Установление литологических особенностей пород межсолевого комплекса Давыдовского месторождения Припятского прогиба

Проводимые исследования ориентированы на выделение перспективных площадей для постановки геологоразведочных работ на нефть в отложениях подсолевого, межсолевого и внутрисолевого комплексов.

Вначале с использованием программы OraView составлялись таблицы по продуктивным и перспективным горизонтам для каждого литолого-фациального комплекса в отдельности. Включали они в себя: 1) название и номер скважины; 2) результаты литологического описания керна с выделением прямых признаков нефтеносности (выделение нефти или присутствие пропитанных нефтью пород, наличие битумов, выделение углеводородных газов с содержанием тяжелых углеводородов, присутствие пород с запахом нефти или дающих вытяжку в нефтяных растворителях); 3) результаты исследований в открытом стволе; 4) результаты исследований в колонне; 5) дебиты (по притоку; по КВД); 6) результаты интерпретации ГИС.

В основу выделения перспективных площадей были положены 5-ть важных критериев нефтегазоносности: 1) результаты геохимических исследований; 2) результаты палеотемпературных исследований; 3) результаты исследований в колоне и открытом стволе; 4) результаты интерпретации ГИС; 5) результаты литологического описания керна.

Эти критерии отражают условия нефтегазообразования, формирования коллекторов и ловушек углеводородов, а также степень изученности перспективных площадей поисково-разведочным и параметрическим бурением.

В качестве структурной основы для выделения и оконтуривания нефтеперспективных объектов использованы структурные карты поверхности подсолевого, межсолевого и внутрисолевого комплексов масштаба 1:100000. Эти карты позволяют определить приуроченность выделенных площадей к разным частям тектонических ступеней и протяженных полиблоков: сбросо-блоковым уступам, структурным гребням, террасам и подножьям.

В пределах исследуемой территории были выделены перспективные площади 1-ой и 2-ой категории и возможно перспективные площади 1-ой и 2-ой категории. Отнесение площадей к той или иной категории основывалось на результатах исследований, проведенных в скважинах. К площадям 1-ой категории отнесены участки в пределах которых наличие нефти подтверждалось по фильтрационно-емкостным исследованиям, интерпретации ГИС и литологического описания керна. Могли отсутствовать положительные результаты по интерпретации ГИС и описанию керна. Площади 2-ой категории отличались наличием положительных результатов по интерпретации ГИС и описании керна. Причем в таких зонах могли отсутствовать результаты фильтрационно-емкостных исследований. Выделенные возможно перспективные площади отличались отсутствием положительных результатов по фильтрационно-емкостным исследованиям. При отнесении таких площадей к 1-ой категории учитывались положительные результаты по интерпретации ГИС и описанию керна (по возможности). Возможно перспективные площади 2-ой категории характеризуются в основном отсутствием результатов по интерпретации ГИС и наличием положительных результатов по описанию керна.

Выделенным перспективным площадям присвоены названия и соответствующий цвет, которым они отображены на структурных картах.

Детальное описание выделенных перспективных площадей приводится в нижеследующих главах настоящей работы.



5. Перспективы и нефтегазоносность подсолевого терригенного комплекса

5.1 Литолого-фациальная характеристика отложений продуктивных и перспективных горизонтов

Продуктивными горизонтами подсолевого терригенного комплекса являются старооскольский (D2st) и ланский (D3ln), сложенные терригенными породами (рисунок 4). Отложения витебско-наровского горизонта (D2vtb-nr), представленные глинистыми известняками и доломитами, мергелями, глинами с прослоями сульфатных, галогенных и терригенных пород, по всей вероятности, служат региональным флюидоупором [24].

Рисунок 4 - Продуктивные и перспективные горизонты подсолевого терригенного комплекса

Старооскольский горизонт (D2st) сложен переслаиванием алевролитов, глин, аргиллитов и песчаников. В нижней и верхней части преобладают песчаники, в средней - глины и алевролиты. Граница с ланским горизонтом нечеткая, что обусловлено литологической невыдержанностью отложений в кровле горизонта, и, возможно, наличием размыва или перерыва в осадконакоплении. Толщина горизонта изменяется от 67 м (скв. №2 - Удалевская) до 113 м (скв. №4 - Хобнинская). В целом по площади тенденция увеличения толщин в западном направлении сохраняется, но выражена слабо.

Ланский горизонт (D3ln) представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. В нижней части преобладают песчаники, в верхней - глины. В отличие от нижней, верхняя часть литологически выдержана на всей территории исследования. Толщина горизонта колеблется в пределах от 29 м в скважине №4 - Восточной-Калининской до 41 м в скважинах №1 - Северо-Хойникской, №3 - Дудичской. В изменении толщин определённой закономерности не наблюдается.

5.2 Нефтегазоносность

Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных и перспективных горизонтов

Старооскольский горизонт (D2st). Литологически пласты-коллекторы старооскольского горизонта представлены кварцевыми и кварц-полевошпатовыми хорошо отсортированными средне-, мелко-, реже крупнозернистыми песчаниками и алевролитами различной степени цементации. Такие породы обладают наиболее высокими коллекторскими свойствами среди отложений среднего девона.

Испытания горизонта проводились в необсаженном стволе 18 скважин, из них только в 5 получены притоки пластовой воды. В 7 скважинах испытания проводились совместно с ланским горизонтом. В скв. № 4 - Северо-Хойникской, №4 - Омельковщинской, №3 - Дудичской, №1 - Западно-Слободской, №1 - Крышечской дебиты составили 159 м3/сут., 200 м3/сут., 45,8 м3/сут., 0,89 м3/сут и 1 м3/сут соответственно. По ГИС нефтенасыщенных коллекторов выявлено не было. При раскалывании керна в скв. № 3 - Омельковщинская отмечался запах газа, а в скв. № 7 - Омельковщинская - выпоты нефти.

Обширное поле возможных коллекторов II и III классов со средневзвешенной пористостью от 10 до 15 %, редко 18 %, в единичных случаях больше 20 % охватывает территорию от Микуличской площади на юге и до Золотухинской, Москвичевской, Барсуковской на севере. К этому полю приурочена промышленная нефтеносность старооскольских отложений, которая подтверждена результатами испытаний и эксплуатации скважин Надвинского, Барсуковского нефтяных месторождений [5].

