Изучение геологического строения и нефтеносности Среднеобского нефтегазоносного района на примере Южно-Выинтойского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет географический

Кафедра геологии и геоморфологии

ОТЧЕТ

по научно-исследовательской работе магистранта

Направление подготовки: (05.04.01) «Геология»

Наименование магистерской программы: «Геология и геохимия полезных ископаемых»

Мурзабулатова Назира Камиловича

Уфа 2016

Оглавление

Список сокращений и условных обозначений

Введение

1. Физико-географическая характеристика Нижневартовского нефтегазоносного района

2. Общая характеристика геологического строения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

2.1 Общие сведения о геологическом строении и нефтеносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

3. Геологическое строение Нижневартовского нефтегазоносного района, на примере Южно-Выинтойского месторождения

4. Нефтеносность Южно-Выинтойского месторождения

4.1 Коллекторские свойства

4.2 Характеристика продуктивных пластов

4.3 Нефтеносность и особенность строения залежей

4.4 Физические свойства и химический состав нефти

4.5 Охрана недр и окружающей среды при разработке Южно-Выинтойского месторождения

5. Комплекс геолого-технологических исследований, проводимых на Ватьеганского месторождении

Заключение

Список использованной литературы

Список сокращений и условных обозначений

УВ сырье - углеводородное сырье;

ПАО - публичное акционерное общество;

ГТИ - геолого-технологические исследования;

ЛБА - люминисцентно-битуминологический анализ;

ТВД - термо-вакумная дегазация;

НГП - нефтегазоносная провинция;

НГО - нефтегазоносная область;

НГР - нефтегазоносный район;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

БПК - биохимическое потребление кислорода;

ГИС - геофизические исследования скважин;

УФ - лучи - ультрафиолетовые лучи;

ПЖ - промывочная жидкость;

ВНЗ - водонефтяная зона;

ВНК - водонефтяной контакт;

ГВК - газоводяной контакт;

ГНК - газонефтяной контакт;

Введение

Я, магистрант 1-го года обучения Мурзабулатов Н.К., занимался научно-исследовательской работой в процессе обучения на бакалавриате и магистратуре по направлению «Геология». Производственную практику я проходил в ОАО «Когалымнефтегеофизика» с 8 июня по 24 августа 2015 года и с 4 мая по 31 мая 2016 года в должности техника-геолога в экспедиции геолого-технологических исследований. Целью дипломной работы является изучение геологического строения и нефтеносности Среднеобского нефтегазоносного района на примере Южно-Выинтойского месторождения, по результатам геолого-геофизических исследований.

Для достижения этой цели были поставлены следующие задачи:

1. Дать общую характеристику геологического строения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и Южно-Выинтойского месторождения в её составе;

2. Охарактеризовать геологическое строение, стратиграфию, тектонику, гидрогеологию территории к которой приурочено месторождение

3. Дать характеристику основных параметров и режимов залежей углеводородов

4. Охарактеризовать физические свойства и состав углеводородного сырья.

5. Охарактеризовать комплекс геолого-технологических методов, применяемых на Южно-Выинтойском месторождении и дать рекомендации для оптимизации методов ГТИ повышающий уровень разработки месторождения.

Для решения поставленных задач во время производственной и преддипломной практик, автором был собран большой объем фактического материала. Были отобраны образцы керна и шлама; проведен люминисцентно-битуминозный анализ над всеми образцами, составлены детальные разрезы исследуемой площади.

1. Физико-географическая характеристика Нижневартовского нефтегазоносного района

В административном отношении Южно-Выинтойское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Крупными ближайшими населенными пунктами от месторождения являются: г. Ноябрьск - в 40 км севернее площади работ, г. Когалым - в 70 км юго-западнее, г. Нижневартовск - в 180 км юго-восточнее и г. Сургут - в 190 км юго-западнее площади работ. Производственную деятельность на месторождении ведет НГДУ «Повхнефть» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», базирующиеся в г. Когалыме.

