Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Тектоника

2. Стратиграфия и литология

3. Геологическое строение залежей

4. Нефтегазоносность и коллекторские свойства

5. Физико-химические свойства нефти, газа и воды

6. Построение карт

7. Подсчет запасов нефти объемным методом

Заключение



Введение

Орехово-Ермаковское месторождение расположено на границе Нижневартовского и Сургутского районов Ханты-Мансийского округа Тюменской области, в тридцати километрах от города Нижневартовска (рис.1.1), крупного транспортного центра. Нижневартовск имеет ежедневное железнодорожное и авиа сообщение с областным центром, а в период навигации еще и водное.

В орографическом отношении район работ представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками рельефа от 34 до 88 м над уровнем моря. тектонический нефть газ залеж

Гидрографическая сеть представлена бассейном широтного течения р. Оби, реками: Кульеган, Ермаковский Еган, Ватинский Еган и др. Поймы рек заболочены. Много озер.

Климат района резко континентальный со сравнительно теплым летом и продолжительной холодной зимой. По данным Госметеослужбы среднегодовая температура -4.2°С, зимой в среднем -22°С, понижаясь в январе до -50°С, летом в среднем 17°С, достигая максимума 36°С в июле месяце. Направление ветра западное и северо-восточное. Среднегодовая скорость ветра 4.9 м/с, максимальная 15 м/с. Относительная влажность наиболее высока зимой до 92-95%. Среднегодовая сумма осадков составляет 500-650 мм, причем, большая часть выпадает в летний период с июня по август. Образование устойчивого снежного покрова отмечается в середине октября. Высота его достигает 1.0 - 1.2 м. Реки покрываются льдом в конце октября, ледоход начинается в мае. Толщина льда достигает 40 - 50 см.

Глубина сезонного промерзания грунта различна: торф- 0.4-1.1 м; песок - 1.5-4.5 м; супесь - 1.3-3.5 м; суглинок - 0.5-3.0 м.

Экономика района зависит, в основном, от нефтедобычи. Коренное население ханты и манси ведут полукочевой образ жизни, занимаются оленеводством, рыболовством и охотой.

Условия водоснабжения. В составе верхнего гидрогеологического этажа выделены три водоносные толщи: четвертичная, атлым-новомихайловская и чеганская. Для централизованного водоснабжения рекомендован атлым-новомихайловский водоносный горизонт, приуроченный к олигоцену. Вода по всем параметрам удовлетворяет требованиям ГОСТа, кроме повышенного содержания железа. Для поддержания пластовых давлений в процессе разработки месторождения целесообразно использовать, с технико-экономических и геолого-гидрогеологических позиций, апт-сеноманские подземные воды. Их ресурсы вполне обеспечат потребности нефтедобычи на весь срок разработки месторождения.

Разведочное бурение производилось силами Мегионской нефтеразведочной экспедиции Главтюменьгеологии, а эксплуатационное - ПО Нижневартовскнефтегаз. Пробурено 57 поисково-разведочных скважин и 1079 эксплуатационных.

Площадь работ расположена к югу от г. Мегиона и на юго-запад от г. Нижневартовска. Ближайшие разрабатываемые месторождения Ватинское, Мегионское, Мыхпайское. В 35 км от Ермаковского месторождения пролегает трасса нефтепровода Нижневартовск - Омск. Вблизи месторождения проходит железная дорога Нижневартовск - Тюмень.



1. Тектоника

Для Западно-Сибирской плиты, возникшей в послепротерозойское время, характерно наличие трех структурно-тектонических этажей.

Нижний этаж, который формировался в палеозойское и допалеозойское время, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют ее складчатый фундамент, тектоническое строение которого к настоящему времени изучено слабо.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триассовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма.

Верхний структурно-тектонический этаж или платформенный чехол формировался в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма слагающих его пород. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены достаточно детально.

Тектоническая активность территории в верхне-триасовом и нижне-юрском периодах обусловила формирование структурного плана по всем вышележащим горизонтам, а активизация на неотектоническом этапе привела к возникновению сложной системы дизъюнктивных дислокаций, проникающих в платформенный чехол и развитых практически повсеместно.

В тектоническом отношении Орехово-Ермаковское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода в пределах структуры II порядка - Ореховского куполовидного поднятия (к.п.), которое находится гипсометрически выше других рядом расположенных структур II порядка, осложняющих Нижневартовский свод. В свою очередь Ореховское к.п. осложняется Ермаковской и Ореховской положительными структурами. Из них наиболее крупным элементом и по гипсометрии лежащим выше является Ермаковское поднятие, к которому и приурочена большая часть Орехово-Ермаковского месторождения. Это поднятие представляет собой неправильной формы антиклинальную складку с углами наклона крыльев, варьирующих в диапазоне от 30' до 2°50'. На карте по отражающему горизонту "Б" по сейсмоизогипсе "-2450 м" она занимает площадь 572 км² (3328 км) и имеет амплитуду 120-140 м.

