технологий в области сверхглубокого бурения.



Содержание

Введение

1 Геологическое строение Припятской нефтегазоносной области

1.1 Общие сведения

1.2 Геологическое строение

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.2.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность

1.3.1 Северный нефтегазоносный район

1.3.1.1 Перспективы нефтегазоносности Северо-Припятского плеча

1.3.2 Центральный нефтегазоперспективный район

1.3.3 Южный нефтегазоперспективный район

1.3.4 Лоевский нефтегазоперспективный район

2 Обоснование необходимости строительства сверхглубоких скважин на территории Припятской впадины

3 Общие сведения о районе исследований

4 Геологическое строение Предречицкой структуры

4.1 Стратиграфия и литология

4.2 Тектоника

4.3 Нефтеносность

4.4 Гидрогеология

5 Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин

6 Предложения по строительству скважины № 1 Предречицкая

7 Организация производства и контроль, техника безопасности

7.1 Общие требования к производству буровых работ

7.2 Обеспечение эффективности технологии бурения глубоких скважин

7.3 Основные требования и мероприятия по охране труда, промышленной и пожарной безопасности

Заключение

Список использованных источников



Введение

В Припятском прогибе к 2011 году разведано 51% начальных потенциальных ресурсов нефти. Это значит, что регион вступил в «зрелую», третью стадию освоения ресурсов углеводородов. В будущем предстоит разведать около 170 млн условных единиц ресурсов нефти. Третья стадия освоения будет характеризоваться поиском средних и мелких по запасам (для данного нефтегазоносного бассейна) месторождений, поскольку наиболее крупные месторождения структурного (традиционного) типа уже открыты, причем преимущественно на средних глубинах (2000-5000 м) [1, c. 3].

В связи с вышеуказанным, актуальность данной дипломной работы становиться очевидной, так как именно посредством сверхглубокого бурения, за счет увеличения диапазона исследований, можно достичь и даже превзойти поставленные цели.

В современных условиях, наряду с техническим прогрессом, строительство сверхглубоких скважин становится неотъемлемой частью поисково-разведочного процесса, как и возникающие при этом проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследований.

Основной целью дипломной работы является выяснение и изучение проблем интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая.

Практическая значимость данной работы заключается в выработке специальных технологий при интерпретации прямых и косвенных методов исследования, применительно к сверхглубоким условиям, с целью получения промышленных притоков нефти и предотвращения неизбежных экономических затрат при неправильной их интерпретации.

Методы исследований: знания по профильным и общегеологическим дисциплинам, анализ материалов РУП «Производственного объединения «Белоруснефть», анализ литературных источников, компьютерные технологии.

При написании дипломной работы использовались данные полученные в ходе консультаций с начальником отдела сопровождения бурения и геолого-технического сопровождения Нефтегазодобывающего управления «Речицанефть» - Сущиком Анатолием Николаевичем.

геологический скважина нефтегазоносность тектоника



1. Геологическое строение Припятской нефтегазоносной области

1.1 Общие сведения

Припятская НГО (нефтегазоносная область), находящаяся в административном отношении в пределах Республики Беларусь, была открыта в 1964 г., в результате получения первых промышленных притоков на Речицком месторождении.

В структурном отношении современная граница данной НГО (красный цвет на рисунке) определяется по контуру максимального распространения подсолевого карбонатного комплекса, и соответствует, главным образом, Припятскому грабену, Лоевской седловине и незначительной части Северо-Припятского плеча (рисунок 1.1) [2, c. 49].

Стоит отметить, что ранее граница полностью соответствовала Припятскому прогибу [3, с. 111], это могло быть связано с выявленными нефтепроявлениями именно в пределах этой структуры. Современные же границы НГО охватывают не только районы с установленной нефтегазоносностью, но и перспективные.

Таким образом в пределах Припятской НГО выделяют Северный нефтегазоносный район и три перспективных нефтегазоносных района - Центральный, Южный и Лоевский. Границы между Северным, Центральным и Южным районами определяются, соответственно, по Червонослободско-Малодушинскому и Наровлянскому разломам. Выделение Лоевского района в качестве самостоятельного объекта нефтегазогеологического районирования связано с его тектонической позицией - приуроченностью к Лоевской седловине между Припятским и Днепровско-Донецким прогибами, а также значительным различием состава перспективных нефтеносных комплексов. Граница с Припятским прогибом проходит по Лоевскому глубинному разлому [4, c. 43].



Рисунок 1.1 Карта тектонического районирования территории Беларуси (по Р.Г. Гарецкому, Р.Е. Айзбергу) [5, c. 12] с дополнениями [2, c. 50].I - кристаллический щит, II - антеклизы, III - седловины, выступы, горсты, IV- прогибы, впадины, синеклизы; разломы: V- суперрегиональные, VI - региональные и субрегиональные, VII - локальные; VIII - границы Припятской НГО; С - Северный нефтегазоносный район, Ц - центральный перспективный нефтегазоносный район, Ю - Южный перспективный нефтегазоносный район, Л - Лоевский перспективный нефтегазоносный район; цифры на карте: 1 - Бобовнянский погребенный выступ, 2 - Бобруйский погребенный выступ, 3 - Вилейский погребенный выступ, 4 - Воложинский грабен, 5 - Ивацевичский погребенный выступ, 6 - Мазурский погребенный выступ, 7 - Центрально-Белорусский массив, 8 - Гремячский погребенный выступ, 9 - Клинцовский грабен, 10 - Суражский погребенный выступ, 11 - Гомельская структурная перемычка, 12 - Микашевичско-Житковичский выступ, 13 - Припятский грабен, 14 - Северо-Припятское плечо. 15 - Витебская мульда, 16 - Могилевская мульда, 17 - Центрально-Оршанский горст, 18 - Червенский структурный залив

1.2 Геологическое строение

Как отмечалось выше, Припятская НГО расположена в пределах двух региональных структур - Припятского прогиба в составе Припятского грабена (палеорифта) за исключением крайних западних участков; частично Северо-Припятского плеча; и части Брагинско-Лоевской седловины, в составе Лоевской седловины.