Нефть Южно-Выинтойского месторождения транспортируется в ближайший магистральный нефтепровод, которым является Нижневартовск-Сургут-Омск, проходящий в 40 км восточнее месторождения. По территории соседнего Повховского месторождения проходит нефтепровод Повховское-Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы.[1]

2. общая характеристика геологического строения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

По геологическому строению Западно-Сибирская провинция представляет собой эпипалеозойскую тектоническую плиту с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Она расчленена на крупные депрессии и замкнутые поднятия первого порядка (своды и мегавалы). Как впадины, так и своды осложнены поднятиями второго порядка и локальными структурами. Локальные поднятия соответствуют выступам фундамента, амплитуда поднятий уменьшается вверх по разрезу осадочного чехла. Углы наклонакрыльев структур продуктивных горизонтов редко превышает 1-2 градуса.Палеозойские отложения фундамента сильно дислоцированы и метаморфизованы. Фундамент плиты погружается в направлении от переферии к центру и в северном направлении. В северной части провинции толщина осадочного чехла может составлять 4 км и более.[20]Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров. Ниже представлен рис. 1 тектонического районирования Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Список структур 1 порядка : 1 - Ямбургский свод; 2 - Уренгойский мегавал; 3 -Медвежий мегавал; 4 - Пурпейский свод; 5- Вынгапурский мегавал; 6 - Часельский мегавал; 7 - Красноселькупское куполовидное поднятие; 8 - Красноленинский свод; 9 -Александровский свод; 10 - Каймысовский свод; 11 - Средневасюганский свод; 12 -Пудинский свод; 13 - Парабельский свод; 14 - Пайдугинский мегавал; 15 - Туйский мегавал; 16 - Межовский свод.[9]



Рис. 1 Схема тектонического районирования Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.[9] 1 - границы осадочного бассейна; 2 - граница между внешним поясом и внутренней областью; 3 - крупные антиклинальные структуры-своды, мегавалы; 4 -области впадин, прогибов и моноклиналей; 5 - разрывные нарушения; 6 - нефтяные месторождения; 7 - газовые месторождения.

2.1 Общая геологическая характеристика Среднеобской нефтегазоносной области

Среднеобская нефтегазоносная область наиболее полно изучена, с ней связано свыше 90% разведанных запасов нефти всей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В состав области входят два района: Сургутский и Нижневартовский.

Среднеобская область расположена в центральной части Западно-Сибирского бассейна, включая два крупнейших свода, - Сургутский и Нижневартовский. Характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, которые вмещают гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. Второй по запасам нефтегазоносный комплекс -- верхнеюрский (васюганский), третий - среднеюрский. В нижнеюрском и сеноманском комплексах открыты залежи нефти и газоконденсата. В этой области осуществляется основная добыча нефти. [19]Разрез осадочного чехла имеет мощность 2900-3700м и сложен терригенными породами юрского, мелового, палеогенового и участками неогенового возрастов.В разрезе выделяется четыре нефтегазоносных комплекса: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский и неокомский, экранируемые глинистыми пачками и подсвитами, соответственно, радомской пачки, нижневасюганской подсвиты, баженовской свиты и подачимовской пачки. В нижнеюрском нефтегазоносном комплексе пласты открыты в пластах ЮВ и ЮС; в среднеюрском пласты -- ЮВ2-ЮС9; в верхнеюрском ЮВ1и ЮВ2. Баженовская свита является одновременно коллектором - покрышкой и нефтематеринской толщей. В них расположены коллекторы 11-V классов. Наиболее низкие коллекторские свойства имеют пласты Ю2, Ю9 и ачимовская толща. Наиболее высокие коллекторские свойства характерны для пластов морского и мелководного морского генезиса -- неокома и верхней юры васюганской свиты.[12]

3. Геологическое строение Нижневартовского нефтегазоносного района, на примере Южно-Выинтойского месторождения

Нижневартовский район занимает площадь в 34 тыс. км2. В обобщенной схеме для Нижневартовского района главными продуктивными комплексами являются верхнеберриас-нижневаланжинский и верхнеготерив -барремский. В нижне-среднеюрских отложениях скопления нефти практически отсутствуют, в верхнеюрских - их ресурсы значительно меньше, чем в меловых. В верхневаланжинской части разреза залежи встречаются спорадически под локальными покрышками, а в нижнеготеривском комплексе их нет совсем. Здесь выделено шесть зон, среди которых самая богатая по запасам -- Мегион-Самотлорская, контролируемая центральной куполовидной вершиной свода. Главные подкомплексы зоны -- верхневаланжинский и баррем-нижнеаптский, запасы которых распределены примерно поровну.[14] На северном склоне свода расположена Ватьеганская зона. Северо-восточная окраина свода относится к Варьеганекой зоне, связанной с одноименным валом и перемычкой, отделяющей этот вал от Самотлорского куполовидного поднятия. Главные подкомплексы здесь -- верхнеюрский, верхневаланжинский и готеривский.