Ермаковская структура, в свою очередь, осложнена небольшими поднятиями четвертого порядка: Центральным, Южным и Восточным, которые контролируют распространение нефтеносности на этой площади.

Из этих структур IV порядка наиболее крупным является Центральное поднятие площадью по оконтуривающей его изогипсе "-2400 м" в 89.4 км² и амплитудой 70 м. За счет заливообразных прогибов контур этого поднятия имеет сложные очертания, а наиболее крутые углы наклона крыльев приурочены к зоне пережима (район скв. №343).

К востоку от Центрального поднятия через узкий желобообразный прогиб субмеридионального простирания располагается Восточное поднятие, представляющей собой ориентированную в северном направлении складку с двумя приподнятыми зонами в районе скважин №344, №345 и №375. По оконтуривающей изогипсе "-2400 м" Восточное поднятие имеет размеры 13х7км и площадь 70.8 км², а углы наклона крыльев составляют 41'-2°20' с максимальным градиентом в западном крыле складки.

К югу от Центрального и Восточного поднятий через седловину располагается Южное поднятие. Этот сравнительно небольшой приподнятый участок представляет собой брахиантиклинальную структуру, имеющую по промежуточной изогипсе "-2425 м" размеры 29.5 км и амплитуду 50 м. Наиболее крутые углы падения характерны для его западной и юго-западной частей, где они достигают 2°.

По данным бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсмических материалов построена серия структурных карт по поверхностям различных стратиграфических подразделений: по кровле мегионской, алымской, покурской и березовской свит, а также по кровле продуктивных горизонтов ЮВ₁¹, ЮВ₁², БВ₁₀, АВ_1-7

На структурном плане пласта БВ₁₀ по оконтуривающей изогипсе "-2250" размеры Ермаковского поднятия составляют 3429 км, амплитуда 100 м, а углы падения крыльев от 20' до 2°. При этом сохраняются все локальные поднятия и их элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту "Б".

По кровле мегионской свиты структурный план Ермаковского поднятия в основном повторяет структуру по кровле пласта БВ₁₀, но с заметным выполаживанием структурных форм и с углами наклона крыльев от 20' до 1°30', а амплитуда уменьшается до 70 м.

Структурные планы по кровле продуктивных пластов АВ_1-2 и кровле алымской свиты в основном совпадают со структурными планами нижезалегающих горизонтов, но с еще большим выполаживанием структурных форм. По кровле алымской свиты Ермаковская структура имеет углы наклона крыльев 10'-40' и амплитуду около 40 м.

До конца аптского века основной структурный план поднятия сохраняется, но с сокращением амплитуд. Затем за счет относительного воздымания Ореховского и западной периклинали Ермаковского поднятий обе эти структуры по кровле покурской свиты сливаются, а осложняющие их локальные структуры более высоких порядков нивелируются. Это характерно и для структурного плана на конец кампанского века (кровля березовской свиты).

Ореховская структура, расположенная в западной части Ореховского к.п., представляет собой на структурной карте по отражающему горизонту "Б" небольшое, вытянутое субширотное поднятие. По сейсмоизогипсе "-2450 м" размеры ее составляют 9.54 км, площадь 38 км², амплитуда 55 м, а углы наклона крыльев не превышают 2°30'. Максимальная отметка свода Ореховской структуры по горизонту "Б" по сейсмическим данным составляет - 2395 м, Ермаковской структуры - 2310 м, т.е. последняя расположена гипсометрически выше.

При анализе структурных карт по различным стратиграфическим подразделениям на Ореховском поднятии отмечаются те же закономерности, что и на Ермаковском: общая сходимость структурных планов с заметным выполаживанием, уменьшение углов наклона крыльев от 30'-2°30' по верхнеюрским отложениям до 10'-40' по кровле алымской свиты (аптский ярус).

По кровле покурской и березовской свит структурный план Ореховского поднятия претерпевает некоторые изменения: изменяется форма складки и она становится менее вытянутой. На фоне общей тенденции постепенного выполаживания оно более интенсивно происходит в районе западного крыла поднятия, что приводит к некоторому смещению центра свода на запад.

Корреляционный анализ структурных планов Ореховского и Ермаковского поднятий по различным горизонтам подтверждает высокую степень соответствия структур по разрезу, а также фиксирует изменения в структурном плане в отложениях верхнего мела относительно нижележащих стратиграфических подразделений.