Ланский горизонт (D3ln) Проницаемая часть ланского горизонта (убортские слои) несет некоторые черты унаследованности от старооскольских образований, в то же время отличаясь общим ухудшением емкостно-фильтрационных свойств.

Ланский горизонт испытан в 27 скважинах. Из их в 16 скважинах получены притоки пластовой воды и только в скв. № 3 - Омельковщинской в колонне получен приток газа с неустановленным дебитом, в остальных скважинах притока получено не было. Зона наилучших фильтрационных свойств пород находится в юго-восточной части, где получены аномальные притоки пластовой воды. Дебиты в открытом стволе составили в скв. № 1 - Северо-Хойникской - 334 м3/сут., №2 - Омельковщинской - 326 м3/сут., №1 - Мокишской - 215 м3/сут., №7 - Омельковщинской - 254 м3/сут. Совместными испытаниями в скв. № 4 - Микуличской семилукского, ланского и старооскольского горизонтов (256 м3/сут.), № 2 - Микуличской ланского и старооскольского горизонтов (352 м3/сут.) получены притоки пластовой воды.

Западная часть характеризуется снижением коллекторских свойств и в целом коллекторы имеют здесь локальное распространение.

Максимальный дебит пластовой воды скв. № 1 - Западно-Слободская в открытом стволе составил 55,7 м3/сут.

Совместными испытаниями ланского и старооскольского горизонтов скважинами № 5 - Дудичская и 2 - Хобнинская получены притоки пластовой воды с дебитами 164 м3/сут. и 123 м3/сут. соответственно. По ГИС нефтенасыщенных коллекторов не выявлено. При раскалывании керна в скв. № 3 - Омельковщинская отмечался запах газа, а в скв. № 9004 - Москвичёвская - выпоты нефти [5].

Основные закономерности распространения разнодебитных коллекторов

Старооскольский горизонт (D2st). Пространственное распределение коллекторов старооскольского горизонта повторяет особенности размещения ланских коллекторов. В большинстве случаев старооскольский горизонт испытан совместно с ланским. Поиски старооскольских коллекторов также целесообразно осуществлять попутно с опоискованием и разведкой семилукского горизонта.

Ланский горизонт (D3ln). На значительной юго-восточной части Припятского грабена коллекторы имеют, по-видимому, зональное распространение. Здесь аномальнодебитные ланские коллекторы встречены на Микуличской, Северо-Хойникской, Омельковщинской площадях.

В ланских отложениях неоткрытые литологические ловушки безусловно существуют. В Центральном ареале возможны довольно обширные ловушки, образованные высоко- и даже аномальнодебитными коллекторами. Здесь ланские литологические ловушки, по-видимому, могут являться самостоятельными поисковыми объектами.

Геохимические критерии нефтеносности

Анализ фактического материала по содержанию Сорг. (средние значения) свидетельствует о том, что в продуктивных горизонтах подсолевого терригенного комплекса Сорг. составляет относительно невысокие величины и изменяется в пределах 0,20-0,58 % и только в отдельных образцах эта величина возрастает до 1 %.

В ланском резервуаре выделяются породы с повышенным содержанием Сорг. (от 0,5 % до 1 % и более), приуроченные к кровле или подошве. Обычно это темно-серые аргиллиты, глины. Однако, мощность этих обогащенных органическим веществом толщ невелика и составляет от 4-5 м до 8 м, в единичных случаях до 20 м.

Следует подчеркнуть, что для подсолевого терригенного комплекса характерно смещение типа ОВ в сторону гумусовой составляющей.

Результаты районирования подсолевого терригенного комплекса по степени преобразованности ОВ (уровню катагенеза) показали, что почти вся исследуемая территория по подсолевому терригенному комплексу характеризуется уровнем катагенеза МК1-МК3, что соответствует начальной стадии проявления ГФН (МК1) и оптимальным условиям ее проявления (МК2-МК3), когда процессы генерации и эмиграции УВ происходят в широких масштабах. Это свидетельствует о благоприятных условиях нефтегазообразования в подсолевом терригенном комплексе по этому показателю [5].

Геотермические показатели нефтегазоносности

Геотермические показатели нефтегазоносности приведены в целом для подсолевого комплекса. Данные отдельно для терригенных и карбонатных отложений отсуствуют. Но несмотря на это, информация, приведенная ниже может иметь важное значение при оценке нефтегазоносности как подсолевого терригенного, так и карбонатного комплексов.

Для построения фоновой термограммы (рисунок 5) использовались геотермические замеры в восстановленном тепловом поле (выдержка не менее 10 сут.) и определялась средняя температура из всех замеров соответствующей зоны через 50 м мощности подсолевого комплекса [25].

Кроме этого, были использованы замеры геотермического градиента со следующим распределением по Центральной структурной зоне: использованы замеры по следующим площадям: Дудичская (скв. №2, №3) и другим площадям.

Анализируя построенную термограмму, следует отметить, что температура подсолевого комплекса на глубинах 2500 м составляет 40є, 3000 м - 49є, 4000 м - 67-68є. Это указывает на относительно невысокую геотермическую напряженность в пределах исследуемой территории, а также Центральной структурной зоны в целом. Однако несмотря на это, перспективность подсолевых отложений в отношении нефтегазоносности ни в коем случае не снижается [25].

Результаты фильтрационно-емкостных исследований

Фильтрационно-емкостные исследования, проведенные в колонне и открытом стволе показали, что нефть ни в одной из изученных скважин установлена не была.

Результаты интерпретации ГИС

Результаты интерпретации ГИС показывают, что в подсолевом терригенном комплексе нефть установлена лишь в одной скважине (скв. №10 - Ведричская), в остальных присутствует пластовая вода, или результаты проведенных исследований отсутствуют.

Результаты литологического описания керна

По результатам литологического описания керна, нефть установлена в следующих скважинах: №9004 - Москвичевская, №7 - Омельковщинская, №1, №10 - Ведричские. В скважине №3 - Омельковщинская установлен газ. Присутствие битума фиксируется в скв. №4 - Омельковщинская, №1 - Северо-Хойникская. Запах нефти отмечен в скв. №1 - Северо-Ольховская, № 5 - Дудичская. В остальных скважинах прямые признаки нефтеносности отсутствуют.