На юго-западном склоне Нижневартовского сводового поднятия обособляется Локосовская зона. Южный склон свода занимает Ермаковская зона, в пределах которой выявлено лишь одно месторождение с непромышленной залежью в пласте АВ2. Эта зона не разведана, в ее пределах предполагается присутствие структурно-литологических залежей в васюганской свите (верхняя юра). С субмеридиональным Ларьеганским валом, осложняющим юго-восточную часть свода, связана одноименная зона, в пределах которой открыты небольшие месторождения нефти с залежами в васюганской свите. Общей закономерностью в размещении залежей по разрезу Нижневартовского района является расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносное и концентрация скоплений по их запасам в пределах центральных, наиболее приподнятых зон. На склонах, как правило, продуктивны лишь юрские и берриас-нижневаланжинские отложения, в которых господствуют залежи литологического и структурно-литологического типов.Изученный разрез Южно-Выинтойского месторождения Нижневартовского свода, сложен мощной толщей терригенных отложений мезо-кайнозойского осадочного чехла.

В геологическом строении Нижневартовского свода, как и всей Западно-Сибирской плиты, выделяются три структурно-тектонических этажа, различающихся по тектоническому строению и степени изменчивости слагающих пород.[25] Нижний этаж, охватывающий палеозойский комплекс образований, соответствует геосинклинальному этапу развития и сложен дислоцированными, метаморфизованными, изверженными и эффузивными породами. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, они слабо изучены, преимущественно геофизическими методами.

Промежуточный структурный этаж представлен осадками пермско-триасового возраста и характеризует парагеосинклинальный этап в истории формирования плиты, являющийся результатом заполнения осадками отдельных впадин. Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей практически горизонтально залегающих мезо-кайнозойских пород и соответствует этапу устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью пород. В этих отложениях сосредоточены все открытые в настоящее время скопления углеводородов Западной Сибири, он же и изучен наиболее полно.[4] Ниже представлен рис. 2. Карта тектонического районирования осадочного чехла Нижневартовского нефтегазоносного района.



Рисунок-2 Карта тектонического районирования осадочного чехла Нижневартовского нефтегазоносного района.[2]

4. Нефтегазоносность Южно-Выинтойского месторождения

Южно-Выинтойское, как и Повховское месторождение, имеет довольно сложное строение. Выявленные пласты основного продуктивный горизонт БВ7 имеет клиноформное строение, продуктивный пласт Ач2 в отложениях ачимовской толщи представляет представляют собой фондоформную часть горизонта БВ8 (Повховское месторождение), а продуктивный пласт ЮВ1-1 перекрывается битумными аргиллитами баженовской свиты, имеющей почти на 2/3 ее площади аномальное строение. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе сложности (“сложное” или “очень сложное”), характеризующимся наличием зон литологических замещений коллекторов не коллекторами, выклинивания, невыдержанности толщин и коллекторских свойств пластов.

4.1 Коллекторские свойства

Промышленная продуктивность Южно-Выинтойского месторождения связана с терригенными отложениями горизонта БВ7 (пласты БВ7-1, БВ7-2, БВ7/3-4), ачимовской толщи (пласт Ач2) и юрских отложений (пласт ЮВ1-1). Основные по запасам залежи нефти приурочены к горизонту БВ7.

Таблица- 4.1 Коллекторские свойства пород по пластам Южно-Выинтойского месторождения. Составил по данным ОАО «КНГФ» Мурзабулатов Н.К. 2016.

Пласт	Гл. зал.в метр.	Пористость, %	Проницаемость, х10-3мкм2
		По керну
БВ7-1	2608-2624	14.7	-
БВ7-2	2569-2540	16.9	15.79
БВ7/3-4	2535-2606	18.1	7.01
Ач2	2750-2858	18.8	5.26
ЮВ1-1	2903-2949	15.4	3.20

Таблица- 4.2 Сравнительная характеристика коллекторских свойств горных пород пласта АЧ-2 Южно-Выинтойского и Повховского месторождений. Составил по данным ОАО «КНГФ» Мурзабулатов Н.К. 2016

	Южно-Выинтойское месторождение	Повховское месторождение
Пласт	Пористость, %	Проницаемость, х10-3мкм2	Пористость, %	Проницаемость, х10-3мкм2
Ач2	18.8	5.26	17.6	2.76