По имеющимся геолого-геофизическим материалам основные этапы развития Ореховского к.п., начиная с юрского времени, представляются следующим образом. Основные тектонические элементы современного плана достаточно четко проявились уже в валажинское время, когда обособились Ореховское и Ермаковское поднятия. Общим для них является интенсивный рост в нижнемеловое время: свыше 80% их современных амплитуд сформировались к концу сеномана. Это время интенсивного роста структур соответствует наибольшей тектонической активности района в послеюрский период развития.

Однако, наряду с выявленными общими чертами тектонического развития локальных структур Ореховского к.п. отмечается и некоторые различия. Это выражается в различных темпах прогибания этих структур в готерив-сеномане: отставание в темпах погружения Ермаковской структуры относительно Ореховской, что привело к ее более высокому гипсометрическому положению по поверхности нижнемеловых и юрских отложений. Эти различия в тектоническом развитии нашли отражение в нефтеносности месторождения: во-первых, на Ореховской площади, в отличие от Ермаковской, отсутствуют залежи нефти в группе пластов АВ, во-вторых, водонефтяные контакты по залежи пласта Ю₁¹ гипсометрически значительно ниже на Ореховской, чем по залежам пласта Ю₁¹ на Ермаковской площади.

Итак, сложное тектоническое развитие Ореховского к.п., к которому приурочено Орехово-Ермаковское месторождение, повлияло на его геометрическую структуру и литологический состав отложений. В свою очередь, это оказало сильное влияние на распределение в его пределах как залежей в различных НГК, так и параметров, влияющих на их разработку.

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение мезозойско-кайнозойского чехла Орехово-Ермаковского месторождения произведено в соответствии с "Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины", утвержденные МКС СССР 30 января 1991 года.

Литологически разрез месторождения представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного платформенного чехла, подстилаемых метаморфизованными породами триас-палеозойского складчатого фундамента.

В пределах месторождения разрез осадочного платформенного чехла вскрыт 61 поисково-разведочной скважиной, однако, керновым материалом он охарактеризован неравномерно. Наиболее хорошо изучены в этом отношении отложения, к которым приурочены промышленно-нефтеносные горизонты, т.е. нижняя часть алымской и верхняя часть вартовской свит, содержащих продуктивные пласты группы АВ и верхняя подсвита васюганской свиты (продуктивный пласт ЮВ₁). Кроме этого, по некоторым скважинам керном охарактеризованы отложения покурской, мегионской, баженовской, георгиевской и тюменской свит. При описании литолого-стратиграфической характеристики разреза использовались заключения по результатам спорово-пыльцевого анализа из скважины №17 Ермаковской площади.

Краткие сведения о литологии свит, их палеонтологической характеристике, возрастной привязке, мощности, а также о выявленных продуктивных пластах и результаты их испытания приведены на сводном геологическом разрезе (граф. прил. 21). Ниже приводится краткое описание разреза и особенностей геологического строения месторождения.

3. Геологическое строение залежей

Доюрский фундамент

Возраст пород фундамента предполагается верхнедевонско-карбоновым. Поверхность доюрского консолидированного фундамента условно отождествляется с сейсмическим отражающим горизонтом "А", который прослеживается на всей территории месторождения и залегает на глубинах 2580 м-2725 м.

Юрская система

Отложения юрского возраста несогласно залегают на породах складчатого фундамента и представлены средним и верхним отделами.

Отложения среднего отдела - это преимущественно континентальные отложения тюменской свиты. В разрезе морских среднеюрских и верхнеюрских отложений выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с маломощными прослоями углей и глинистых известняков (сидеритов). В целом отложения свиты можно разделить на три части: нижнюю - существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю - песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.

В составе нижней подсвиты, включающей пласты Ю₇ -Ю₉, преобладают песчаники серые, мелкозернистые, крепко сцементированные, с остатками растительного детрита, с тонкими глинистыми прослоями.

Средняя подсвита (пласты Ю₅ - Ю₆) характеризуется преобладанием глинистых пород. Аргиллиты коричневато-серые, плотные с остатками растительного детрита, с включениями линз пирита. В верхней части тюменской свиты выделяется толща алеврито-песчаных пород с маломощными прослоями аргиллитов. К толще приурочены пласты Ю₂ - Ю₄. Песчаники и алевролиты верхней подсвиты - серые, с коричневатым оттенком, средне- и мелкозернистые, известковистые. Максимально вскрытая мощность тюменской свиты составляет 204 м (скв.№336Р). Возраст пород определяется по спорово-пыльцевым комплексам как аален-байосс-бат-нижнекелловейский.