5.3 Оценка наличия скопления углеводородов подсолевого терригенного комплекса

В результате проведенных исследований были изучены и обобщены данные по 78-ми скважинам, что позволило произвести оценку перспективности нефтегазоносности в отношении подсолевого терригенного комплекса.

Наибольший интерес представляет скважина №10 - Ведричская, где по результатам литологического описания керна и интерпретации ГИС была установлена нефть. Также определенное значение могут иметь скважины №1 - Ведричская, №9004 - Москвичевская, №7 - Омельковщинская, в которых нефть установлена только по результатам литологического описания керна, а также скважина №3 - Омельковщинская в которой установлен газ. Данные по этим скважинам приведены в таблице 1.

Данные скважин, не вошедших в число перспективных, представлены в виде таблицы в приложении Ж. Количество их - 71.

Таблица 1 - Скважины подсолевого терригенного комплекса

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Ведричская 10	доломит; нефть	-	-	нефть
2	Ведричская 1	мергель, глина, песчаник, алевролит; нефть	-	-	вода
3	Москвичевская 2004	глина; нефть	-	-	-
4	Омельковщинская 7	известняк, алевролит, песчаник, мергель; нефть	-	-	-
5	Омельковщинская 3	алевролит, песчаник, доломит; газ	-	-	вода
6	Северо-Ольховская 1	песчаник, глина; запах нефти	пластовая вода	-	-
7	Дудичская 5	доломит, глина, алевролит; запах нефти	-	-	-

В подсолевом терригенном комплексе перспективные площади в виде самостоятельных объектов не выделены, поскольку перспективные скважины имеют локальное распространение по площади территории исследований. В связи с этим, было принято следующее решение в отношении перспективных скважин №10, №1 - Ведричские, №2004 - Москвичевская, №7, №3 - Омельковщинские.

Данные по приведенным скважинам подсолевого терригенного комплекса были обобщены с данными подсолевого карбонатного комплекса. На основании этого были выделены и оконтурены Ведричская, Москвичевская, Котельниковская перспективные площади 1-ой категории, расположенные в восточной части исследуемой территории и Северо-Ольховская площадь 1-ой категории на западе (приложение Б).

Автор рекомендует в пределах выделенных выше перспективных скважин провести комплекс геолого-геофизических и литолого-фациальных исследований, с целью оценки благоприятности их в отношении нефтегазоносности. Тем более, что по данным геохимических и палеотемпературных исследований, эти скважины могут быть весьма перспективными.



6. Перспективы и нефтегазоносность подсолевого карбонатного комплекса

6.1 Литолого-фациальная характеристика отложений продуктивных и перспективных горизонтов

В подсолевом карбонатном комплексе основная часть коллекторов приурочена к саргаевскому (D3sr), семилукскому (D3sm) и воронежскому (D3vr) горизонтам, сложенных карбонатными образованиями (рисунок 6) [26].

Рисунок 6 - Продуктивные и перспективные горизонты подсолевого карбонатного комплекса

Саргаевский горизонт (D3sr) сложен известняками и доломитами в разной степени глинистыми с прослоями мергелей и ангидритов. Толщина его 36-43 м. В отдельных скважинах толщина горизонта уменьшается до 34 м (№4 - Северо-Хойникская) или увеличивается до 46 м (№1 - Западно-Слободская, №1 - Юревичская).

Семилукский горизонт (D3sm) представлен, в основном, доломитами. В подошвенной и кровельной частях присутствуют известняки глинистые и тонкие прослои мергелей. Толщины колеблются от 12 м (скв. №1 - Крышечская) до 29 м (скв. №1 - Северо-Хойникская), составляя в среднем 21-26 м.

Воронежский горизонт (D3vr) сложен доломитистыми известняками, известняками в разной степени глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов. В скважинах №4 - Микуличской и №6 - Омельковщинской отмечаются прослои песчаников кварцевых. Поле максимальных толщин (112-142 м) расположено в северо-восточной части рассматриваемой территории в районе Москвичевской площади. К западу толщины постепенно уменьшаются до 46-49м в районах Смагловской, Дудичской и Ново-Наховской площадей.

6.2 Нефтегазоносность

Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных и перспективных горизонтов

Характер распространения пластов-коллекторов и условия их формирования позволяют выделить в подсолевом карбонатном комплексе два самостоятельных резервуара: саргаевско-семилукский и воронежский.

Саргаевско-семилукский резервуар (D3sr-D3sm). По величине средневзвешенной пористости проницаемая часть саргаевско-семилукских отложений в большинстве поисково-разведочных скважин относится к коллекторам II и III классов со значениями пористости соответственно 10-15 % и 5-10 %. Пласты-коллекторы с пористостью более 10 % отмечаются в скважинах Дудичская №3. Из двух горизонтов саргаевско-семилукского резервуара семилукские отложения обладают значительно лучшими емкостно-фильтрационными свойствами.

Саргаевский горизонт (D3sr) испытан в 32 скважинах. В 18 скважинах притоков получено не было. Породы-коллекторы имеют локальное распространение. Притоки пластовой воды в открытом стволе получены в скв. №2 - Омельковщинской - 450 м3/сут., №4 - Северо-Хойникской - 93 м3/сут., №1 - Северо-Хойникской - 40,8 м3/сут., №2 - Северо-Хойникской - 19,4 м3/сут., №9003 - Москвичёвская - 1,5 м3/сут., №6 - Дудичская - 7,2 м3/сут. и №1 - Смагловская с неустановленным дебитом. В скважине № 1 - Северо-Ольховской в колонне приток нефти составил 2,4 м3/сут. В скважинах № 1, №4 - Борусских, №1 - Юревичской, №4 - Микуличской, №2 - Микуличской, №2 - Мокишской, №3 - Северо-Хойникской притоки пластовой воды получены при испытании совместно с другими горизонтами. В отложениях саргаевского горизонта породы-коллекторы отмечаются, преимущественно, в верхней части и связаны с доломитизированными известняками и вторичными органогенными доломитами. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый.