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Припятская НГО в составе Припятского прогиба представляет собой относительно небольшую (около 35 тыс. км²) отрицательную тектоническую структуру, сложенную породами архейского (AR) кристаллического фундамента и осадочными верхнепротерозойскими (PR₂), палеозойскими (PZ), мезозойскими (MZ) и кайнозойскими (KZ) образованиями общей мощностью до 6,5 км.

В разрезе осадочного чехла преобладают палеозойские (PZ) отложения, среди которых доминируют образования среднего (D₂) и верхнего девона (D₃) мощностью до 5 км, представленные терригенными, глинисто-карбонатными, галогенными и вулканогенно-пирокластическими породами [6, c. 190-191].

По положению в разрезе франской (D₃ f) и фаменской (D₃ fm) соленосных толщ, осадочный чехол подразделяют на подсолевые, межсолевые и надсолевые отложения (рисунок 1.2).

Наиболее древними на территории Припятского прогиба являются верхнепротерозойские (PR₂) осадочные образования, которые распространены преимущественно в западной и северо-западной частях региона. Они представлены в основном терригенными породами с прослоями вулканогенно-осадочных образований. Мощность этих отложений увеличивается к северо-западу прогиба и в районе Старобина и Глусска составляет 400 м.

Девонские подсолевые отложения включают две формации: витебско-ланскую (D₂ vt+D₃ ln) глинисто-терригенную и саргаевско-евлановскую (D₃ sr+ D₃ ev) карбонатную.

В составе терригенных образований выделяются витебский (D₂ vt), пярнусский (D₂ pr), наровский (D₂ nr), старооскольский (D₂ st) горизонты среднего девона и ланский горизонт (D₃ ln) франского яруса верхнего девона. Отложения этой толщи представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, а также пестроцветными глинами с прослоями глинисто-карбонатных, реже сульфатных пород. Мощность их увеличивается в западном направлении и достигает 500 м в северо-западной части прогиба.

Карбонатная формация состоит из пород саргаевского (D₃ sr), семилукского (D₃ sm), речицкого (D₃ rch), воронежского (D₃ vr) и частично евлановского (D₃ ev) горизонтов франского яруса. Это главным образом известняки и доломиты с прослоями глин, мергелей, ангидритов, реже песчаников и алевролитов. Мощность отложений увеличивается с запада на восток от 100 до 400 м.

Нижняя соленосная толща евлановско-ливенско-домановичского (D₃ ev+lv+dm) возраста сложена в основном каменной солью с прослоями глин, известняков, гипсов, ангидритов, реже терригенных пород. На западе она замещается терригенными и карбонатно-сульфатными породами, а на востоке - вулканогенными и вулканогенно-осадочными. Мощность франских соленосных отложений изменяется от 0 до 1500 м и более в пределах куполов (Золотухинская, Руднинская, Южно-Домановичская площади и др.).

Межсолевые отложения, в составе задонского (D₃ zd), елецкого (D₃ el) и петриковского (D₃ ptr) горизонтов, согласно залегают на нижнесоленосных и представлены на большей части территории региона карбонатными породами. Южная часть прогиба характеризуется терригенным разрезом с отдельными прослоями карбонатных отложений, а в восточной - отмечено широкое развитие вулканогенно-осадочных образований. В разрезе межсолевой толщи широко распространены органогенные и органогенно-обломочные известняки и катагенетические доломиты. Толща не имеет повсеместного распространения, образуя в приосевых частях валов и поднятий зоны отсутствия межсолевых отложений шириной до 3-5 км. В связи с этим ее мощность изменяется здесь на небольших расстояниях от 0 до 500 м и более.

Верхняя соленосная толща лебедянско-полесского (D₃ lb+pl) возраста имеет практически повсеместное распространение в Припятском прогибе и представлена галитовой подтолщей в нижней части и глинисто-галитовой в верхней.

Завершается девонский разрез надсолевыми образованиями, которые характеризуются различным литологическим составом: глины, алевролиты, песчаники, мергели, известняки, доломиты, гипсы и ангидриты. Мощность надсолевых девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта (D₃ pl)) достигает 1800 м. В надсолевой комплекс входят также отложения каменноугольной (C) и пермской (P) систем, мезозойские (MZ) и кайнозойские (KZ) породы общей мощностью до 1500 м и более. Представлены они, как правило, терригенными и глинисто-карбонатными породами, с прослоями мергелей, известняков, реже сульфатов [7, c. 7-10].

Лоевская седловина, как структура, представляющая собой Лоевский перспективный нефтегазоносный район, очень слабо изучена бурением. Однако главная характерная её особенность известна - это фациальное замещение верхнефранской (D₃ f) и верхнефаменской (D₃ fm) соленосных толщ вулканогенными образованиями. Лишь в пределах Ручаевского грабена локальными участками ограничены верхнефранские (D₃ f) соленосные породы [8, c. 37].

1.2.2 Тектоника

В тектоническом отношении, Припятская НГО, в составе Припятского прогиба, представляет собой грабен субширотного простирания, расположенный в юго-западной части Русской плиты между Белорусской и Воронежской антеклизами на севере и Украинским щитом на юге. Отметки поверхности фундамента колеблются от минус 500 м на западной границе прогиба, до порядка минус 6530 м в Предречицкой структуре.

