Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ МИНИСТЕРСТВА ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный университет»

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Реферат

на тему: Геологическая характеристика Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения

Выполнил:

Липин Н.А.

1. Физико-географическая характеристика

Заполярное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья, в 80 км к юго-востоку от районного центра Тазовское (рис.1).

Рис.1 Ямало-Ненецкий автономный округ

Населенным пунктом является вахтовый п. Новозаполярный, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Заполярного месторождения. Ближайший поселок - Самбург, находится в 60 км на западе, а на северо-западе в 85 км находится районный центр - пос. Тазовский.

Территория Пур-Тазовского междуречья представляет собой полого-холмистую равнину, поверхность которой наклонена в северо-восточном направлении к долине реки Таз.

На данной территории много озер, которые занимают 60% площади водораздела. Размеры отдельных озер до 3-5 км в поперечнике, глубина до трех метров. Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты.

Реки, пересекающие площадь с юго-востока на северо-запад (Малая Хэяха, Большая Хэяха, Юридейяха), несудоходны. Русла их извилисты, берега обрывисты. Ледостав на реках и озерах заканчивается в октябре, однако передвижение гусеничного транспорта по водным преградам возможно лишь в конце ноября. Освобождение рек ото льда происходит в конце мая - начале июня.

Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой. Лето короткое, прохладное и ветреное с похолоданиями и заморозками.

Среднегодовая температура минус 10⁰С. Устойчивые морозы держатся 210 дней. Самые холодные месяцы - январь, февраль. Морозы достигают минус 45-50⁰С. Самый теплый месяц - июль, его средняя температура 15-17⁰ С.

Количество атмосферных осадков колеблется от 337 до 635 мм в год и в среднем составляет 460 мм.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность - 1 человек на 6 км². Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.

2. Геология

В геологическом строении Заполярного месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и палеозойского фундамента. Непосредственно на Заполярном месторождении СКВ.83 вскрыты отложения средней юры на глубине 3935 м.

Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 83).

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.

3. Стратиграфия

Юрская система

Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими прослоями и пластами углей. Кровля свиты перекрывается трансгрессивными морскими осадками верхней юры и соответствует отражающему горизонту “Т”. Толщина свиты до 1370 м.

Верхний отдел

В составе верхней юры выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Васюганская свита представлена аргиллитами с тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Толщина свиты 67-74 м. Георгиевская свита сложена песчаниками, алевролитами с прослоями песчаника. Толщина свиты 22-75 м. Баженовская свита сложена аргиллитами и является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом “Б”. Толщина свиты 10-11 м.

Меловая система

Нижний мел

В составе нижнемеловых отложений выделяется три свиты: мегионская, заполярная, малохетская и нижняя часть покурской свиты.

Мегионская свита сложена аргиллитами темно-серыми до серых с прослоями серых алевролитов и песчаников. К песчаным пластам БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁² приурочены промышленные запасы газоконденсата и нефти.

Ранневаланжинский возраст свиты установлен по фауне и споровопыльцевым комплексам. Толщина свиты составляет 353-538 м.

Преимущественно сероцветными песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин представлена заполярная свита (cуходудинская).

По литологическому составу свита разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита характеризуется преобладанием в разрезе песчаных разностей (около 70%). Наиболее мощные пласты (до 90 м и более) приурочены к нижней и верхней частям подсвиты. Промышленные скопления газоконденсата и нефти содержатся в горизонте БТ_6-8 и пласта БТ_2-3. Валанжинский возраст определен по фораминиферам. Толщина подсвиты изменяется от 400 до 485 м.

Верхняя подсвита более заглинизирована. В нижней части разреза встречены “шоколадные” глины. Толщина подсвиты - 103-145 м.

Толщина свиты 409-485 м.

Малохетская свита несогласно залегает на различных слоях заполярной свиты. Представлена, в основном, песчано-алевритовыми сероцветными породами с прослоями серых алевролитов и зеленовато-бурых углистых глин. Толщина свиты 390-480 м.

Верхний мел

Покурская свита представлена породами континентального и прибрежно-морского генезиса. По литологическим особенностям разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита сложена глинистыми породами альб-аптского возраста. Толщина подсвиты 510-550 м.

Верхняя подсвита представлена песками, песчаниками серыми, зеленовато-серыми и алевритистыми глинами. Отсутствие выдержанных глинистых пластов в отложениях верхнепокурской подсвиты способствовало образованию огромных резервуаров, что явилось одним из важнейших факторов формирования сеноманского газоносного комплекса. Толщина подсвиты 140-200 м.

Отложения сеноманского возраста заканчивает разрез прибрежно-континентальных осадков.

Туронские отложения начинают цикл морских осадков верхнего мела.

Кузнецовская свита представлена глинами темно-серыми, часто со слабым зеленоватым оттенком, в нижней части битуминозными, тонко и гидрослюдистыми, алевритистыми, с незначительной примесью каолинита, содержащими обугленные растительные остатки и обломки раковин пелиципод. Толщина свиты 75-140 м.