Семилукский горизонт (D3sm) испытан в 38 скважинах, из них в 9 скважинах притоков не получено, 4 скважины испытаны совместно с другими горизонтами. Аномальные притоки пластовой воды в открытом стволе были получены в юго-восточной части. Дебиты здесь составили: скв. №2 - Микуличская - 980 м3/сут., №1 - Северо-Хойникская - 500 м3/сут., №7 - Омельковщинская - 201,6 м3/сут., № 9001 - Котельниковская - 355 м3/сут., №2 - Омельковщинская - 480 м3/сут., №1 - Северо-Омельковщинская - 266 м3/сут.

Высокодебитные притоки пластовой воды в необсаженном стволе получены: в скв. №2 - Мокишская - 85 м3/сут., №1 - Мокишская - 84 м3/сут., №6 - Омельковщинская - 55,2 м3/сут., №1 - Калининская - 155 м3/сут., №1 - Макановичская - 100 м3/сут., №2 - Макановичская - 81,6 м3/сут., в колонне скв. №2 - Смагловская - 52,5 м3/сут. Низкодебитные притоки в колонне получены в скв. №3 - Борусская - 9,6 м3/сут. глинистого раствора и №1 - Смагловская - 0,30 м3/сут. пластовой воды. И только на Москвичёвском месторождении были получены промышленные притоки нефти с максимальным дебитом в скв. № 9002 - Москвичёвская - 163 м3/сут. В скважинах № 9004s2, №9007, №9003, №8 - Москвичёвских дебиты нефти составили от 15,49 м3/сут. до 36,8 м3/сут. В целом, по площади района исследований коллекторы имеют более широкое распространение, чем в ланском горизонте. В западной части по данным испытаний отмечается ухудшение коллекторских свойств пород. Зона с низкими коллекторскими свойствами расположена в районах скв. №2 - Дудичская, №3 - Хобнинская, №1 - Северо-Ольховская, №1 - Крышечская, №1 - Западно-Слободская, №1 - Юровичская. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый.

Воронежский резервуар (D3vr). Воронежский горизонт испытан в 33 скважинах. Из них в 22 скважинах притока не получено. В целом по горизонту коллекторы имеют локальное распространение. Зона наиболее широкого их распространения включает Макановичскую, Северо-Хойникскую, Микуличскую, Мокишскую площади и район скв. №7 - Омельковщинская, где были получены аномально и высокодебитные притоки пластовой воды в открытом стволе. На юго-востоке этой зоны они составили в скв. №1 - Северо-Хойникская - 276 м3/сут., №4 - Микуличская - 204 м3/сут., №2 - Микуличская - 200 м3/сут., №1 - Мокишская - 108 м3/сут. И только в скв. № 9003 - Москвичёвская и №9011 - Котельниковская в колонне получены притоки нефти с дебитами 2,5 м3/сут. и 103 м3/сут. соответственно. Западная часть характеризуется снижением коллекторских свойств пород и коллекторы имеют здесь локальное распространение. Притоки здесь получены в открытом стволе только в скв. №1 - Макановичская - 8 м3/сут. и №3 - Дудичская - 20,6 м3/сут. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый.

Основные закономерности распространения разнодебитных коллекторов

Саргаевский горизонт (D3sr). Коллекторы в саргаевском горизонте распространены шире, чем воронежские.

Обширные литологически экранированные ловушки в саргаевском горизонте не прогнозируются. Поиски и разведку залежей нефти в саргаевском горизонте рентабельно вести только попутно с бурением на семилукский горизонт.

Семилукский горизонт D3sm. Является основным объектом разработки. В исследуемом регионе встречены аномальнодебитные (? 200 м3/сут), высокодебитные (51-200 м3/сут), среднедебитные (11-50 м3/сут) и низкодебитные (?10 м3/сут) резервуары (рисунок 7).

Кроме того, выделяются участки, где отсутствие коллекторов связано с неблагоприятными первичными, седиментационными условиями. Здесь семилукский горизонт представлен более глинистыми отложениями, чем на площадях распространения коллекторов. Таким примером отсутствия коллекторов является участок восточной части Червонослободско-Малодушинской ступени в пределах ее гребня, уступа и террасы (район скважин 25). отложение разнодебитный коллектор литологический

Важным итогом проведенных исследований является то обстоятельство, что не обнаружено никаких показаний на отсутствие коллекторов в пределах террас и подножий тектонических ступеней. Напротив, намечено несколько зон распространения коллекторов с повышенными дебитами, удаленных от гребней ступеней, ориентированных субпараллельно региональным разломам. В пользу правомерности прогноза коллекторов в различных, глубокорасположенных частях ступеней свидетельствует анализ распределения величин дебитов нефти и воды по глубинам испытания. Этот анализ показывает, что величина не зависит от глубины залегания коллектора, и большие дебиты получены как на глубинах до 2 км, так в интервале 2-3 км, 3-4 км и на глубинах более 4 км. Вполне возможно, что при испытании семилукского горизонта на больших глубинах (даже более 5 км) будут открыты новые участки высокодебитных коллекторов.

Условные обозначения. Коллекторы: доказанные (1 - аномальнодебитные (?200 м3/сут.); 2 - высокодебитные (51-200 м3/сут.); 3 - среднедебитные (11-50 м3/сут.);4 - низкодебитные (?10 м3/сут.);5 - слабодебитные (дебиты по КВД); 6 - дебит не определен; 7 - коллекторы отсутствуют); прогнозируемые (8 - аномальнодебитные (?200 м3/сут.); 9 - высокодебитные (51-200 м3/сут.); 10 - среднедебитные (11-50 м3/сут.); 11 - низкодебитные (?10 м3/сут.); 12 - коллекторы отсутствуют)

Воронежский горизонт (D3vr). Коллекторы, способные давать притоки нефти или пластовой воды той или иной интенсивности, распространены в воронежском горизонте довольно ограниченно и весьма избирательно.

В целом для исследуемого района характерно редкое распространение коллекторов на небольших участках. Здесь даже на гребнях ступеней воронежские коллекторы являются, как правило, низкодебитными.

В целом, пространственное распределение лучших коллекторов воронежского горизонта унаследует особенности размещения семилукских коллекторов, что связано с унаследованностью тектонического развития региона в этот период. Однако в воронежских отложениях коллекторские свойства, как правило, хуже, чем в подстилающих семилукских.