В осадочном чехле региона выделяются эйфельско-среднефранский (D₂ef+D₃f²), верхнефранско-каменноугольный (D₃f+C), верхнепермско-средне-триасовый (P₂+T₂) структурные этажи, составляющие герцинский структурный комплекс. Верхняя часть осадочного чехла перекрыта отложениями верхнетриасово-антропогенового (T₃+Q) - киммерийско-альпийского комплекса. В западной части прогиба, где присутствуют верхнепротерозойские (PR₂) отложения, выделяется также рифейско-нижневендский (R+V₁) структурный комплекс, выполняющий древний Валыно-Оршанский авлакоген [9, c. 7].

Каждый из выделяемых структурных комплексов соответствует определенному этапу тектонического развития региона. Так, герцинский структурный комплекс отражает этап ранней синеклизы и рифтового грабена, а мезо-кайно-зойский - поздней синеклизы.

По основным структурным комплексам в Припятском прогибе выделяются три структурно-тектонические зоны: Северная, Центральная и Южная. Они соответствуют выделенным нефтегазоносным районам (рисунок 1.3).

Северная и Южная зоны характеризуются линейно-вытянутыми протяженными субширотными зонами приразломных поднятий и опусканий в подсолевом комплексе, а также линейно-протяженными валами и депрессиями по поверхности межсолевой и верхнесоленосной толщ. Для Центральной зоны типичными являются изометрические мозаичные, блоковые и слабопликативные структуры подсолевого комплекса и изометрические пликативные структуры по поверхности межсолевой и верхнесоленосной толщ [7, c. 15].

В пределах Северной структурно-тектонической зоны, как части Северо-Припятского плеча, потенциальным участком нефтегазонакопления является Китинско-Хацецкая ступень. Она протягивается с запада на восток на 95 км при ширине 3-12 км и ограничена на севере Малиновско-Глазовским и Городокским, а на юге - Китинским и Северо-Припятским разломами (приложение А). Поверхность кристаллического фундамента в пределах ступени залегает на отметках от минус 600 м на западе до минус 2400 м на востоке. Поперечными разломами ступень разбита на Малимоновский, Щедринский, Китайский, Доброгощанский, Борецкий и Хатецкий блоки. Локальными разломами они разбиты на более мелкие блоки. Поверхность кристаллического фундамента в пределах блоков погружается на север, а по поперечным разломам она ступенчато погружается на восток [6, c. 528].

Рисунок 1.3 Карта тектонического районирования припятского прогиба (по Н.Д. Кудрявцу с редактированием А.А. Главацкого)

В составе Лоевской седловины выделяются три локальные структуры: Лоевская ступень, Ручаевский грабен (седловина) и Михальковско-Грибово-руднянская ступень (рисунок 1.4).

Ручаевский грабен расположен на юге Лоевской седловины непосредственно к северу от Брагинского выступа и является западным продолжением Радульской грабен-синклинали западного окончания Днепровско-Донецкого прогиба и восточным продолжением Заречинско-Великоборской ступени. Он погружен на 500 м по отношению к Брагинскому выступу и на 1000-1500 м по отношению к северной поднятой части Лоевской ступени. Грабен разбит субширотными и субмеридиональными сбросами на мелкие ступенчатые блоки с северным наклоном поверхности фундаментам подсолевых отложений. Поверхность фундамента в пределах грабена залегает на отметках от минус 1900 до минус 3000 м.

Лоевская ступень расположена на восточном продолжении Червонослободско-Малодушинской ступени Припятского прогиба и в ее пределах поверхность фундамента и подсолевые отложения также погружаются на север в целом от отметок минус 1000 до минус 3900 м. Для Лоевской ступени, как и для восточной части Червонослободско-Малодушинской, характерна мелкоблоковая структура. Многочисленные субширотные и субмеридиональные сбросы разбивают ступень на мелкие ступенчатые блоки размером от сотен метров до первых километров преимущественно с северным наклоном отложений в их пределах. Лишь в единичных блоках отмечается южное, западное или восточное падение слоев.

Михальковско-Грибоворуднянская ступень является восточным продолжением Речицко-Шатилковской ступени. На севере седловины в ее южной части она приподнята относительно сопряженной погруженной части Лоевской ступени на 800-1300 м. Поверхность фундамента в ее пределах погружается на север от отметки минус 1800 м до отметки минус 2900 м. На севере ступени по субширотным разломам отложения ступенчато воздымаются к Северо-Припят-скому краевому разлому. Поперечные разломы также расчленяют ступень на блоки. Более слабая нарушенность ступени разломами по сравнению с Лоевской лишь видимая и объясняется ее более слабой изученностью сейсморазведкой [6, c. 556].

В целом для подсолевых отложений Припятской НГО типична блоковая тектоника, для межсолевых и верхнесолевых - блоково-пликативная и пликативная. Для Северной структурно-тектонической зоны характерно северное региональное погружение слоев, для Южной - южное [7, c. 15].