Васюганская свита. Ее отложения залегают на породах тюменской свиты. Келловейский и оксфордский возраст пород васюганской свиты подтверждается находками макро- и микрофауны, а также результатами спорово-пыльцевого анализа. По литологическому составу выделяются две подсвиты: нижняя - существенно глинистая и верхняя - песчано-глинистая.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, иногда с буроватым оттенком, слабо битуминозными, с примесью слюды, с точечными и прожилкообразными включениями пирита, участками известковистыми аммонитами. тектонический нефть газ залежь

Верхняя подсвита сложена песчано-глинистыми осадками. Снизу вверх возрастает доля песчано-алевритового материала. В верхней части подсвиты отмечается присутствие углистого материала. Для алевролитов и аргиллитов характерны линзовидная и пологоволнистая слоистость. Аргиллиты - темно-серые, иногда с коричневатым или зеленоватым оттенком, слюдистые, с включением пирита. Алевролиты - слюдистые, с включением пирита и халькопирита изменяются по цвету от темно-серого до светло-серого. Песчаники - светло-серые, серые, иногда с коричневатым оттенком разной степени интенсивности, известковистые, слюдистые с присутствием пирита. На месторождении в разрезе этой подсвиты выделяются пласты Ю₁¹ и Ю₁². Эти пласты являются промышленно нефтеносными. Мощность васюганской свиты 29-89 м.

Возраст пород определяется по спорово-пыльцевым комплексам как келловей-оксфордский.

Георгиевская свита. Отложения георгиевской свиты представлены темно-серыми до черных аргиллитами, плотными с включениями алевролитового материала. Для осадков характерно высокое содержание глауконита, присутствие тонких прослоев битуминозных глин. В аргиллитах георгиевской свиты встречена фауна морского бассейна. Мощность отложений 2-5 м.

Возраст пород определяется как верхне-оксфорд-кимеридж-нижневолжский.

Баженовская свита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, иногда почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми, с подчиненным значением известняков и мергелей.

Строение свиты отображает фациальную обстановку осадконакопления в морском бассейне: от прибрежной, мелководной (средняя часть свиты) до глубоководной (основание и кровля свиты).

Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, присутствует обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод, фораминифер и радиолярий.

Повсеместное распространение битуминозных аргиллитов баженовской свиты, их выдержанный литологический состав позволили считать эту свиту наиболее характерным корреляционным репером, к которому приурочен отражающий сейсмический горизонт "Б".

Мощность свиты составляет 9-18 м.

Возраст пород определяется как волжский-нижнеберриасский.

Меловая система

Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижнемеловые образования включают в себя осадки мегионской, ванденской, алымской свит и нижней подсвиты покурской свиты.

Верхнемеловые образования представлены отложениями верхней части покурской свиты и морскими образованиями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита. Отложения свиты залегают согласно на битуминозных аргилитах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть - в основном глинистая, а верхняя содержит выдержанные прослои песчаников пласта БВ_8-10. В нижней подсвите выделяется невыдержанная ачимовская толща, представляющая собой чередование светло-серых, мелко- и среднезернистых, слюдистых, иногда карбонатных песчаников, аргиллитов и алевролитов с мелкорассеянным углистым детритом.

На Орехово-Ермаковском месторождении в разрезе ачимовской толщи выделяются три песчано-алевролитовых пачки, имеющие не повсеместное распространение. Присутствие в разрезе одновременно трех пачек по скважинам не установлено. В восточной части площади распространены вторая и третья пачки, а на западе первая и вторая. В западном и северо-западном направлениях наблюдается погружение песчано-алевролитовых пачек и их глинизация. В связи с таким характером распространения в пределах относительно небольшой площади ачимовская толща имеет резкую изменчивость. Мощность ее колеблется от 10 м

Выше разрез мегионской свиты представлен толщей аргиллитов серых, темно-серых с голубоватым или зеленоватым оттенком гидрослюдистого состава с примесью хлорида. В аргиллитах значительная примесь (иногда до 40%) мелкоалевритового материала кварц-полевошпатового состава. Встречается фауна пелеципод и аммонитов.

Верхняя часть мегионской свиты - преимущественно глинистая с песчано-алевритовыми пластами БВ₈ - БВ₁₀. Песчаники и алевролиты - серые и темно-серые, чаще всего мелко- и среднезернистые. В юго-восточной части площади продуктивный пласт БВ₁₀ глинизируется в западном направлении.

Разрез мегионской свиты заканчивается глинистой пачкой, которая служит покрышкой для горизонта БВ₈¹.

Вскрытая мощность мегионской свиты на Орехово-Ермаковсковском месторождении составляет 294-358 м.

Возраст мегионской свиты - берриас-валанжинский.

Ванденская свита согласно залегает на отложениях мегионской свиты.

По своему литологическому составу свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя - песчано-глинистая (пласты БВ₀-БВ₇), верхняя - преимущественно песчано-алевритовая (пласты АВ₂-АВ₈).

В верхней части нижней подсвиты залегает покачевская пачка аргиллитоподобных оскольчатых глин.