4.2 Характеристика продуктивных пластов

По результатам опробования скважин и промыслово-геофизическим исследованиям в пределах Южно-Выинтойского месторождения установлено 5 продуктивных пластов нефти. Месторождение относится к многопластовым. Продуктивные залежи установлены в пластах трех нефтегазоносных комплексов: три пласта (БВ7-1, В7-2, БВ7/3-4) в неокомском, один пласт - Ач-2 в ачимовском и один пласт ЮВ1-1 в васюганском. Основными продуктивными отложениями является меловой горизонт БВ7. Подчиненную роль имеют залежь верхнеюрского горизонта ЮВ1-1 и ачимовской толщи-Ач-2. По величине дебитов пласты являются средне и низкодебитные. По площади продуктивности залежи разделены на средние (10-50 км2) и мелкие - менее 10 км2. По извлекаемым запасам нефти месторождение отнесено к категории средних (10-30 млн. т). По сложности геологического строения месторождение относится к сложным, характеризующимся наличием зон литологических замещений, выклинивания, невыдержанности толщин и коллекторских свойств пластов.

По фазовому состоянию все залежи нефтяные.[19] Неокомский НГК выделен в объёме нижней осложненной части ванденской свиты. Комплекс характеризуется линзовидным распространением песчаных пластов - коллекторов сформировавшихся в шельфовых условиях, с тенденцией последовательного замещения их глинами и алевролитами к западу и вниз по разрезу. Мощность неокомского НГК в пределах месторождения 70-80 м. Комплекс имеет довольно мощную покрышку (до 90 м) и подстилается также мощной толщей глин. Внизу показан рис. 3 Схема строения разреза неокомских отложений в Нижневартовском районе и рис. 4 геологический разрез Южно-Выинтойского месторождения. Оценка запасов выполнена отдельно по каждому пласту, залежи. Запасы всех пластов горизонта БВ7 отнесены к группе балансовых. На месторождении посково-разведочными скважинами разрез вскрыт до глубины 3252 м (скв. 185П). Промышленная нефтеносность в изученной части разреза установлена в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервалах глубин 2597 - 3055 м.

Рис. 3 Схема строения разреза неокомских отложений в Нижневартовском Районе [10]

4.3 Физические свойства и химический состав нефти

Свойства нефтей и растворенных газов Южно-Выинтойского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб, выполненных на стадии разведочных работ в Тюменской Центральной лаборатории и на стадии опытно-промышленной эксплуатации службами ОИКиПФ ООО “КогалымНИПИнефть”.



Рис. 4. Геологический разрез Южно-Выинтойского месторождения, Пласт БВ7-1, БВ7-2 БВ7/3-4 [2]

Таблица 4.3. Сравнительная характеристика средних значений параметров поверхностных проб нефтей по пластам с Повховском месторождением. Составил на основе данных ОАО «КНГФ» Мурзабулатов Н.К. 2016 .[2]

Месторождение	Пласт	Содержание фракций до 3000С	Плотность, г/см3	Вязкость при 2000С, мм2/с	Содержание компонентов, % масс.
					серы	парафинов	смол силикагелевых	асфальтенов
Южно-Выинтойское	БВ 7	55,5	0,836	5,5	0,36	2,2	5,4	0,86
	ЮВ 1	50	0,853	8,53	0,53	2,4	6,59	0,63
Повховское	БВ8-10		0,854	7,4	0,6	2,6	6,1	2,1
	ЮВ 1	47.5	0,849	7, 6	0,6	2,5	4,4	1,2

В целом для месторождений все исследованные пробы нефти недонасыщены газом, В основном разность между пластовым давлением и давлением насыщения очень значительная и составляет, в среднем 15, Мпа.

Вязкость и плотность в условиях пласта зависит от содержания растворенного газа. Плотность нефти зависит в основном от содержания смол и парафинов. Количество светлых фракций зависит от плотности нефти и изменяется от 25 до 31% по объему. Содержание серы не превышает 1%.

Параметры, обусловленные физико-химическими свойствами нефти.