Рисунок 1.4 Схема тектонического районирования поверхности фундамента Брагинско-Лоевской седловины (по В.С. Михайлову, Л.В. Шафаруку) [6, c. 555] Границы (сплошные линии - достоверные, прерывистые - условные): 1 - Припятского и Днепровско-Донецкого прогибов, 2 - Брагинско-Лоевской седловины, 3 - Брагинского погребенного выступа (Б) и Лоевской седловины (Л), 4 - прочих структур более мелкого порядка. Структуры Брагинско-Лоевской седловины: I - Кулажинский выступ, II - Дублинская седловина, III - Брагинский выступ, IV - Ручаевская седловина, V - Лоевская ступень, VI - Михальковско-Грибоворуднянская ступень. Смежные структуры Припятского и Днепровско-Донецкого прогибов: 1 -Речицко-Шатилковская, 2 - Червонослободско-Малоду-шинская, 3 - Заречинско-Великоборская, 4 - Ельско-Наровлянская ступени; 5 - Хойникский погребенный выступ; 6 - Петрушанский, 7 - Любечский, 8 - Ведильцевский структурные носы; 9 - Радульский, 10 - Пакульский структурные заливы.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.3 Нефтегазоносность

В пределах Припятской НГО открыто более 180 залежей, объединяемых в 66 нефтяных месторождений. Кроме того выявлены залежи газа и газоконденсата на Красносельском месторождении. Открытые залежи связаны с верхнепротерозойскими ((PR₂) - 2 залежи) и девонскими (D) отложениями (подсолевая, межсолевая и верхнесоленосная продуктивные толщи). Основные запасы нефти приурочены к межсолевым и подсолевым карбонатным отложениям.

Большинство открытых месторождений углеводородов приурочено к Северной структурно-тектонической зоне (Северная прибортовая, Чернинско-Первомайская, Александровско-Борщевская, Оземлинско-Дубровская, Речицко-Вишанская и Малодушинско-Октябрьская зоны нефтегазонакопления). В Центральной структурно-тектонической зоне в 2003 году открыто Москвичевское месторождение, небольшие нефтяные залежи ранее установлены на Савичской, Комаровичской и Каменской площадях. В межсолевых отложениях Южной прибортовой зоны выявлены непромышленные залежи тяжелой окисленной нефти (Восточно-Выступовичская, Радомлянская площади). В Лоевском нефтегазоперспективном районе продуктивных залежей пока не выявлено [8, c. 31].

1.3.1 Северный нефтегазоносный район

Особенности геологического строения, гидродинамических, геотермических и гидрохимических условий, а также закономерности распространения залежей нефти и признаков нефтегазоносности по площади и разрезу Припятского прогиба, в составе Северного нефтегазоносного района, свидетельствуют о наличии в девонских (D) отложениях двух этажей нефтегазоносности - подсолевого и межсолевого. Подсолевой этаж включает карбонатную и терригенную толщи, а межсолевой - верхнесоленосный и межсолевой нефтегазоносный комплексы.

Нефтегазоносность подсолевого терригенного комплекса установлена в вендских (V) образованиях верхнего протерозоя, а также старооскольском (D₂ st) и ланском (D₃ ln) горизонтах девона. В подсолевом карбонатном комплексе выделено три нефтегазоносных горизонта: саргаевский (D₃ sr), семилукский (D₃ sm) и воронежский (D₃ vr). Межсолевой комплекс включает боричевские слои (D₃ lb (brc)) лебедянского возраста, а также задонский (D₃ zd), елецкий (D₃ el) и петриковский (D₃ ptr) горизонты, которые содержат несколько (до 10) литологических пачек. Верхнесоленосный нефтегазоносный комплекс представлен отложениями оресского (D₃ or) и лебедянского (D₃ lb) горизонтов. Здесь выделяют семь основных нефтегазоносных пластов (прослои «тройной», «левый», «правый», «широкий», «высокий», «мелкий», «глубокий»).

Зоны нефтегазонакопления по подсолевому и межсолевому комплексам, как правило, контролируются региональными высокоамплитудными субширотными разломами - Северным прибортовым, Александровско-Борщевским, Озерщинско-Первомайским, Речицко-Вишанским, Малодушинским и другими менее амплитудными разломами такого же простирания. Эти разломы и оперяющие их субмеридианальные разрывные нарушения образуют систему подсолевых блоковых структур, являющихся ловушками для нефти. По межсолевым отложениям им соответствуют пликативные формы, осложненные разломами различной амплитуды и ориентировки [7, c. 18].

Относительно типов залежей, основные запасы нефти сосредоточены в пластовых и прежде всего в тектонически-экранированных. Несколько меньшие запасы связаны с массивным типом скоплений углеводородов, большая часть которых приходится на сводовые, стратиграфически ограниченные залежи.

В стратиграфическом отношении наблюдается следующие данные по распределению типов залежей. Для залежей нефти подсолевого комплекса (более 100 залежей) характерен только пластовый тип. Основные запасы нефти здесь приурочены к тектонически экранированным залежам семилукского (D₃ sm) горизонта. В залежах вендского (V), ланского (D₃ ln), саргаевского (D₃ sr) и воронежского (D₃ vr) возраста сосредоточено около12 % разведанных запасов нефти.

Межсолевой комплекс характеризуется небольшим разнообразием типов залежей. Так здесь открыто 13 залежей массивного типа, остальные (51 залежь) являются пластовыми. При этом средние запасы нефти массивной залежи оказались почти в три раза большими по сравнению с пластовой. Наибольшая доля запасов в межсолевых отложениях приурочена к сводовым стратиграфически ограниченным залежам обоих типов.

Залежи, приуроченные к внутрисолевым прослоям лебедянско-стрешин-ского возраста ((D₃ lb+str) - 13 залежей), относятся к пластовому типу. Доля извлекаемых запасов нефти в них составляет лишь около 2 % от разведанных запасов Припятской НГО [10, c. 1].

Основное количество залежей нефти прогиба открыто в интервалах глубин 2-3 и 3-4 км. Выше и ниже этих интервалов глубин выявлена лишь 21 залежь.