Геохимические критерии нефтеносности

Анализ масштабов нефтегазообразования подсолевого карбонатного комплекса показал, что средние значения Сорг. по разрезу воронежских, семилукских и саргаевских отложений невысокие и чаще изменяются в пределах 0,13-0,70 %, реже эта величина возрастает до величины более 1%. По разрезу повышенное содержание Сорг. в большинстве случаев отмечается в воронежских и семилукских отложениях, иногда в евлановских, а по площади относительно высокое содержание Сорг. от 1 до 2 % выявлено в скважинах 1

По степени преобразованности ОВ отвечает градации МК1-МК3. Причем оптимальным условиям проявления главной фазы нефтегазообразования (МК2-МК3).

Приведенные данные показывают, что по условиям и масштабам нефтегазообразования подсолевые карбонатные отложения очень сходны с подсолевыми терригенными и характеризуются: а) относительно низким содержанием органического вещества (чаще менее 1 %); б) распространением ОВ смешанного гумусово-сапропелевого типа (кероген II-III типа, реже I-II типа); в) уровень катагенеза ОВ соответствует градации МК1-МК3; г) плотность эмигрировавших углеводородов невелика и изменяется в пределах от -10 до -67 т.к/км2, что свидетельствует о небольших масштабах нефтегазообразования и о распространении в подсолевом карбонатном комплексе очень бедных, бедных и средних нефтематеринских пород по классификации Ларской Е.С [28].

Результаты гидродинамических исследований скважин

Из большого числа изученных скважин, нефть по гидродинамическим исследованиям в колонне и открытом стволе была установлена в следующих скважинах: №6, №8, №9002, №9007 - Москвичевские, №8 - Летешинская, №1 - Северо-Ольховская, №51, №54 - Золотухинские, №9011 - Котельниковская, №9004, №9005 - Карташовские. В скв. №9004s2 - Москвичевская установлена дегазированная нефть. Пластовая вода с пленкой нефти установлена в скв. №2 - Удалевская, №6 - Ведричская, №18 - Малодушинская. Фильтрат глинистого раствора с пленкой нефти получен из скважины №1 - Летешинская.

Результаты интерпретации ГИС

Нефть по результатам интерпретации ГИС установлена в следующих скважинах: №1, №2 - Кербецкие, №1, №2 - Удалевские, №6, №8, №9002, №9003, №9004s2, №9007, №9009 - Москвичевские, №8 - Барсуковская, №1 - Летешинская, №1s2, №1 - Северо-Ольховские, №54, №51, №27, №64, №90, №93, №112, №113, №116 - Золотухинские, №10 - Ведричская, №26 - Малодушинская, №9006 - Северо-Новинская, №9011, №9012 - Котельниковские, №9006 - Северо-Новинская, №9004, №9005 - Карташовские. В остальных скважинах фиксировалась пластовая вода или результаты проведенных исследований вовсе отсутствовали.

Результаты литологического описания керна

В подсолевых карбонатных отложениях нефть установлена в следующих скважинах: №1, №2 - Кербецкие, №2 - Удалевская, №9002, №9003, №9007 - Москвичевские, №8 - Барсуковская, №1, №3, №8 - Летешинские, №7 - Омельковщинская, №1 - Руднинская, №1 - Ново-Наховская, №27, №54 - Золотухинские, №1, №3, №8, №10 - Ведричские, №1, №2 - Макановичские, №26 - Малодушинская, №1, №2 - Старо-Котельниковская, №9001 - Северо-Новинская, №9004, №9005 - Карташовские.

Наличие битума отмечено в скважинах: №3, №2 - Омельковщинские, №1 - Северо-Хойникская, №2, №3 - Дудичские, №2 - Руднинская, №4 - Хобнинская, №7 - Ведричская, №18 - Малодушинская, №25 - Барсуковская.

В остальных скважинах наличие прямых признаков нефтеносности в керне не установлено.

6.3 Оценка наличия скопления углеводородов подсолевого карбонатного комплекса

В результате проведенных исследований было изучено 114 скважин. Так, по фильтрационно-емкостным исследованиям нефть была установлена в 12-и скважинах; по результатам интерпретации ГИС - в 32-ух скважинах; по результатам литологического описания керна - в 31-ой скважинах.

На основании обобщения полученных данных были выделены перспективные площади 1-ой и 2-ой категории (приложение Б), требующие постановки геолого-разведочных работ с целью оценки перспектив их нефтегазоносности.

К площадям 1-ой категории отнесены: Золотухинская, Макановичская, Карташовская, Москвичевская, Летешинская, Котельниковская и Северо-Ольховская, детальное описание которых приводится ниже.

Золотухинская площадь расположена в северной части исследуемого района и тектонически приурочена к гребеню Червоно-Слободско-Малодушинской ступени (Червоно-Слободско-Малодушинская зона нефтегазонакопления). Оконтурена по перспективным скважинам, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Скважины Золотухинской площади 1-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Золотухинская 54	глина, известняк, доломит; нефть	нефть	132,5	нефть
2	Золотухинская 51	известняк, доломит; без признаков	нефть	-	нефть
3	Золотухинская 27	Мергель, глина, известняк, доломит; нефть	-	-	нефть
4	Золотухинская 112	-	-	-	нефть
5	Золотухинская 113	-	-	-	нефть
6	Золотухинская 116	-	-	-	нефть
7	Золотухинская 93	-	-	-	нефть
8	Золотухинская 90	-	-	-	нефть
9	Золотухинская 64	-	-	-	нефть

Макановичская площадь выделена юго-восточнее Золотухинской зоны в пределах террасы Азерецко-Хобнинской ступени. Оконтурена по 2-ум скважинам (таблица 3).

Таблица 3 - Скважины Макановичской площади 1-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Макановичская 1	известняк, доломит, ангидрит; нефть	объект неприточен	-	-
2	Макановичская 2	известняк, доломит; нефть	пластовая вода	81,6	вода

Карташовская площадь расположена между Москвичевской и Макановичской площадями. В тектоническом отношении приурочена террасе Азерецко-Хобнинской ступени. Оконтурена по 4-ем скважинам (таблица 4). По показателю нефтегазообразования выделенная зона характеризуется большой степенью вероятности промышленного нефтегазообразования.