К этим параметрам относятся: плотность нефти, пересчетный коэффициент и газосодержание. При подсчете запасов все эти параметры берутся по данным исследования глубинных проб нефти, отобранных при опробовании скважин и исследованных методом ступенчатой сепарации. Этот метод наиболее отвечает условиям сепарации на промысле. Отсюда для подсчета запасов принимаем следующие параметры нефти для горизонта БВ7 в целом: плотность нефти - 0,816 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,86 газосодержание - 68 м3/т. Подсчетные параметры нефти по пласту Ач-2 не определялись. Для расчетов подсчетных параметров по физико-химическим свойствам нефти для пласта Ач-2 использованы, по аналогии, результаты исследований глубинных проб нефти пласта БВ8 Повховского месторождения, так как ачимовские пласты генетически связаны условиями формирования с пластами горизонта БВ8, как нижние части его покровной части. Приняты для расчетов следующие параметры: плотность нефти - 0,842 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,83, газосодержание - 79 м3/т. Для пласта ЮВ1-1 параметры принимаем также по аналогии с пластом ЮВ1-1 близлежащего Повховского месторождения, запасы которого утверждены в ГКЗ РФ, а именно: плотность нефти - 0,828 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,74, газосодержание -124 м3/т.

4.4 Охрана недр и окружающей среды при разработке Южно-Выинтойского месторождения

Основным юридическим документом определяющим порядок обеспечения экологической безопасности в России служит Закон «Об охране окружающей природной среды» от 19.12.92г. Выбор конкретных мест строительства производственных объектов должен быть одобрен региональными подразделениями государственной системы охраны окружающей среды и санитарно-эпидемиологического надзора, а также решением местных органов самоуправления. Перед началом эксплуатации производственного объекта необходимо получить от региональных органов охраны окружающей среды разрешение на сброс и выброс вредных веществ, а также размещение твердых отходов.

С целью охраны недр и окружающей среды при разработке Южно-Выинтойского месторождения разработан комплекс мероприятий. Важнейшими природоохранными мероприятиями являются: рациональное использование земель, отторгаемых для строительства скважин; снятие и складирование почвенного слоя в специальном месте для последующего его использования при рекультивации и благоустройстве буровых площадок и шламовых амбаров; профилактические работы по предупреждению утечек загрязнителей из циркуляционных систем и технологических емкостей, аварийных ситуаций в процессе проходки и испытания скважин. В соответствии с «Основами земельного законодательства» в постоянное пользование отводятся территории под: кусты скважин, автодороги, опоры ВЛ. Рекультивация участков, временно отводимых для строительства объектов, предусматривается двух видов: техническая и биологическая.

Техническая рекультивация включает следующие мероприятия: планировку территорий, уборку строительного мусора, неизрасходованных материалов, а также всех загрязнителей территории, оставшихся при демонтаже временных сооружений после окончания работ по трассе трубопроводов и в местах перехода через водные препятствия.

К мероприятиям биологической рекультивации относятся: агротехнические мероприятия по восстановлению структуры почвы, предпосевное прикатывание для уплотнения почв, посев семян многолетних растений с целью восстановления растительного покрова. Район Южно-Выинтойского месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину с развитой густой, древовидной речной сетью, которая изобилует старицами и протоками. При этом основной целью охраны окружающей среды, является рациональное использование водных ресурсов, экономия пресных вод и предотвращение их от загрязнения. Контроль химического состава поверхностных вод проводится на речках и озерах по всей площади месторождения. Буровые работы на месторождении будет проводится ЭГЭП-1 ЗСФ ООО «Лукойл Бурение». При проведении буровых работ предусмотрены следующие природоохранные мероприятия:

- транспортировка бурового оборудования должна осуществляться блоками только по дорогам, соединяющим основную трассу и кустовые площадки;

- кустовые площадки должны иметь обваловку высотой не менее 0,5 м;

- при бурении скважин в исправном состоянии должны поддерживаться паропроводы, циркуляционная система, блок приготовления бурового раствора, склад хранения химреагентов и т.д;

- для бурения скважин следует использовать экологически малоопасные буровые растворы;

- в целях предотвращения нефтегазопроявлений устье разбуриваемой скважины должно быть оборудовано противовыбросными превенторами;

- полученную при опробование нефть транспортировать в нефтепровод или специальные амбары;

- работу добывающих и нагнетательных скважин на установленных технологических режимах, не допускающих преждевременного обводнения скважин;

- для защиты эксплуатационных колонн пакеровать межколонные пространства и заполнять его буферной жидкостью с добавлением ингибиторов коррозии.

При строительстве скважин следует использовать безамбарное бурение и замкнутую систему оборотного водоснабжения буровой. Наибольшую опасность для природных вод представляют факторы загрязнения, поэтому вынос буровых площадок за пределы водоохранных зон исключает прямое воздействие бурения на гидрогеологические параметры постоянных водотоков. Нарушение естественного поверхностного стока касается небольших участков, прилегающих к буровым площадкам, в период таяния снегов или ливневых дождей. Для предупреждения подтопления буровых площадок необходимо сделать отводные канавы и обваловка буровой площадки.

После окончания разбуривания скважин проектом предусмотрены следующие мероприятия:

-естественное и принудительное разделение жидкой и твердой фаз содержимого амбара;

-закачка осветленной жидкости фазы буровых растворов в нефтесборные коллекторы;

-засыпка амбара минеральным грунтом.

Для локализации загрязнения почвы непосредственно на месте разлива нефти предусматриваются следующие мероприятия:

1) устройство бетонных площадок с бордюрным ограждением и дождеприемниками под технологическими сооружениями, работающими под давлением, для сбора разлившейся при ремонтных работах нефти и дождевых стоков, загрязненных нефтью;

2) устройство земляного вала по периметру площадки кустов скважин;

3) устройство площадок с бордюрным ограждением для хранения химреагентов;

4) система сбора нефти разделена отключающей арматурой на участки меньшой протяженности.

Рельеф почвы растительность - основные компоненты ландшафтов, определяющие тип экосистем, испытывают техногенное воздействие негативных последствий бурения. При нормальной работе бурового комплекса и выполнения всех проектируемых природоохранных мероприятий (включая рекультивацию) негативное воздействие на почвы носит ограниченный и временный характер.Все факторы негативного воздействия бурового комплекса на почвы сохраняют свое значение для растительности и животного мира. Исходя их того, из площади работ исключены леса ценных пород (кедровники), леса водоохранных зон, высокоплотные насаждения всех пород. Заповедников в районе месторождений нет. Временное изъятие земель с нарушениями почвенного слоя и вырубкой растительности, фактор беспокойства для животного мира - наносят определенный ущерб традиционным видам деятельности, но этот ущерб устраняется рекультивационными работами и компенсационными мероприятиями.

Для уменьшения загрязнения окружающей среды и охраны недр в дальнейшем необходимо продолжить вышеперечисленные мероприятия и дополнительно провести следующие:

-установить контроль за воздушной средой на основных нефтепрмысловых объектах;

-улучшить форму учета нагнетаемых вод;

Очень важным мероприятием по охране недр и окружающей среды является своевременное строительство асфальто-бетонных покрытий территорий промышленных объектов и создание на них ливневых канализаций.[2]

5. Комплекс геолого-технологических исследований Ватьеганского месторождения

При написании данной главы я использовал данные ОАО «КНГФ»: Учебное пособие для сотрудников ГТИ (Когалым, 2013) и инструкцию по эксплуатации оборудования станции ГТИ (Когалым, 2013).

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геологических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля над состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза. ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования. Решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных нанефтьи газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.

Основная цель геологических исследований состоит в детальном изучении геологического разреза скважин в процессе бурения и выяснения всех, потенциально перспективных на нефть и газ, интервалов.

Отличительной особенностью геологических исследований является то, что объекты исследования: керн, буровой шлам и промывочная жидкость являются источником прямой геологической информации об исследуемом разрезе, что придает особую значимость и важность данному виду работ.

По целевому назначению основные задачи ГТИ подразделяются на геологические, технологические, планово-экономические, научно-исследовательские и информационные (таблица-1.1).

Задачами проведения геолого-геохимических исследований являются:

литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

выделение коллекторов и оценка их свойств;

выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов и предварительная оценка их продуктивности.

Для решения этих задач применяется типовой комплекс исследований, включающий методы изучения шлама, керна, промывочной и пластовой жидкости, параметров бурения. Непосредственно к геолого-технологическим исследованиям на скважине относится:

1. механический каротаж;

2. фильтрационный каротаж;

3. газовый каротаж в процессе и после бурения;

4. литологические исследования керна и шлама макро и микро описание керна и шлама;

5. петрофизические, газометрические исследования керна и шлама, кальциметрия, люминисцентно-битуминологический анализ (ЛБА), термовакуумная дегазация (ТВД), определение минералогической плотности и коэффициента пористости и т.д.;

6. построение шламограммы и литологической колонки с предполагаемой стратиграфической привязкой вскрываемых отложений (стратиграфическая привязка уточняется в процессе дальнейшего строительства скважины после проведения ГИС и палеонтологических исследований шлама и керна);

7. оперативный комплексный анализ материалов, полученных в результате исследования керна и шлама.

Для решения геологических задач геолого-технологических исследований применяется ряд методов: отбор и описание проб шлама и керна, проведение люминисцентно-битуминологического анализа (ЛБА), проведение термо-вакумного анализа (ТВД), анализ попутного газа при помощи хроматографа "Рубин", проведение измерения карбонатности горных пород, фракционный анализ, измерение плотности и пористости горных пород, гидродинамические исследования в скважине, контроль технологических параметров бурения.

Таб. 1.1. Основные задачи геолого-технологических исследований.[1]

Выбор методов осуществляется с учетом различных факторов и с учетом поступавших заявок от заказчика. Этими факторами являются степень изученности скважины, сложность геологического строения, физико-географическая обстановка исследуемой территории и т.п.

На Ватьеганском месторождении проводился основной набор методов, позволяющий решить основные задачи геолого-технологических исследований. К таким методам относится отбор и описание проб шлама и керна, проведение люминисцентно-битуминологического анализа (ЛБА), проведение термо-вакумного анализа (ТВД), анализ попутного газа при помощи хроматографа "Рубин", контроль технологических параметров бурения.

Для получения достоверной и качественной информации оперативные геологические исследования необходимо проводить в определенной последовательности с соблюдением целого ряда правил и требований. Это относится как к отбору бурового шлама и керна, так и к проведению анализов, т.е. исследования должны осуществляться по единой технологической схеме.

Технологическая схема включает в себя следующие этапы: отбор проб бурового шлама и образцов керна > привязка шлама и керна к глубине > пробоподготовка > проведение анализов > обработка информации.

геологический нефтеносность пласт коллекторский

Заключение

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет важное экономическое значение для России, так как на ее территории ежегодно добывается около 70 % всей нефти страны. В пределах провинции выделяются 11 нефтегазоносных областей и 32 нефтегазоносных района. Одной из наиболее значимой по запасам является Среднеобская нефтегазоносная область. Среднеобская нефтегазоносная область подразделяется на Сургутский, Салымский, Нижневартовский, Холмогорский районы. Сама область расположена в центральной части Западно-Сибирского бассейна, включая два крупнейших свода - Сургутский и Нижневартовский. Среднеобская область характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, которые вмещают гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. Второй по запасам нефтегазоносный комплекс -- верхнеюрский (ва-сюганский), третий - среднеюрский (тюменский). В этой области осуществляется основная добыча нефти.

Южно-Выинтойское месторождение многозалежное, среднее по величине извлекаемым запасам. Залежи нефти приурочены к поровым пластам-коллекторам «неокомского» (ванденская свита, нижний мел), ачимовского (мегионская свита, нижний мел) и васюганского (васюганская свита, верхняя юра) нефтегазоносным комплексам. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе сложности («сложное» или «очень сложное»), характеризующимся многопластовостью, наличием зон литологического замещения и выклинивания, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств пластов.

В геологическом разрезе Нижневартовского свода, включая Южно-Выинтойское месторождение, участвуют терригенные отложения мезокайнозойского осадочного чехла, которые перекрывают сильно метаморфизованные породы палеозойского складчатого фундамента. Породы фундамента на месторождении не вскрыты. По данным глубокого бурения разрез отложений осадочного чехла на Южно-Выинтойском месторождении детально изучен в объеме, начиная со среднеюрских отложений (тюменская свита) и кончая четвертичными отложениями

В общем, по тектоническому строению на данном участке работ наблюдается совпадении структурных планов, с некоторым выполаживанием структур вверх по разрезу. Доюрское основание расчленено множеством разломов, которые частично прослеживаются в юрских отложениях, а выше по разрезу им соответствуют флексурообразные перегибы. Развитие дизъюнктивной тектоники оказало существенное влияние на строение структурной поверхности по продуктивным горизонтам.

Южно-Выинтойское месторождение расположено в наиболее изученной части Западно-Сибирского артезианского мегабассейна, на территории Среднего Приобья. Западно-Сибирский артезианский бассейн представляет собой впадину, имеющую двухъярусное строение. Нижний ярус - складчатый фундамент, сложенный древними палеозойскими породами, верхний - полого залегающие на фундаменте отложения мезо-кайнозоя.

В разрезе осадочного чехла выделено пять гидрогеологических комплексов (снизу - вверх) - юрский, неокомский, апт-альб-сеноманский, турон-нижнеолигоценовый и олигоцен-четвертичный.

По результатам опробования скважин и промыслово-геофизическим исследованиям в пределах Южно-Выинтойского месторождения установлено 5 продуктивных пластов нефти. Месторождение относится к многопластовым. Продуктивные залежи установлены в пластах трех нефтегазоносных комплексов: три пласта (БВ7-1, В7-2, БВ7/3-4) в неокомском, один пласт - Ач-2 в ачимовском и один пласт ЮВ1-1 в васюганском. Основными продуктивными отложениями является меловой горизонт БВ7. Подчиненную роль имеют залежь верхнеюрского горизонта ЮВ1-1 и ачимовской толщи-Ач-2.

По величине дебитов пласты являются средне и низкодебитные. По площади продуктивности залежи разделены на средние (10-50 км2) и мелкие - менее 10 км2. По извлекаемым запасам нефти месторождение отнесено к категории средних (10-30 млн. т). По сложности геологического строения месторождение относится к сложным, характеризующимся наличием зон литологических замещений, выклинивания, невыдержанности толщин и коллекторских свойств пластов. По фазовому состоянию все залежи нефтяные.

Коллекторские свойства на месторождении довольно низкие. Эффективная пористость изменяется от 17 до 20 %. Вязкость и плотность в условиях пласта зависит от содержания растворенного газа. Плотность нефти зависит в основном от содержания смол и парафинов. Количество светлых фракций зависит от плотности нефти и изменяется от 25 до31% по объему. Содержание серы не превышает 1%.

Основные методы ГТИ, газовый каротаж, геохимические исследования шлама при бурении горизонтальных стволов порой могут быть малоинформативными. Следовательно, к данным ГТИ следует относиться очень внимательно и рассматривать их в комплексе с учётом всех особенностей проводки скважины. Варианты устранения или уменьшения воздействия факторов, влияющих на проведение исследований, можно разделить на три направления:

1. Уменьшение влияния технических и технологических факторов.

2. Изменение и разработка новых методик проведения ГТИ.

3. Усовершенствование оборудования и программного обеспечения.

Таким образом, была достигнута цель работы - анализ основных черт геологического строения и нефтегазоносности Южно-Выинтойского месторождения расположенного в Среднеобской нефтегазоносной области, по результатам геолого-технологических исследований.

В результате геолого-технологических исследований на Южно-Выинтойском месторождении был изучен геологический разрез скважины, также выявчяись все продуктивные пласты, характер их насыщения по результатам ЛБА и был проведен контроль основных технологических параметров бурения с целью безаварийного строительства скважины.

Для увеличения нефтеотдачи автор работы предлагает проводить горизонтальное бурение, а также гидроразрыв пласта, что может привести к положительному эффекту при разработке месторождения.

Таким образом, цель и задачи, поставленные в самом начале проводимых работ, автор считает выполненными.

Список использованной литературы

1. Атлас "Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа". Атлас составлен и подготовлен к изданию ГП ХМАО "Научно-аналитический центр рационального недропользования им В.И.Шпильмана". Ханты-Мансийск. 2004 г. - с.143

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела, Уфа 2001г.

3. Нестеров И.И. «Геологическое строение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции».

4. «Исследование керна и разработка петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС и подсчета запасов неокомских и юрских отложений Ватьеганского и юрских отложений Повховского месторождений». Отв. исполнитель В.И. Петерсилье, Москва, 1997 г.

5. НИР «Комплексное лабораторное изучение кернового материала по разведочным и эксплуатационным скважинам АООТ «ЛУКойл-Когалымнефтегаз» (договор 248), труды АООТ «СибНИИНП», Тюмень, 1996г.

6. НИР «Петрофизическое обеспечение количественной интерпретации и подсчете запасов на месторождениях АООТ «ЛУКойл-КНГ» (договор 329), труды ЗапСибНИИГеофизика, Тюмень, 1998 г.

7. «Обоснование методики определения коллекторских свойств коэффициентов нефтенасыщения продуктивных горизонтов Вать-Еганского месторождения». Отв. исполнители: Соколова Т.Ф., Костылева Т.Ю., Москва-Когалым, 1997 г.

8. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С. , Викторин В.Д. Издание в 2 т. / под ред. В.Е. Гавуры. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г. - Т. 1. - 280 с.

9. Сидоренко А.В. Гидрогеология СССР, том XVI, Западно-Сибирская равнина. М., изд-во «Недра», 1970, 368 стр.

10. Кучерявенко Д.С. Геологическое строение и нефтеносность Ачимовского клиноформного комплекса. Дисс., Москва, 2007.

11. Осыка А.В. Условия формирования ачимовской толщи на месторождениях Среднего Приобья.

Размещено на Allbest.ru

...