Пачка служит разделом между пластами групп АВ и БВ.

Отложения свиты представлены мелководно-морскими ритмично чередующимися песчаниками, глинами и алевролитами.

Песчаники - серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, слюдистые, плотные, кварц-полевошпатовые, средне сцементированные, участками алевритистые, полосчатые с прослойками зеленовато-серого алевролита, изредка встречается макрофауна в виде ракушек.

Алевролиты - серые, крупнозернистые, средне сцементированные, слюдистые, плотные.

Аргиллиты - серые, темно-серые, крепкие, слюдистые, с неровным изломом, местами полураковистые, линзовидно-волнистослоистые за счет линз, прожилок светло-серого песчаника, с включениями углистого детрита.

Мощность ванденской свиты составляет от 361 м до 472 м.

Возраст отложений ванденской свиты - валанжин-готерив-барремский.

Алымская свита несогласно залегает на отложениях ванденской свиты и представляет собой толщу преимущественно глинистых пород и условно подразделяется на нижнюю и верхнюю. К песчаникам нижней подсвиты приурочен горизонт АВ₁ с выявленным продуктивным пластом АВ₁³.

Песчаники - серые до темно-серых, слюдистые, мелкозернистые с глинистым и углистым материалом.

Алевролиты - серые до темно-серых, плотные, тонкозернистые с неровным изломом, с включениями растительных остатков.

Аргиллиты - серые до темно-серых, слюдистые, участками алевритистые, плотные с частыми включениями обуглившегося растительного детрита.

Мощность свиты - 67-78 м.Возраст отложений по спорово-пыльцевым комплексам принят как нижнеаптский.

Покурская свита сложена песками, песчаниками, алевролитами серыми и светло-серыми, по составу кварц-полевошпатовыми, слюдистыми с карбонатными и глинистыми включениями, с прослойками углисто-слюдистого материала и глинами серыми и темно-серыми, рыхлыми с примесью песка, иногда комковатыми. Породы, в основном, серые и зеленоватые. Степень сцементированности пород увеличивается вниз по разрезу свиты от слабо сцементированных и рыхлых до крепко сцементированных.

Мощность отложений свиты составляет 664-709 м.

Возраст пород покурской свиты - апт-альб-сеноманский.

Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела, несогласно залегающих на отложениях покурской свиты.

Свита сложена глинами темно-серыми, иногда зеленоватыми, слюдистыми, однородными, некрепкими, слабо алевритовыми, иногда с тонкими прослоями светло-серого песчаника и алевролита, с включениями обугленного растительного детрита и отпечатками фауны. Встречаются зерна глауконита.

Мощность отложений кузнецовской свиты изменяется от 5 м до 17 м, а ее возраст - туронский.

Березовская свита залегает согласно на подстилающих осадках кузнецовской свиты. Подразделяется на две подсвиты: нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю - преимущественно глинистую.

Нижняя - сложена опоками серыми, голубовато-серыми, глинами темно-серыми и черными, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными.

Мощность отложений нижней подсвиты изменяется от 56 м до 63 м.

Верхняя подсвита - более однородна по составу: глины серые, зеленовато-голубоватые, слабо алевритистые, участками опоковидные с редкими зернами глауконита, конкрециями пирита и сидерита, редкими прослоями опоковидных глин и опок. Отмечаются пиритизированные остатки водорослей и остатки макрофауны.

Свита содержит бедную фауну двустворок и фораминифер коньяк -сантон -кампанского возраста.

Мощность отложений верхней подсвиты - 55-66 м.

Общая мощность березовской свиты изменяется от 109 м до 125 м.

Возраст пород березовской свиты - кампан-сантон-коньякский.

Ганькинская свита завершает разрез меловых отложений и представлена морскими глинами серого цвета, в верхней части с зеленовато-голубоватым оттенком, алевритистыми, известковистыми с тонкими прослоями глинистых мергелей и слабо сцементированных алевролитов. В породах встречаются редкие зерна глауконита, обугленный детрит, конкреции сидерита, пиритизированные остатки водорослей.

Возраст свиты - маастрихт-датский.

Мощность свиты - от 137 м до 252 м.

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганькинской, талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская и новомихайловская свиты.

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неясно слоистыми, алевритистыми с включениями глауконита, с тонкими линзовидными прослоями алеврита глинистого и сидерита буровато-коричневого в верхней части. Встречаются мелкие пиритизированные растительные остатки и чешуйки рыб.

Мощность свиты изменяется от 31 м до 86 м.

Возраст талицкой свиты - инкерманско-качинский.

Люлинворская свита представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин. В нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты.

Мощность свиты изменяется от 126 м до 193 м.

Возраст свиты - бахчисарайско-бодракский.