По типу емкостного пространства, вмещающие нефтяные скопления, залежи распределяются следующим образом. Большинство межсолевых залежей связаны с порово-каверново-трещинным типом коллектора, а подсолевых - с каверново-порово-трещинным (карбонатный комплекс) и поровым (терригенный комплекс). Анализ распределения скоплений нефти по средним значениям пористости и проницаемости вмещающих пород позволяет говорить о том, что большинство залежей обладают средней и низкой проницаемостью и низкими значениями открытой пористости.

Важной характеристикой залежей является величина их эффективной толщины. Большинство залежей верхнесолевого и подсолевого карбонатного комплекса имеют средние значения эффективной толщины (10-30 м). Основная доля запасов подсолевого терригенного комплекса концентрируется в залежах с небольшой эффективной мощностью (до 10 м), а в межсолевом - с весьма высокими (до 100 м и более) значениями этого параметра [11, c. 44].

1.3.1.1 Перспективы нефтегазоносности Северо-Припятского плеча

Северный нефтегазоносный район охватывает часть Северо-Припятского плеча, относительно перспектив нефтегазоносности которого существуют различные мнения. Перспективными считаются отложения подсолевого карбонатного комплекса, по которому собственно и проходит граница НГО.

Северо-Припятское плечо в целом характеризуется с одной стороны положительными показателями нефтеносности (анологичные с территорией грабена структура и литофациальная характеристика пород, прямые признаки нефтеносности в керне, повышенные газопоказания), которые не исключают вероятности обнаружения здесь небольших залежей нефти. Предполагается наличие как первичных, так и вторичных залежей, образовавшихся за счет переформирования залежей других нефтеносных комплексов Судовицко-Березин-ской зоны. С другой стороны, ряд особенностей геологического строения и развития, а также геохимических показателей свидетельствуют о неблагоприятных условиях для генерации, аккумуляции углеводородов и сохранения залежей нефти. Главные из них - длительное, от позднефаменского (D₃ fm³) до раннепермского (P₁) времени дифференцированное по разломам воздымание плеча, отсутствие в разрезе свойственных грабену двух надежных региональных покрышек в виде соленосных толщ и небольшие глубины залегания потенциально продуктивного комплекса (500-1000 м). В таких условиях была возможна генерация лишь небольших количеств тяжелых углеводородов, не достаточных для формирования залежей; при этом зоны разломов в отсутствие покрышек способствовали рассеиванию и окислению углеводородов. Это подтверждается качественным характером нефтепроявлений (окисленные битумоиды), их массовой приуроченностью к мезозойским, кайнозойским отложениям и к поверхностным условиям, а также гидрогеологической раскрытостью подсолевого карбонатного комплекса.

Наиболее вероятным на территории Северо-Припятского плеча участком предполагаемого нефтегазонакопления может быть Хатецкий блок Китинско-Хацецкой ступени. В его пределах глубина погружения подсолевого карбонатного комплекса достигает 1500-2000 м. Блок перекрыт надежным флюидоупором - верхнефранской (D₃ f³) соленосной толщей мощностью до 500 м [8, c. 35].

1.3.2 Центральный нефтегазоперспективный район

В пределах центрального района выделяются Москвичевская и Комаровичско-Савичская зоны доказанного нефтегазонакопления, расположенные в пределах Заречинско-Великоборской ступени.

Москвичевское месторождение, открытое в 2003 году, является частью Восточно-Калининской подсолевой структуры, в пределах вышеупомянутой ступени. Нефтеносность данного месторождения связана с подсолевым комплексом отложений, как терригенным - в составе ланского горизонта (D₃ ln), так и карбонатным - в составе саргаевского (D₃ sr) и семилукского (D₃ sm) горизонтов. Однако промышленное значение имеют только отложения семилукского (D₃ sm) возраста, по поверхности которых Восточно-Калининская структура представляет собой тектонический блок, вытянутый с северо-запада на юго-восток. Коллекторами нефти здесь являются вторичные доломиты. По условиям залегания семилукская (D₃ sm) залежь нефти относится к пластовым, тектонически-экранированным. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. [12, c. 8].

На Комаровичской площади в семилукском горизонте открыта промышленная залежь нефти, а на Савичской площади из саргаевских и семилукских отложений при испытании в колонне получены непромышленные притоки нефти. Непосредственно южнее названной зоны в головной части этой же ступени выделяется Заречинско-Гороховская зона возможного нефтегазонакопления. Здесь на Западно-Бобровичской площади из семилукских отложений получен незначительный приток нефти с водой.

По геохимическим данным Комаровичско-Савичская зона доказанного нефтегазонакопления характеризуется более высокими показателями плотности миграции битумоидов (от 100 до 330 тыс. т/км² ) и коэффициента качества битумоидов (от 1,0 до 1,9) в сравнении с Заречинско-Гороховской зоной возможного нефтегазонакопления, где величина плотности миграции снижается до 100 тыс. т/км². Следует отметить, что от Заречинско-Гороховской зоны на восток к Дудичской и Великоборско-Омельковщинской площадям простирается зона повышенной плотности миграции битумоидов (до 200 тыс. т/км² ) и многочисленных нефтепроявлений (выпоты, запах нефти и др.), что позволяет выделить здесь также Хобнинский и Омельковщинский участки предполагаемого нефтегазонакопления.

Наиболее погруженные участки Центрального нефтегазоперспективного района к югу от Заречинско-Великоборской ступени объединяются в обширную зону генерации с невысокой плотностью эмиграционных битумоидов (от 50 до 180 тыс. т/км²). Примыкающие к ней Скрыгаловско-Мозырская зона и Копаткевичский, Шестовичский, Сколодинский, Юровичский участки аккумуляции являются территориями предполагаемого нефтегазонакопления. Они характеризуются повышенной плотностью миграции битумоидов (от 100 до 300 тыс. т/км²), нефтепроявлениями в виде выпотов, пропитки, запаха нефти в керне. Однако присутствие в породах битумоидов подкисленного состава типа керитов и оксикеритов (Мозырская, Каменская площади) свидетельствуют о неблагоприятных условиях сохранности углеводородов на отдельных участках Центрального нефтегазоперспективного района [8, c. 33].

1.3.3 Южный нефтегазоперспективный район

Южный нефтегазоперспективный район в тектоническом отношении объединяет Наровлянско-Ельскую ступень и южную зону бортовых уступов (зону южного краевого разлома). Все выделенные в этом районе зоны аккумуляции относятся по степени перспективности к территориям предполагаемого нефтегазонакопления. Лишь на одной Южно-Валавской площади, в наиболее погруженной части Выступовичской зоны из евлановского (D₃ ev) горизонта получен незначительный приток воды с нефтью.

Основанием для выделения зон предполагаемого нефтегазонакопления в этом районе служили те же критерии, что и для выделения аналогичных зон в Центральном районе. Однако ряд количественных и качественных показателей (количество миграционных битумоидов, класс нефтепроявлений и т.д.) здесь, как правило, хуже. Так, плотность миграции битумоидов, которая характеризует зоны генерации, здесь весьма низка и составляет около 30 тыс. т/км², что позволяет отнести потенциально перспективные (подсолевые карбонатные) отложения Южного района к разряду низкопродуктивных. Зоны предполагаемого нефтенакопления в свою очередь характеризуются относительно небольшими масштабами нефтепроявлений более подкисленного типа (в виде выпотов нефти и битума) и невысокой плотностью миграции битумоидов (от 100 до 200, реже до 300 тыс. т/км²) при низкой величине коэффициента качества битумоидов.

Во многом это объясняется особенностями геологического строения Южного района. Склон Наровлянско-Ельской ступени, структура которой на первый взгляд похожа на строение ступеней Северного района, в отличие от них осложнена серией субширотных согласных сбросов. По ним УВ подсолевого карбонатного комплекса, мигрирующие из очагов генерации к зонам аккумуляции, рассеивались в высокоемких коллекторах подсолевой терригенной толщи. В результате опоискованные ловушки в головной части ступени, экранированные соленосными отложениями, не содержат нефти. С этих позиций наиболее перспективными могут быть ловушки в погруженной части склона ступени, экранированные малоамплитудными несогласными сбросами, - первые на пути миграции углеводородов. Видимо, именно на этом слабоизученном участке ступени необходимо сосредоточить основные геофизические исследования по подготовке нефтеперспективных объектов. Здесь предполагается наличие двух зон аккумуляции: Западно-Валавской и Николаевско-Ельской [8, c. 34].

1.3.4 Лоевский нефтегазоперспективный район

Эта территория, как уже упоминалось, характеризуется слабой изученностью бурением (единичные скважины), сейсморазведкой и сложным геологическим строением, обусловленным верхнефранской (D₃ f³) и верхнефаменской (D₃ fm³) вулканогенными толщами и мелкоблоковой структурой подсолевого комплекса. Однако значительное сходство с соседними нефтеносными площадями Припятского прогиба по строению, литофациальной характеристике пород, глубинам залегания, а также наличие признаков нефтеносности в керне (скважина Ручаевская № 1) не дают оснований исключать эту территорию из разряда нефтеперспективных. Кроме того, вулканическая деятельность могла способствовать прогреванию окружающих пород и интенсификации процессов нефтеобразования на меньших глубинах, чем в Припятском прогибе. К примеру в скважине № 2, в районе поселка Прибор, вскрывшей вулканогенную толщу на глубинах 396,8 -401,0 м, вскрыт песчаник бурый верхнепермского (P₂) возраста. Порода имеет запах нефти (по материалам ПО Белгеология).

Таким образом, можно предположить, что при наличии в пределах данного района надежных тектонически экранированных ловушек, не исключена вероятность формирования небольших залежей нефти. Роль покрышек и латеральных экранов могли выполнять имеющие локальное развитие верхнефранские (D₃ f³) соленосные породы (как на территории Ручаевского грабена) либо непроницаемые породы интрузивных тел и лавовых покровов трещинных вулканов [8, c. 37].



2. Обоснование необходимости строительства сверхглубоких скважин на территории Припятской впадины

Под строительством сверхглубоких скважин понимают комплекс мероприятий по обустройству (буровые и сопутствующие им работы, а также непосредственно само обустройство (спуск обсадных колонн, тампонаж и т.д)) скважин, глубина которых превышает 5000 м [13].

К настоящему времени территория Припятского прогиба практически повсеместно исследована бурением на средних, реже больших (глубоких) глубинах (2000-5000 м), что в свое время приносило определенные результаты в виде промышленных притоков нефти и реже - газа. На сегодняшний день, когда перспективные площади уже достаточно изучены на указанных глубинах и добыто порядка 51 % начальных потенциальных ресурсов нефти, наиболее целесообразным и оптимальным вариантом является увеличение глубинности исследований. Этому способствует развитие технического прогресса и внедрение инновационных технологий в сферу геологоразведки.

Строительство сверхглубоких скважин достаточно дорогостоящий вид бурения, однако в данном случае, средства оправдывают результат. Так внедрение сверхглубоких скважин может использоваться сразу по двум направлениям: 1) поиск нефтегазоносных горизонтов на значительных глубинах (более 5000 м); 2) научно-исследовательское направление.