Величина геохимического показателя локального уровня в этой зоне в направлении от скв. №2 - Калининская к скв. №9007 - Москвичевская растет и составляет: 0,106: - 0,2432 %-0,316%, что соответствует увеличению в этом направлении вероятности выявления нефтенасыщенного пласта и подтверждается практическими данными.

Москвичевская площадь расположена на востоке исследуемого района в пределах террасы Азерецко-Хобнинской ступени. Оконтурена по 7-ми скважинам (таблица 5).

Таблица 5 - Скважины Москвичевской площади 1-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Москвичевская 6	-	нефть	4,2	нефть
2	Москвичевская 8	-	нефть	150,0	нефть
3	Москвичевская 9002	доломит; нефть	нефть	45,6	нефть
4	Москвичевская 9003	известняк, доломит; нефть	пластовая вода	2,5	нефть
5	Москвичевская 9004s2	-	дегазированная нефть	-	нефть
6	Москвичевская 9007	доломит, известняк, мергель; нефть	нефть	41	нефть
7	Москвичевская 9009	-	пластовая вода	32,1	нефть

Летешинская площадь выделена восточнее Москвичевского участка. Тектонически приурочена к уступу Червоно-Слободско-Малодушинской ступени (Червоно-Слободско-Малодушинская зона нефтегазонакопления).

Котельниковская площадь расположена в восточной части изучаемого района юго-западнее Москвичевской площади. Приурочена к гребню Азерецко-Хобнинской ступени. Оконтурена по 3-ем скважинам (таблица 7).

Таблица 7 - Скважины Котельниковской площади 1-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Омельковщинская 7	ангидрит, доломит, известняк, мергель, алевролит; нефть	пластовая вода	201,6	-
2	Котельниковская 9011	доломит; нефть	нефть	60,9	нефть
3	Котельниковская 9012	доломит; нефть	-	-	нефть

Северо-Ольховская площадь выделена в западной части исследуемой территории. Оконтурена по 2-ум перспективным скважинам.

К перспективным площадям 2-ой категории в пределах изучаемого района отнесены: Ведричская, Малодушинская, Барсуковская, Кербецкая и Удалевская.

Таблица 10 - Скважины Малодушинской площади 2-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Малодушинская 18	доломит, известняк; битум	пластовая вода с пленкой нефти	110,9	вода
2	Малодушинская 26	доломит, известняк; нефть	-	-	нефть



Барсуковская площадь выделена в крайней восточной части изучаемого района в пределах гребеня Червоно-Слободско-Малодушинской ступени (Червоно-Слободско-Малодушинская зона нефтегазонакопления). Оконтурена по 1-ой скважине .

Таблица 13 - Скважины Удалевской площади 2-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Удалевская 1	-	ф-т гл. р-ра	5,8	нефть
2	Удалевская 2	доломит, известняк, ангидрит, мергель; нефть	пластовая вода с пленкой нефти	5,5	нефть

Определенный интерес могут представлять скважины № 2 - Смагловская, №1 - Руднинская, №1 - Ново-Наховская, №9006, №9001 - Северо-Новинские. Нефть в этих скважинах выявлена в результате литологического описания керна или по интерпретации ГИС (таблица 14).

Таким образом, выделенные перспективные площади 1-ой и 2-ой категории, могут быть рекомендованы для постановки геолого-разведочных работ, с целью уточнения и получения новых данных о перспективности нефтегазоносности подсолевых карбонатных отложений восточной части Центральной структурной зоны Припятского прогиба.

Таблица 14 - Скважины подсолевого карбонатного комплекса

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация ГИС
1	2	3	4	5	6
1	Смагловская 2	доломит, ангидрит, глина; нефть	пластовая вода	52,5	-
Окончание таблицы 14
1	2	3	4	5	6
2	Руднинская 1	доломит; нефть	притока нет	-	вода
3	Ново-Наховская 1	доломит; нефть	-	-	-
1	Северо-Новинская 9006	известняк, мергель, доломит; без признаков	ф-т гл. р-ра	6,6	нефть
2	Северо-Новинская 9001	известняк, мергель, доломит, глина; нефть	пластовая вода	-	вода

В пределах выделенных площадей следует ожидать распространение тяжелых, битуминозных (с420 = 0,91-0,97 г/см3 и более), сернистых (содержание серы более 1%), смолистых (более 20-30%) нефтей.



7. Перспективы и нефтегазоносность межсолевого комплекса

7.1 Литолого-фациальная характеристика отложений продуктивных и перспективных горизонтов

Для межсолевого комплекса основными коллекторами нефти и газа являются карбонатные образования (известняки и вторичные доломиты) задонского (D3zd), елецкого (D3el) и петриковского (D3ptr) горизонтов (рисунок 8) [29].

Рисунок 8 - Продуктивные и перспективные горизонты межсолевого комплекса

Отложения продуктивных горизонтов межсолевого комплекса представлены чередованием тёмно-серых мергелей, известняков, известняков глинистых, с прослоями доломитов, доломитов глинистых, туфогенных пород, ангидритов и аргиллитов. Карбонатность задонского горизонта возрастает в северо-восточном направлении. В елецком горизонте в северо-восточном направлении возрастает количество туфогенного материала. Наиболее высокие содержания глинистого материала отмечены в петриковском горизонте.

Характер изменения толщин межсолевого комплекса сложный и в недостаточной степени изучен бурением. Выделяется несколько районов со своими закономерностями изменения толщин.

В северо-восточной части увеличение толщин происходит в северном направлении от 296-327 м в скважинах №1, №2 - Северо-Хойникских, №6, №7 - Омельковщинских, №9011, №9012 - Котельниковских до 554-793 м в скважинах №20, №23, №13 - Малодушинских, №4, №19, №20, №25, №26 - Барсуковских, №1 - Кербецкой. В юго-западной части толщины также увеличиваются в северном направлении от 264-279 м в скважинах №1 - Юревичской, №1 - Западно-Слободской до 381 м в скважине №1 - Северо-Ольховской [5].