Тавдинская свита приурочена к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами серыми, зеленовато- и голубовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов. Мощность свиты достигает 160-180 м.

Атлымская свита сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых, алевритистых.

Мощность свиты составляет 50-60 м.

Новомихайловская свита характеризуется неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески - серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые, с включениями растительных остатков. Глины и алевриты - серые, коричневато-серые, с включениями обломков древесины и прослойками угля.

Мощность новомихайловской свиты достигает 80 м. Возраст - олигоценовый.

Туртасская свита завершает разрез палеогена. Свита сложена глинами, алевритами зеленовато-серыми тонкослоистыми с прослоями диатомитов, песчаников кварцево-глауконитовых, тонкозернистых.

Мощность свиты составляет 40-70 м. Возраст - олигоценовый.

Четвертичная система

Для четвертичных отложений характерны аллювиальные и озерно-аллювиальные пески, глины, супеси и суглинки.

Мощность отложений - 50-70 м.

4. Нефтеносность и коллекторские свойства

Орехово-Ермаковское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского нефтегазоносного района (НГР), промышленная нефтеносность которого установлена в широком диапазоне юрских и меловых отложений. Залежи углеводородов в этом НГР встречены в породах тюменской свиты и коры выветривания (Медведевское), в васюганской свите (Малореченское, Покачевское, Северо-Варьеганское и др.), почти по всему разрезу нижнемеловых отложений от апта до берриаса включительно (Самотлорское, Мегионское, Северо-Покурское, Варьеганское, Советское и многие другие). В отложениях сеноманского яруса встречены небольшие газовые залежи на Варьеганской и Самотлорской площадях и нефтегазовая на Ван-Еганской площади.

В Нижневартовском НГР регионально распространены и промышленно нефтеносны горизонты БВ₈ и АВ₁. В центральной части свода, где располагается Орехово-Ермаковское месторождение, промышленно нефтеносны горизонты АВ_1-3, АВ_4-7 и БВ₁₀, а также пласты ЮВ₁ и ЮВ₂, залегающие в юре.

В юрских отложениях в этом НГР продуктивные горизонты весьма неоднородны, высоко заглинизированы с наличием в ряде случаев зон полного литологического замещения, низко проницаемы и низко продуктивны. На отдельных залежах имеются газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Иногда пласты расчленяются на отдельные пачки. В частности, пласт ЮВ, делится Ю₁¹ и на Ю₁².

На Орехово-Ермаковском месторождении пробуренными скважинами разрез вскрыт до глубины 2840 м, а нефтеносность установлена в нижнемеловых и юрских отложениях. Залежи нефти выявлены в трех группах пластов: АВ_1-7, БВ₁₀, Ю₁. Каждая из этих групп делится на ряд пластов, в объеме которых выделяются залежи.

При выделении залежей на месторождении учитывались данные опробования скважин, анализы керна, промыслово-геофизические исследования и результаты детальной корреляции разрезов скважин.

В разрезе горизонта Ю₁ выделяется два пласта Ю₁¹и Ю₁^2-3, отличающиеся по степени выдержанности коллекторов.

На Ореховской площади пласт Ю₁^2-3 в песчаных фациях имеет весьма ограниченное распространение. Нефтеносность пласта установлена при опробовании скв. №364. Слабая изученность этого пласта испытанием (опробован в одной скважине), сложный, прерывистый характер распространения коллекторов по площади, неоднозначная их характеристика по ГИС не позволяют на данной стадии изученности произвести оценку величины и промышленной значимости скоплений нефти в пласте Ю₁^2-3 на Ореховской площади.

Результаты опробования пласта Ю₁² в скв. №1 и №9, а также данные промыслово-геофизических исследований позволили сделать заключение о перспективности этого пласта на Ермаковской площади. Пласты Ю₁¹ и Ю₁^2-3 в пределах месторождения разобщены глинистым разделом, который хорошо прослеживается во всех скважинах. Таким образом, в пределах горизонта Ю₁ выделяется две залежи (Ю₁¹ и Ю₁²).

5. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

В процессе разведки и пробной эксплуатации на Ермаковской площади проводились комплексные исследования нефтяных объектов. При исследовании скважин отбирались поверхностные и глубинные пробы нефти и растворенного газа.

Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей и нефтяных газов Орехово-Ермаковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в дальнейшем преобразованной в ОАО «Тюменская Центральная лаборатория») и в специализированных лабораториях институтов СибНИИНП и НижневартовскНИПИнефть.

Отбор глубинных проб на скважинах производился глубинными пробоотборниками проточного типа ПД-3М и поршневого типа ВПП-300. В качестве основных критериев качества глубинных проб были приняты следующие:

сопоставимость характеристик параллельно отобранных проб,

согласованность измеренной величины давления насыщения нефти газом со значениями пластового и забойного давления (т.е. давление насыщения должно быть ниже забойного давления, что соответствует требованию однофазности пластового флюида в точке отбора проб).

Исследование глубинных проб проводилось на установках высокого давления поршневого типа (аппаратура АСМ-300, УИПН-2М, PVT-12). Разгазирование пластовых нефтей проводилось однократным способом и методом ступенчатой сепарации (моделирующим промысловую систему сбора и подготовку продукции скважин). При ступенчатом разгазировании в Тюменской Центральной Лаборатории приняты единые условия сепарации: ступень - давление 4.0 МПа, - давление 0.8 МПа, - 0.2 МПа, V- 0.1 МПа. Температура на всех ступенях составила +20^оС. В лаборатории НижневартовскНИПИнефть нефти исследовались только при однократном разгазировании.

В качестве методического обеспечения исследовательских работ использовались положения и рекомендации отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-80, «Хром-5», «Вариан 3700».

Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ОСТ 39-112-80).

Пласт ЮВ₁²

Свойства нефти и нефтяного газа пласта ЮВ₁¹ изучены на образцах глубинных проб из скважины 3338 и поверхностных проб из скважины 364Р. Свойства нефти пласта ЮВ₁² приняты с учетом результатов исследования верхнего объекта:

пластовое давление 24 МПа;

пластовая температура 92°С;

давление насыщения 8.3 МПа;

газосодержание 67.3 м³/сут;

суммарный газовый фактор 60 м³/сут;

плотность в условиях пласта 786 кг/м³;

вязкость в условиях пласта 1.26 мПа*с;

объемный коэффициент 1.252 д.ед.

По данным исследования глубинных проб нефть пласта ЮВ₁² средней и высокой газонасыщенности в среднем 67.3 м³/т, маловязкая (в условиях пласта 1.26 мПа*с), легкая (786 кг/м³).

Давление насыщения нефти газом около 8-9 МПа.

В процессе дифференциального разгазирования величина газового фактора в среднем составляет 60 м³/т. Плотность дегазированной нефти 842 кг/м³, плотность выделившегося нефтяного газа - 1.258 кг/м³ (значения плотности приведены к стандартным условиям: 0.1 МПа, 20°С). Растворенный газ жирный, с концентрацией метана менее 52%. Суммарное количество неуглеводородных компонентов не превышает 2-3%. Содержание тяжелых углеводородов группы С₆⁺ высшие достигает 33% (табл. 3.1.1).

По материалам исследования поверхностной пробы из скважины 364Р, разгазированная нефть легкая (836 кг/м³), маловязкая (3.7 мПа*с), малосмолистая (2.66%), парафинистая (1.43%), сернистая (0.99%), с выходом фракции до 350°С более 55% (табл. 2.3.4). Шифр технологической классификации II Т1 П2.

По промыслово-геологическим данным в горизонте ЮВ₁, стратиграфически приуроченного к васюганской свите, выделяются два пласта: ЮВ₁¹ и ЮВ₁², перемычка между которыми представлена аргиллитами с прослоями алевролитов (рис. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4).

Пласт Ю₁² на Ермаковской площади на дату подсчета запасов был вскрыт 16 поисково-разведочными и 257 эксплуатационными скважинами, из которых в зонах замещения (неколлектора) размещается 7 первых и 16 вторых.

Пласт Ю₁² представлен тремя обособленными нефтяными залежами: северной, западной, восточной и локальными, установленными единичными скважинами (графические приложения 19 и 20). Локальные залежи рассматриваются совместно с основными. Общая площадь их нефтеносности составляет 24485 тыс.м². Непроницаемые прослои между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями залежей отсутствуют.

Северная залежь, имеющая субмеридиональное простирание, установлена в районе скважин №3502, №3187, №1898, №1903 и др. Нефтенасыщенные толщины определены по материалам ГИС и изменяются от 14.0 м (скв. №3203) до полного замещения коллектора глинистыми породами (скв. №344) (графическое приложение 20) и составляет в среднем по ЧНЗ 9.8 м. Абсолютные отметки (а.о.) ВНК варьируют от -2390 м на юге до -2419 м на севере. Залежь - структурно-литологического типа, размером 0.5-1.83.5 км.

С северо-запада к ней примыкает небольшая залежь в районе скважины №419, в которой пласт ЮВ₁² с нефтенасыщенной толщиной 10.7 м вскрыт на отметке -2430.7 м, а а.о. ВНК по данным ГИС - 2444.2 м.

Западная залежь, имеющая субширотное простирание, расположена в районе скважин №345, №1930, №1932, №3280 и др. Нефтеносность доказана испытанием скважины №3329, где при совместном опробовании пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁² получен приток нефти 1.3 м³/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по результатам ГИС и изменяются от 18.4 м (скв. №1945) до полного замещения (скв. №3285, №345). ВНК отмечаются на а.о. от -2381.2 м до -2413.0 м. Залежь - структурно-литологического типа размером 3.06.5 км.

Между западной и восточной залежами установлены еще две небольшие в районе скв. №3354 и скв. №1162, №3390, которые рассматриваются вместе с западной. В целом с ними по западной залежи среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) пласта составляет 8.9 м.

Восточная залежь, также имеющая субширотное простирание, установлена скважинами №3325, №1940, №1130 и др. Эффективные нефтенасыщенные толщины и отметки ВНК выделены по материалам ГИС. ВНК меняется по залежи от а.о. -2393 м до -2422.8 м, при этом наблюдается понижение в северо-восточном направлении. Залежь - структурно-литологического типа размером 1.83.5 км.

С восточной залежью вместе рассматриваются еще две небольшие, установленные в районе скв. №1972, №1973, размером 0.61.2 км и скв. №3400. Для них среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ пласта имеет наибольшее значение по Ю₁², составляет 13.9 м.

Таким образом, по залежам пласта ЮВ₁² отмечается понижение уровня ВНК в северо-восточном и восточном направлениях.

Доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) составляет 51%, изменяясь от 45% до 57%, доля прерывистых коллекторов (ПК) изменяется от 10% до 26%, составляя по пласту 18%, а сильно прерывистых коллекторов (СПК) - 13 - 45%, в среднем 31%.

Свойства нефти и воды

Наименование	Пласт ЮВ12
	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
	скважин	проб
1	7	8	9	10
а) Нефть Давление насыщения газом, МПа	1	4	4,8 12,8	8,3
Газосодержание при однократном разгазировании,.м3/т	1	4	60, 140	67,3
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед	1	4	1,15, 1,40	1,18
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	1	4
Р1=0.8 Т1=20С			32, 90	39
Р1=0.49 Т1=40С			4, 10	5
Р1=0.1 Т1=35С			10, 19	16
Суммарное газосодержание, м3/т	1	4	60, 110	60
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1	4	1,120, 1,370	1,152
Плотность, кг/м3	1	4	680, 790	786
Вязкость, мПа*с	1	4		1,26
Температура насыщения парафином, С
г) Пластовая вода Газосодержание, м3/т	2	22		1,6
- в том числе сероводорода, м3/т				-
Объемный коэффициент, доли ед.	2	22		1,032
Общая минерализация, г/л	2	22		22,7
Плотность, кг/м3	2	22		1016

Геолого-физические параметры продуктивного пласта ЮВ₁²



Коэффициент песчанистости (Кп), определенный по геолого-статистическому разрезу (ГСР) относительного содержания доли коллектора в пласте, изменяется от 0.38 до 0.6, в среднем по пласту - 0.489. Доля нефтенасыщенного коллектора толщиной до 2 м составляет 47%, от 2 до 4 м - 17%, более 4 м - 36%.

6. Построение карт. Описание простейших структур

Рис 1. Структурная карта по кровле продуктивного пласта с нанесением внешнего контура нефтеносности



Рис 2. Структурная карта по подошве продуктивного пласта с нанесением внутреннего контура нефтеносности.

Рис 3. Карта эффективных толщин продуктивного пласта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.



Рис 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (для подсчета запасов объемным методом).

Описание простейших структур по карте кровли продуктивного пласта (рис. 1)

Сечение стратоизогипс 5 метров.

В районе скважин 9, 301 и 142 обнаружена структурная впадина

В районе скважин 9130, 128, 143, обнаружен структурный нос

В районе скважин 157, 134, 101 так же сформирован структурный нос.

Вся местность разработки сформирована одной антиклиналью ограниченной скважинами 142, 123, 7, 301, 139,



7. Подсчет запасов нефти объемным методом

С помощью специализированной программы Surfer можно подсчитать геометрический объем залежи , используя данные для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

,

Геологические запасы нефти вычисляются по формуле:

,

где - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

- коэффициент насыщения пласта нефтью;

- плотность нефти на поверхности, т/м³;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти: (b - объемный коэффициент пластовой нефти).



Заключение

В ходе выполнения работы были построены структурная карта по кровле продуктивного пласта, структурная карта по подошве продуктивного пласта, карта эффективных толщин и карта эффективных нефтенасыщенных толщин, а также произведен расчет запасов нефти объемным методом.

Размер залежи в пределах контура нефтеносности составляет площадь 5,3 км². В результате расчетов получили, что балансовые запасы нефти составляют ., что позволяет отнести данную залежь к разряду мелких. По типу залежь является пластово-сводовой.

Размещено на Allbest.ru

...