В пределах Припятского прогиба главной задачей строительства сверхглубоких скважин является поиск нефтегазоносных горизонтов. Научно-исследовательская сторона имеет также не маловажное значение, однако, в силу больших мощностей осадочного чехла (порядка 6500 м в Предречицкой структуре) играет не столь значимую роль, как, например, при бурении Кольской сверхглубокой скважины, направленной на изучение фундамента с практически отсутствующим осадочным чехлом.

Относительно целесообразности поиска нефтегазоносных горизонтов - так в пределах Припятского прогиба, бурением сверхглубокой скважины № 1 Прибортовой (5553 м) на Геологическом месторождении, был получен приток легкой нефти дебитом 65,5 т/сутки, чего не наблюдалось за последние 20 лет. Бурением скважины № 51 глубиной 5411 м на Судовицкой площади, было подтверждено наличие пород-коллекторов с остатками углеводородов в виде запаха по керну в верхнепротерозойских образованиях осадочного чехла. Также была открыта новая залежь в старооскольских отложениях, с промышленным притоком нефти.

Довольно широкое распространение получило строительство сверхглубоких скважин по поиску нефтегазоносных горизонтов в Казахстане. Там хорошие результаты получены посредством бурения серии сверхглубоких скважин в пределах подсолевой структуры - Кобланды, имеющей схожее строение с Припятской впадиной (по данным А.Н. Сущика).

Научно-исследовательское направление в пределах Припятского прогиба может включать в себя (по данным А.Н. Сущика):

- исследование образцов горных пород на дневной поверхности на предмет наличия вторичной трещиноватости;

- корректировка по использованию старых и внедрению новых геофизических приборов в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур;

- технические возможности проводки скважин в несовместимых по бурению отложениях с невозможностью погоризонтной изоляции обсадными колоннами;

- решение проблем по креплению скважин в сверхглубоких условиях;

- гидродинамические исследования продуктивных отложений в сверхглубоких условиях;

- подбор, опробование и внедрение новых типов породоразрушающего инструмента.

Таким образом, целесообразность строительства сверхглубоких скважин в современных условиях очевидна, а также только посредством сверхглубокого бурения можно поставить окончательную точку в споре между сторонниками органической и неорганической гипотез происхождения нефти.



3. Общие сведения о районе исследований

Предречицкая межсолевая структура выявлена в 2011 году РУП «Производственным объединением «Белоруснефть» по данным сейсмических методов (приложение А).

В административном отношении она расположена на территории Речицкого района Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами являются г. Речица, расположенная в 20 км к северо-востоку, г. Светлогорск - 45 км северо-западнее и г. Гомель - в 60 км на восток.

В 4 км западнее структуры проходит железная дорога г.г. Речица - Калинковичи. Хорошо развита сеть шоссейных дорог. В 3 км севернее проходят нефте- и газопроводы.

В орографическом отношении данная территория расположена в пределах Полесской низменности и представляет собой слаборасчлененную, заболоченную, залесенную равнину. Абсолютные отметки поверхности земли колеблятся в пределах 110-140 м.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха +5 ^ОС. Среднее количество атмосферных осадков за год - 500-600 мм. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное, скорость ветра составляет в среднем 1,5 м/с.

В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Промышленность развита в близлежащих городах, где имеются предприятия лёгкой, пищевой, деревообрабатывающей, строительной, машиностроительной, химической и нефтедобывающей промышленности.

Предречицкая площадь расположена между Речицким и Южно-Тишковским месторождениями, что позволяет достаточно высоко оценить перспективы поисков здесь залежей нефти (рисунок 3.1).

Для успешного проведения поисковых работ в рассматриваемом районе большое значение приобретает выяснение закономерностей распространения коллекторов, которые в межсолевых отложениях южного крыла Речицко-Вишанской ступени носят не постоянный характер.

Наличие коллекторов в межсолевом комплексе в пределах данной структуры прогнозируется на основании результатов бурения скважин на Восточно-Бабичской и Геологической площадях.

С целью поиска залежи углеводородов в отложениях верхнепротерозойского, подсолевого и межсолевого комплексов в пределах Предречицкой межсолевой ловушки, в 2012 году запланировано бурение параметрической скважины № 1 Предречицкая с проектной глубиной забоя 6680 м.

Скважина № 1 Предречицкая должна решать следующие задачи:

- изучение литолого-стратиграфической характеристики разреза;

- уточнение условий залегания надсолевых, верхнесоленосных, межсовых, подсолевых отложений и пород кристаллического фундамента;

- изучение характера распространение пород-коллекторов по площади и разрезу;

- исследование гидрогеологических и гидродинамических условий разреза;

- исследование характера насыщения коллекторов пластовыми флюидами;

- выявление прямых и косвенных признаков нефтегазоносности в разрезе скважины;

- оценка перспектив нефтегазоносности объектов рассматриваемого типа.

Бурение данной скважины, как и всех сверхглубоких скважин в целом, сопряжено со сложностью геологического строения (большие мощности и глубины, тектоническая нарушенность разреза, развитие аномально высоких давлений и температур), и, как следствие, - с проблемой интерпретации прямых и косвенных методов исследования [14, c. 16-17].



4. Геологическое строение Предречицкой структуры

4.1 Стратиграфия и литология

При описании геологического строения использовалась стратиграфическая схема предложенная РУП «Производственным объединением «Белоруснефть».

Стратиграфическая характеристика разреза в районе Предречицкой структуры приводится на основании геологических и промыслово-геофизических данных, полученных в результате бурения скважин в районе проектируемых работ ((скважины №№ 45, 47 - Южно-Тишковские, скважины №№ 13, 67, 68, 83, 95, 111, 241, - Речицкие и скважина № 1 - Западно-Речицкая (приложение Б).