Часельская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными, в различной степени обогащенными алевритовым материалом гидрослюдисто-хлоритового состава. Толщина подвиты 100-150 м.

Верхняя подсвита представляет собой чередование глин темно-серых прослоями слабоопоковидных, алевритистых и алевролитов серых, глинистых, слюдистых, плотных, иногда с обуглившимися растительными остатками. Толщина подcвиты 500-600 м.

Литология маастрихт-датских отложений (танамская свита) довольно однородна. Весь разрез представлен опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. В верхней части - глины алевритистые, сильнослюдистые, с прослоями сидерита. Толщина свиты 89-151 м.

Палеогеновая система

Палеогеновые отложения представлены континентальными песчаными осадками нижнего палеоцена и эоцена.

Отложения палеоцена (тибейсалинская свита) сложены песками серыми и светло-серыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, каолинизированными, преимущественно мелкозернистыми. Толщина тибейсалинской свиты 150-250 м.

Отложения эоцена (люлинворская свита) имеют неповсеместное распространение вследствие их размыва. Представлены они опоковидными глинами серыми, пепельно-серыми и голубовато-серыми, участками алевритистыми. Толщина свиты 30-49 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60-145 м.

3. Тектоника

В тектоническом отношении Заполярное месторождение расположено в пределах Надым-Тазовской синеклизы, Хадырьяхинской моноклинали, осложненной валами (Западно-Заполярным, Ярояхинским и др.), куполовидными поднятиями (Заполярным, Тазовским) и разделяющим и их прогибами (Призаполярным и др.) и котловиной (Ярояхинской).

Заполярная структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами осей 54 х 108 км и амплитудой более 250 м. Сводовая часть поднятия находится в районе скв.3, 90. Западное крыло складки более пологое.

По кровле нижнехетской свиты Заполярное поднятие оконтуривается изогипсой минус 3025 м и представляет собой одновершинную складку северо-восточного простирания с амплитудой более 250 м и размерами осей 47 х 25 км. Аналогичная характеристика структурного плана по отложениям сухо-дудинской, малохетской и др. свит. По кровле суходудинской свиты поднятие оконтуривается изогипсой минус 2450 м с амплитудой более 240 м, размером 45 х 26 км. По кровле малохетской свиты структура оконтуривается изогипсой минус 2025 м с амплитудой более 250 м и размерами 45 х 26 км. По кровле сеноманских отложений месторождение оконтуривается изогипсой минус 1300 м с амплитудой около 210 м, размерами 48 х 30 км и имеет более сглаженные очертания складки. По кровле туронского яруса структурный план имеет унаследованный вид, оконтуривается изогипсой минус 1260 м с амплитудой около 145 м, размерами 38 х 20 км. Отмечается закономерность в уменьшении амплитуды продуктивных горизонтов вверх по разрезу.

Нефтегазоносность

Заполярное месторождение расположено в Западно-Сибирской НГП, в Тазовском нефтегазоносном районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Северо-западнее и юго-восточнее находятся два крупных месторождения: Тазовское и Русское. На западе Тазовский район примыкает к Уренгойскому нефтегазоносному району Надым-Пурской нефтегазоносной области. Запасы нефти: 20 млн тонн, газового конденсата: 60 млн тонн, газа: 3,5 трлн кубометров.

Запасы углеводородов Заполярного месторождения формируют два комплекса резервуаров: верхний - является преимущественно газоносным, приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний -нефтегазоконденсатный, приурочен к валанжинским отложениям.

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах 1102,4-1343,6 м (абс.отм.-1048,4-1306,9 м). Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевролито-глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу. В разрезе преобладают песчано-алевритовые породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов изменяется от 0,4 м до 30 м. Общая эффективная толщина по скважинам составляет 4,2 м (скв. 49) - 169,6 м (скв. 37). В газоносной части сеноманской залежи доля проницаемых пород составляет 72%.

Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт “Т”, толщиной 30-35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь.

Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При разведке изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс.м³/ сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,02-1,70 МПа.

Газоводяной контакт по комплексу геофизических исследований скважин прослеживается на отметках минус 1299,5-1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении.

В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность следующих пластов: БТ_2-3, БТ_6-8, БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁².

В настоящее время ведутся подготовительные работы к промышленной эксплуатации неокомских нефтегазоконденсатных залежей, и в пробной эксплуатации находится 4 скважины куста №24. газоконденсатная смесь подается на установку подготовки моторных топлив, где из смеси выделяется конденсат, а газ сепарации подается на установку подготовки сеноманского газа для реализации потребителям.

Добыча газа на Заполярном месторождении достигает 130 млрд куб. м в год, Газового конденсата -- 3 млн тонн в год.