На остальной части изучаемой территории толщины составляют от 318-331 м в скважинах №1 - Борусской, №1, №4 - Хобнинских, №3, №4 - Рудецких до 399 м в №1 - Рудецкой и только в скважинах №1 - Смагловской и №4 - Борусской они достигают 441 м и 475 м соответственно. Следует отметить, что резкое изменение толщин происходит между скважинами №30 и № 4 - Барсуковскими с 285 м до 776 м [30].

7.2 Нефтегазоносность

Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных и перспективных горизонтов

Задонские (D3zd) и елецко-петриковские (D3el- D3ptr) отложения характеризуются широким изменением фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и площади. Анализ средневзвешенной пористости таких отложений позволил выделить изменения емкостно-фильтрационных параметров по площади исследуемого района.

Задонский горизонт (D3zd). Пласты-коллекторы выделяются в виде небольшого участка в пределах Притокской (скв. №16) площади. Характеризуются они коэффициентом пористости от 5 до 15.

Из задонского горизонта высокодебитный (108 м3/сут) приток пластовой воды получен в скважине №3 - Северо-Хойникская и среднедебитный (17 м3/сут. по КВД) глинистого раствора в скважине №2 - Калининская.

Елецко-петриковский горизонты (D3el - D3ptr). В скважине №4 - Хобнинская по ГИС в елецком горизонте выделяется водонасыщенный коллектор. В отложениях петриковского горизонта коллекторы связаны с известняками и доломитами в скважине №1 - Северо-Ольховская, откуда получен приток по КВД 4,56 м3/сут. с неустановленным характером насыщения.

Основные закономерности распространения разнодебитных коллекторов

В различных структурных условиях коллекторы межсолевого комплекса существенно отличаются генезисом, свойствами, морфологией, стратиграфическим положением, поэтому представленная карта дебитов нефтей и пластовых вод межсолевого комплекса (рисунок 9) не иллюстрирует всю реальную сложность распространения коллекторов.

Приведенная карта демонстрирует резкую площадную изменчивость коллекторских характеристик межсолевых отложений. Основным региональным фактором такой изменчивости является лито-фациальная зональность межсолевого комплекса Припятского прогиба, изученная многими геологами.

Следует отметить, что в восточной части Центрального структурного района Припятского грабена коллекторы присутствуют лишь локально.

Геохимические исследования показывают, что межсолевые отложения существенно отличаются от подсолевых. Особенности (и масштабы) нефтегазообразования в межсолевом комплексе могут быть сведены к следующим факторам:

1) содержание Сорг. в исследуемых отложениях значительно выше (часто в несколько раз), чем в подсолевых отложениях. В большинстве случаев Сорг. более 1 %. По разрезу содержание Сорг. изменяется достаточно закономерно, увеличиваясь от задонских (D3zd) к елецко-петриковским (D3el - D3ptr) отложениям;

2) степень катагенеза межсолевых отложений в пределах исследуемой территории не превышает стадию ПК3;

3) генетический тип ОВ изменяется от II-III до I-II, причем кероген I-II типа встречается в межсолевых отложениях чаще, чем в подсолевых;

4) коэффициент выхода жидких углеводородов из ОВ изменяется от 0,2 до 2;

5) по удельной эмиграции жидких УВ породы - очень бедные (менее 30 тыс. т/км3)

6) мощность и величина нефтесборной площади межсолевых отложений выше, чем в подсолевых комплексах;

7) нефти межсолевого комплекса по сравнению с нефтями подсолевого более тяжелые, битуминозные, более смолистые и сернистые, что соответствует менее жестким палео- и современным термобарическим условиям, меньшей глубине погружения продуктивного комплекса, более худшим условиям сохранности [31].

Геотермические показатели нефтеносности

В связи с неравномерными геотермическими условиями Припятского прогиба, для Центральной структурной зоны строилась зональная термограмма. Для ее построения использовались геотермические замеры в восстановленном тепловом поле (выдержка не менее 10 сут.) и определялась средняя температура из всех замеров соответсвующей зоны через 50 м мощности межсолевого комплекса. По осредненным значениям строилась сводная термограмма (рисунок 10), которая и принималась в качестве фоновой. Для построения фоновой термограммы были использованы замеры геотермического градиента со следующим распределением по Центральной структурной зоне: использованы замеры по площадям Дудичской (скв. №2, №3) и другим площадям.

Построенная термограмма показывает, что в межсолевых отложениях Центральной зоны температура для глубин 2000 м составляет 33-36; для 3000 - 48-50 и для 4000 - 65-67 [32].

Учитывая неравномерную площадную геотермическую напряженность разреза Центральной зоны, для геотермического анализа преимущественно ее восточной части были приведены изменения температур с глубиной для отдельных скважин (таблица 15).

Таблица 15 - Геотермические параметры межсолевых отложений восточной части Центральной структурной зоны Припятского прогиба

№ п/п.	Площадь	№ скв.	Межсоль, кровля	Межсоль, подошва
			Т0	Н	Т0	Н
1	2	3	4	5	6	7
1	З-Слободская	1	50,3	2896	-	-
2	Калининская	1	64,8	3274	-	-
3	Калининская	2	60,8	3102	-	-

Характеризуя различия между геотермическими параметрами отдельных скважин, можно отметить, что температура поверхности межсолевых отложений в изучаемом районе изменяется от 27,6 до 79,1єС.

Приведенная числовая зависимость температуры от глубины залегания в изучаемой геотермической зоне имеет важное практическое и поисковое значение, поскольку позволяет выполнять сравнение величины тепловой аномалии в поисковых скважинах, а также быть ориентиром при составлении проектной документации на строительство глубоких скважин для поисков нефти.

Результаты фильтрационно-емкостных исследований

Фильтрационно-емкостные исследования, проведенные в колонне и открытом стволе всех изученных скважин, не подтвердили наличие в них нефти.

Результаты интерпретации ГИС

По результатам интерпретации ГИС нефть была установлена в следующих скважинах: №9001 - Северо-Новинская, №1 - Хобнинская, №18 - Барсуковская, №6, №9003 - Москвичевские, №24, №31, №16 - Малодушинские.