В разрезе проектируемой скважины выделяются породы кристаллического фундамента и отложения осадочного чехла Припятского прогиба (приложение В) [14, c. 18-24].

Кристаллический фундамент

В строении кристаллического фундамента принимают участие образования архей-нижнепротерозойского возраста (скважина номер 1 - Западно-Речицкая).

Архейско-Нижнепротерозойские (АR+РR₁) породы фундамента предполагаются к вскрытию на глубине 6560 м с абсолютной отметкой минус 6430 м. Ожидаемый литологический разрез - биотитовые, гранат-биотитовые гнейсы, гранат-биотитовые плагиогнейсы и гранито-гнейсы.

Возраст определен рубидий-стронциевым методом. Мощность вскрытия по проектным данным составит 120 м.

Осадочный чехол

В строении осадочного чехла Предречицкой структуры принимают участие отложения верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. В составе палеозойской эратемы предполагается отсутствие отложений кембрийской, ордовикской, силурийской систем и нижнего отдела девонской системы.

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная (галитовая и глинисто-галитовая подтолщи) и надсолевая.

Подсолевая терригенная толща в составе верхнепротерозойской эонотемы, а также витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов девонской системы палеозойской эратемы - несогласно залегает на породах кристаллического фундамента.

Верхнепротерозойские (РR₂) образования несогласно залегают на породах кристаллического фундамента. Глубина вскрытия верхнепротерозойских пород должна составить около 6532 м, абсолютная отметка порядка минус 6402 м. Литологический состав предположительно представлен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами (скважины №№ 95,67- Речицкие).

Возраст определен рубидий-стронциевым методом. Мощность отложений составит около 28 м.

По результатам ГИС (геофизические исследования скважин) на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность пород верхнепротерозойского возраста.

Витебско-пярнуские (D₂ vt +pr) нерасчлененные отложения предположительно несогласно залегают на верхнепротерозойских образованиях. Глубина вскрытия данной толщи должна составить порядка 6512 м, абсолютная отметка - минус 6382 м. Отложения будут представлены песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и ангидритов в кровельной части (скважины №№ 95, 241 - Речицкие и скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст пород установлен по остаткам брахиопод (p. Atrypa devoniana Webs., p. Chonetes setigera Hall.). Мощность горизонта составит около 20 м.

Наровский горизонт (D₂ nr) будет вскрыт на глубине 6447 м с абсолютной отметкой минус 6317 м. Отмечается согласное залегание на витебско-пярнусских породах.

В стратиграфическом отношении наровские отложения представлены: костюковичскими D₂ nr (kst), городокскими D₂ nr (grd)и освейскими D₂ nr (os) слоями, расчленение, из-за небольшой мощности которых, производится условно.

Разрез будет представлен чередованием глин, алевролитов, мергелей с прослоями доломитов, сульфатно-карбонатных пород и песчаников.

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Calceola sandalina Lam., p. Mucophyllum longa Lam.). Предполагаемая мощность наровских отложений - 65 м (скважина № 95 - Речицкая).

Старооскольский горизонт (D₂ st) ориентировочно согласно залегает на глубине 6344 м на наровских отложениях с абсолютной отметкой минус 6214 м.

В стратиграфическом отношении старооскольские отложения представлены: марочскими D₂ st (mrc), столинскими D₂ st (stl) и горыньскими D₂ st (grn) слоями, расчленение, из-за небольшой мощности которых, производится условно (скважины №№ 95, 67 - Речицкие).

Отложения будут представлены переслаиванием алевролитов, глин, песчаников с прослоями доломитов глинистых и мергелей доломитовых.

Возраст пород установлен по остаткам остракод (p. Kirkbya virgata Net., p. Riasonia ticina Buch.). Мощность составит порядка 102 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность пород старооскольского возраста.

Ланский горизонт (D₃ ln) будет вскрыт на глубине 6301 м с абсолютной отметкой минус 6171 м.

В стратиграфическом отношении отложения представлены: нерасчлененными желонскими D₃ ln (gl) и убортскими D₃ ln (ub) слоями.

Отложения данного горизонта несогласно залегают на старооскольских образованиях. Ожидаемый литологический состав представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием в нижней части песчаников, в верхней - глин (скважины №№ 95, 67 - Речицкие).

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Ketophyllum medinense Soshk.,

p. Talulasma polytabula Soshk.). Мощность отложений составит около 43 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность ланских пород.

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи.

Саргаевский горизонт (D₃ sr) будет вскрыт на глубине 6273 м с абсолютной отметкой минус 6143 м.

В стратиграфическом отношении саргаевские отложения представлены нерасчлененными ведричскими D₃ sr (vd) и сарьякскими D₃ sr (srj) слоями.

Предполагаемый литологический состав представлен известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми с прослоями доломитов и мергелей (скважины №№ 68, 95, 67 - Речицкие).

Возраст пород установлен по остаткам брахиопод (p. Spirifer anossovi Vern., p. Leiorhynchu cyprea Vern.). Предполагаемая мощность горизонта - 28 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность пород саргаевского возраста.

Семилукский горизонт (D₃ sm) ориентировочно несогласно залегает на саргаевских породах при глубине 6251 с абсолютной отметкой минус 6121 м.

В стратиграфическом отношении семилукские отложения представлены нерасчлененными верховскими D₃ sm (vch), азерецкими D₃ sm (az) и буйновичскими D₃ sm (bn) слоями (скважины №№ 68, 83, 111 - Речицкие).

Разрез будет сложен доломитами с прослоями в кровле и подошве известняков глинистых и мергелей.

...