Cеноманская залежь

Основным объектом добычи является сеноманская газовая залежь, которая содержит основные запасы газа месторождения в ловушке размером 50-32 км, вскрыта на глубинах 1113-1377 м, массивного типа, водоплавающая, высотой более 250 м. пласты имеют сложное геологическое строение со значительной изменчивостью литологического состава горных пород. Коллектора газоносных пластов имеют пористость до 38%, проницаемость до 8 дарси, газонасыщенность до 85%. Начальное пластовое давление 12,87 МПа, пластовая температура изменяется от 21⁰ в куполе залежи до 27⁰С у ГВК. Газ состоит на 99%из метана с незначительным содержанием, до 0,15 г/м³, конденсата плотностью 870 кг/м³.

При разведке залежь изучена по данным испытания продуктивных пластов в 20 скважинах. Испытывались в основном нижние приконтактные части разреза залежи. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс. м³/сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,024-1,74 МПа.

Пористость изменяется от 17,1-22,2% в плотных алевролитах и слабо сцементированных мелкозернистых песчаниках до 30,0-37,5% в слабосцементированных песчаниках и алевролитах. Наиболее часто встречаются значения пористости 30-36% (72% от общего количества). Среднезвешенное значение пористости по керну равно 32,2%. Проницаемость газоносных пластов достигает 8 дарси.

Продуктивная толща сеномана представлена хаотичным переслаиванием песчано-алеврролитовых и глинистых пород различной толщины. Для определения коллекторских свойств из сеноманских отложений отобрано 838,94 м керна.

Неокомская залежь

Для опробования неокомских (валанжинских) нефтегазоконденсатных залежей на нижнемеловые отложения на Заполярном месторождении пробурено 65 разведочных скважин. В этих скважинах опробовано около 200 продуктивных объектов. Доказана промышленная газоносность пластов: БТ_6-8, БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁².

Пробурены 4 эксплуатационные скважины, в трех из которых освоен горизонт БТ₁₀ и в одной БТ_6-8. В двух скважинах выявлены МКД в верхнем и нижнем межколонных пространствах по сальниковым уплотнениям колонной головки, и в настоящее время проводятся работы по ликвидации МКД путем ревизии этих сальниковых уплотнений. Методами ГИС в этих скважинах выявлены также перетоки газа за технической колонной из сеноманских отложений по зацементированному пространству к устью скважин. Это вызывает серьезную озабоченность по повышению качества строительства неокомских скважин в связи с выявленными утечками газа по заколонному пространству технических колонн из сеноманских отложений и уменьшения их пластовой энергии, которые приводят к потерям газа из сеноманской залежи.

Пористость и проницаемость продуктивных пластов определены по керну на 972 образцах, из них 533 - отобраны из газонасыщенных коллекторов.

Неокомские отложения Заполярного месторождения имеют сложное строение и представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Встречаются маломощные прослои карбонатизированных вышеперечисленных литотипов. Песчаники серые, средне-мелкозернистые, нередко известковистые, плотные, встречаются мелкопятнистые с примесью цеолитов. географический геологический заполярные месторождение

Проницаемость коллекторов неокомской толщи изменяется от единиц до тысяч 10^-3 мкм². Наиболее часто встречаются коллекторы с проницаемостью 560-3200 10-3 мкм².

Средневзвешенное по толщине значение проницаемости равно 1,576 мкм² (323 определения). Средневзвешенное по толщине осадочной водонасыщенности (методом центрифугирования) равно 26,5%.

По материалам бурения 46 разведочных, 13 доразведочных и 4 эксплуатационные скважины в неокомском разрезе охарактеризовано пять подсчетных объектов, нефтегазоносных по данным опробования и геофизических исследований скважин (ГИС): БТ_6-8, БТ₁₀¹, БТ₁₁¹, БТ₁₁² и БТ₁₁³.

На основании проведенного анализа по результатам испытания на приток из неокомских залежей Заполярного ГНКМ можно заключить:

· Литологическое строение продуктивных горизонтов очень сложное, имеющейся информации по геологоразведочным скважинам недостаточно для получения полной картины о строении залежей;

· Литологическая неоднородность пластов по латерали, их выклинивание и разрывы сплошности предполагают наличие большого количества литологически экранированных ловушек по всей продуктивной толщи месторождения;

· Сложное литологическое строение пластов может быть причиной пропуска части продуктивных пластов в процессе испытаний разведочных скважин;

· Породы неокомского продуктивного горизонта гидрофильны, в связи с чем при испытаниях значительная часть объектов оказалась либо «сухой», либо с притоками фильтрата бурового раствора (ФБР).

Проведенный совместно с РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина анализ показал, что дебиты неокомских скважин явно занижены и в 50% испытаний из потенциально продуктивных отложений приток не получен из-за несовершенства вскрытия пластов перфорацией при репрессии и кольматацией пласта жидкостью, на которой проводилось вскрытие.

Список использованных источников

1) Васильева В.Г. Газовые месторождения СССР, «Недра» Москва 1968г

2) Горная энциклопедия. -- М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984--1991

3) Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н.В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.

Размещено на Allbest.ru