Результаты литологического описания керна

Нефть по результатам литологического описания керна установлена в скважинах: №1 - Западно-Слободская, №1 - Северо-Котельниковская, №4 - Дудичская, №1 - Ново-Наховская, №1, №2, №3 - Руднинские, №16 - Притокская, №1, №4 - Хобнинская, №8, №76, №20, №15 - Барсуковская, №4 - Борусская, №2002_1, №9002 - Москвичевские, №11, №12, №16, №19 - Малодушинская. Выделение газов фиксируется в скв. №1 - Крышечская. Запах нефти отмечен в скв. №5 - Руднинская, №3 - Летешинская. В скважине №2 - Кербецкая присутствует фиксируется запах газа. Наличие битума отмечено в скважинах №9, №20 - Золотухинские.

7.3 Оценка наличия скопления углеводородов межсолевого комплекса

В результате проведенных исследований были изучены и систематизированы данные по 129-и скважинам, пробуренным на территории изучаемого района. Так по результатам фильтрационно-емкостных исследований нефть не была установлена ни в одной из изученных скважин; по результатам интерпретации ГИС наличие нефти подтверждается в 8-ми скважинах, а по результатам литологического описания керна - в 21-ой скважине.

В связи с тем, что результаты фильтрационно-емкостных исследований, проведенных в большинстве скважин, не указали на наличие нефти, то в пределах исследуемой территории были выделены только возможно перспективные площади 1-ой и 2-ой категории (приложение В).

К возможно перспективным площадям 1-ой категории отнесены: Москвичевская, Малодушинская, Северо-Новинская, Хобнинская, Восточно-Барсуковская.

Москвичевская площадь расположена в северо-восточной части исследуемой территории. Тектонически приурочена к террасе Азерецко-Хобнинской ступени. Оконтурена по 4-ем скважинам (таблица 16).

Таблица 16 - Скважины Москвичевской площади 1-ой категории

№	Название и номер скважины	Литологическое описание керна; признаки нефтеносности	Исследования в открытом стволе и колонне	Дебит (по притоку)	Интерпретация<...

Подобные документы

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Изучение геологических разрезов скважин Северо-Вахского месторождения

  Литолого-геофизическая характеристика средне-верхнеюрских отложений участка Северо-Вахского месторождения. Корреляция разрезов скважин. Геологическая история формирования циклита. Построение карт коэффициентов песчанистости и распространения коллекторов.
  
  курсовая работа [5,0 M], добавлен 12.03.2013
  

• Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

  Характеристика геологического строения и нефтегазоносности северного борта Западно-Кубанского прогиба. Строение чокракских отложений. Литофациальная и структурно-фациальная зональность. Источники терригенного материала. Локальные перспективные объекты.
  
  магистерская работа [5,3 M], добавлен 24.02.2015
  

• Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

  Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014
  

• Геологическая характеристика Талинского месторождения

  История освоения Талинского месторождения. Стратиграфия, тектоника и особенности геологического строения отложений. Разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика. Анализ эксплуатации скважин, осложнения и пожарная профилактика.
  
  дипломная работа [177,7 K], добавлен 13.04.2014
  

• Типы пород-коллекторов и нефти и газа

  Классификация, механические и тепловые свойства пород-коллекторов. Характеристика и оценка пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом. Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа в Западной Сибири.
  
  реферат [1,6 M], добавлен 06.05.2013
  

• Проект соляно-кислотной обработки скважины Средне-Макарихинского месторождения

  Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
  
  курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012
  

• Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород

  Классификация коллекторов терригенного и карбонатного состава. Гранулометрический состав пород. Трещины диагенетического происхождения. Закономерности в расположении и ориентировке трещин в горной породе. Методы определения остаточной воды в пластах.
  
  контрольная работа [30,2 K], добавлен 04.01.2009
  

• Геологическое строение Сосновского месторождения

  Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
  
  реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010
  

• Корреляция нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения

  Проведение корреляции нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения. Выделение реперных и отражающих горизонтов. Расчленение разрезов скважин, литологическая колонка по данным геофизических исследований. Построение корреляционной схемы.
  
  контрольная работа [49,1 K], добавлен 10.04.2012
  

• Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

  Назначение и проектирование конструкции скважины. Отбор керна и шлама. Опробование и испытание перспективных горизонтов. Определение числа колонн и глубины их cпуска. Выбор способа бурения. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов.
  
  дипломная работа [674,1 K], добавлен 16.06.2013
  

• Опыт применения расширенного комплекса ГИС и пластоиспытателей в условиях отложений юрского возраста Ем-Еговского месторождения

  Изучение петрофизических свойств пород юрского возраста и палеозоя, уточнение структурной и геологической модели месторождения. Проведение работ в скважине. Проведение нейтрон-гаммы спектроскопии, ядерно-магнитного каротажа в сильном магнитном поле.
  
  статья [4,6 M], добавлен 07.07.2014
  

• Геологическое строение и газоносность Виноградного месторождения

  Геолого-геофизическая изученность района. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения. Тектоническое строение, газоносность, и физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Прогнозная оценка количества ресурсов горючих газов.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 10.11.2015
  

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

  Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
  
  учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010
  

• Уточнение геологического строения Геологического месторождения (Припятский прогиб) и выявление нефтеперспективных структур методами сейсморазведки

  Экономика и физико-географические условия района исследований. Геолого-геофизическая изученность территории. Стратиграфия, тектоника, неотектонические структуры и геоморфология Припятского прогиба. Полевые сейсморазведочные работы и их результаты.
  
  дипломная работа [147,0 K], добавлен 26.05.2012
  

• Месторождение нефти Припятской нефтегазоносной области

  Тектонические элементы поверхности фундамента и нижнего структурного яруса осадочного чехла. Литолого-стратиграфическое распределение запасов нефти. Нефтегазоносность Припятского прогиба. Геохимические особенности органического вещества, нефтей и газов.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 27.12.2013
  

• Методика расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения

  Характеристика геологического строения, нефтеносность и состояние скважин месторождения. Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения. Методы и результаты расчёта коэффициента извлечения нефти на режиме активного нефтевытеснения водой.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.12.2015
  

• Разработка месторождения Акинген

  Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
  
  дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015
  

• Геологическое строение и нефтегазоностность "Совхозного месторождения"

  Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.
  
  курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам