МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«Гомельский государственный технический университет

имени П.О.Сухого»

Кафедра  Разработки и эксплуатации месторождений  нефти

Курсовая работа

по дисциплине «геологические основы нефтяных месторождений»

Тема:

Построение профилей Березинского месторождения по

Елецко-задонскому горизонту

Выполнил студент

группы НР- 31,    подпись                                                                        Савченко С.В.

Проверил                                                                                                                 Пинчук А.П. 

Гомель   2011

       Содержание 

       Введение 

Стратиграфическая и литологическая характеристика Березинского месторождения…

Тектоническая характеристика Речицкого месторождения…………………………………………...

Нефтегазоносность Березинского месторождения…………………………………………...

Гидрогеологическая характеристика Березинского месторождения ………………………………………….

Построение геологических профилей……………...  Заключение………………………………………...……..

         Список использованных источников………………..… 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      ВВЕДЕНИЕ

     Тема курсовой работы - “Построение профилей Березинского месторождения по Елецко-задонскому горизонту”. Цель курсовой работы: научиться собирать необходимый геологический материал, правильно его комплектовать и реферировать, правильно делать геологическое описание объекта, выполнять графические построения, уметь построить геологический профиль по структурной или геологической карте, научиться читать геологические карты и разрезы.

      Березинское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1977 году, с 1981 года находится в промышленной разработке.

      Объектами разработки на месторождении являются залежи нефти I, II, III блоков елецко - задонского горизонта.

       Разработка месторождения ведется согласно проекта разработки, составленного в 1989 г. Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть.

      В связи с пересчетом запасов нефти и газа, выполненного отделом подсчета запасов института БелНИПИнефть в 1996г., а также в связи со значительным отклонением фактических показателей разработки от проектных, возникла необходимость составления дополнения к «Проекту разработки Березинского месторождения». В период с 1997г. по 2001г. разработка месторождения осуществлялась в соответствие с этим документом.

      В связи, с окончанием срока проектного документа, возникла необходимость  уточнения технологических показателей разработки   на период 2003 - 2007г.г.  
 
 
 
 

Стратиграфическая и литологическая характеристика

Березинского месторождения 

    В геологическом строении Березинского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.

    Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхние соленосные-галитовая и глинисто-галитовая, подсолевая.

    Породы кристаллического фундамента (AR + PR_I) представлены, гранитами мелко- и среднекристаллическими темно-серыми с красноцветным оттенком, трещиноватыми, а такие гранито-гнейсами серыми, темно-серыми крупнокристаллическими. Наибольшая вскрытая толщина пород фундамента составляет 5м (скв. 2).

    Подсолевая терригенная толща включает в себя верхнепротерозойские и девонские отложения в составе витебскопярнского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (Д^I₂vtb+рr, Д^I₂nr; Д²₂st; Д^I₂ln).Залегают отложения с угловым и стратигра-фическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента.

     Литологически представлены, песчаниками пестроцветными  кварцевыми разнозернистыми; аргиллитами пестроцветными, плотными, с редкими прослоями доломитов (наровский горизонт), и сульфатных пород, алевралитами пестроцветными. Толщина терригенной толщи составляет от 378 (скв. 131) до 494м (скв. 17)

     Подсолевая карбонатная толща сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев

евлановского горизонтов (Д^I ₃sr, Д^I ₃sm, Д^I ₃rch, Д^I ₃vr, Д^I ₃ev (KS))  .

    Отложения саргаевского горизонта согласию залегают на подсолевой терригенной толще. Карбонатная толща литологически представлена доломитами от темно-серых до светло-серых, кавернозными, трещиноватыми,  с прослоями известняков и ангидритов.

     Нижняя часть воронежского горизонта представлена мергелями серыми с прослоями известняков и глин. Низы евлановского горизонта (кустовницкие слои) сложены переслаиванием доломитов, ангидритов, известняков, сульфатно-карбонатных и глннисто-сульфатных пород.

    Толщина всей карбонатной толщи 150,5 (скв. 7) 456,4м (скв. 109)

    Нижнесоленосная толща включает отложения евлановского (анисимовские слои) и ливанского горизонтов (Д^I₃ev (an) + Д^I₃lv). Толща имеет повсеместное распространение и на 65-70% сложена каменной солью, а также прослоями известняка, ангидрита, доломита.

    Нижнесоленосные  отложения на Березинской площади характеризуются крайне неравномерной толщиной.

     Максимальная толщина вскрыта в пределах северной части площади - от 656 (скв. 104) до 400 м (скв. 136).

    Нормальный разрез нижней соленосной толщи вскрыт в южной части площади. Толщины здесь составляют от 169 (скв. 6) до 55м (скв. 148).

    К северо-востоку выделяется зона сокращенных толщин.

    Минимальная толщина ливенских отложений составляет 8 (скв. 103) 17м (скв. 15).

     Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.

    Промышленная нефтеносность связана с отложениями петриковского, елецкого и задонского горизонтов.

    Домановичский горизонт (Д^I₃ dm) представлен мергелями темно-серыми, доломитисто-известковистыми с прослоями глин серых слабо-карбонатных. Толщина составляет 12 (скв. 131) 56м (скв. 6)

   Отложения задонского горизонта (Д²₃ zd)   несогласно залегают на домановичских. Разрез задонского горизонта сложен преимущественно карбонатными породами: известняками, доломитами, известняками доломитизированными и в незначительной степени -глинами, мергелями. Имеется прослой ангидрита. Окраска пород от светло- до темно-серой, коричневато-серая. Среди доломитов и известняков имеются пористые, трещиноватые и кавернозные разности с примазками нефти. Толщина горизонта изменяется от 60,5 (скв. 132) до 200м (скв. 221).

    Елецкий горизонт (Д²₃ el), залегающий c несогласием на нижележащих отложениях, представлен карбонатно-глинистыми и сульфатными отложениями; доломитами, известняками серыми, участками нефтенасыщенными, с прослоями ангидритов.

    Толщина  горизонта колеблется от 204 (скв. 120) до 324м (скв. 25).

   Петриковский горизонт (Д²₃ptr) несогласно залегает на елецком и представлен известняками доломитистыми, мергелями доломитисто-известковистыми неравномерноглинистыми.

Имеется многочисленные нефтепроявления.

    В верхней части горизонта - ангидриты темно-серые. Толщина петриковских отложений - 41 (скв. 204) 158м (скв 70).

     Верхняя соленосная галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найдовских слоев оресского горизонта (Д²₃lb + Д²₃ or (nd)) несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена каменной солью с маломощными пластами несолевых пород: преимущественно известняков и ангидритов, реже мергелей, доломитов, глин.

    Толщина галитовой толщи 53 (скв. 17) 619м (скв. 35). Верхнесоленосная глинисто-галитовая толща (Д²₃or - str + Д²₃pl₁), сложенная шатилковскими слоями оресского горизонта, стрешинским и нижнеполесским горизонтами, представлена переслаиванием глин, песчано-алевритовых пород, ангидритов, реже известняков и мергелей с каменной солью и единичными маломощными прослоями калийной соли в верхней части.

    Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 405м (скв. 37) до 1047м (скв. 150).

    Надсолевая толща состоит из отложений девонской (верхнеполесский горизонт Д²₃ pl₂), каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской и меловой систем мезозойской зратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Сложена терригенными и карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми или водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом.

    Общая, толщина надсолевых отложений изменяется от 902 (скв. 148) до 1150м (скв. 3).

Тектоническая характеристика

Березинского месторождения 

    Березинская структура расположена в центральной части северной прибортовой зоны Припятского прогиба и приурочена к Березинской  зоне приразразломных поднятий.

    Геологическое строение ее сложное, о чем свидетельствует наличие нескольких возможных вариантов интерпретации результатов буровых и сейсмических работ.

    К пересчету запасов принят за основу вариант структурной карты по сейсмическому горизонту 2Д.

     Со времени предыдущего подсчета запасов (01.01.79г) на месторождении выполнен значительный объем бурения, и поэтому в представление о    геологическом строении месторождения внесены некоторые коррективы. Уточнено расположение разломов, выявлен диагональный разлом во II блоке.

     По кровле воронежского горизонта структура представляет собой систему моноклинальных блоков, погружающихся в северо-восточном и юго-западном направлениях (углы падении от 5° до З0°),

     По кровле межсолевых отложений Березинская площадь представляет собой брахиантиклинальное поднятие, осложненное серией субширотных разрывных нарушений сбросового характера, имеющих простирание, близкое к простиранию северного краевого раз лома.

    Сеть pазломов создает систему блоков. Выделяются 4 крупных субпараллельных блоков, три из которых (I, II, III) содержат залежи нефти.

    Блок I, в пределах которого пробурены скважины 17, 21, 9, непосредственно примыкает к Северному краевому разлому. Его размеры составляют примерно 0,7км в ширину и 4км в длину. Поверхность межсолевых отложений погружается в юго-восточном направлении под

углом 15°.

    I и II блоки разделяются разломом субширотного простирания с амплитудой 250м. Через 123 скважину проходит диагональный сброс амплитудой 160м, делящий II блок на две части - северо-западную и юго-восточную. Нефтеносность установлена в межсолевых отложениях юго-восточной части блока. В структурном плане она представляет собой клиновидную блоковую структуру размером 0.9км в ширину и 1,6км в длину. Поверхность межсолевых отложений погружается в юго-восточном направлении от отметок - 1695м (скв. 11) до 1849м (скв.130).

    III блок представляет собой сводовую часть Березинского брахиантиклинального поднятия. Размеры ее в пределах изогипсы - 1900м составляет 2,6 км в длину и 1,55 км в ширину.

    Северный склон самый крутой, с углами падения 16°, восточный и западный склоны более пологие, с углами падения до 10°.

    С юге и севера блок III ограничен тектоническими нарушениями амплитудой 150м и 100м соответственно. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Нефтегазоносность Березинского месторождения 

    Промышленная нефтегазоносность Березинского месторождения связана с карбонатными коллекторами петриковского, елецкого и задонского горизонтов межсолевой толщи.

    За период, прошедший со времени предыдущего подсчета (по состоянию на 1.04.79г.), непосредственно на площади месторождения было пробурено 25 эксплуатационных и 1 нагнетательная скважина (кк.II, текст.прил.I). Подробное описание признаков нефтеносности по скважинам, пробуренным до 1.04.79г., приведено в Отчете /31 /, В данной работе речь идет о скважинах, пробуренных после.

    Из новых скважин пробуренных с отбором керна, признаки нефтеносности отмечены в керне 121 и 122-й скважин в виде резкого нефтяного запаха, выпотов нефти, примазок битумов, нефтяных пятен и капель.

   Притоки нефти получены из отложений петриковского, елецкого и задонского горизонтов, которые и являются объектами подсчета нефти Березинского месторождения.

    Месторождение разбито системой субширотных тектонических нарушений на ряд блоков. Залежи нефти выявлены в блоках I, II и III.                   Залежь I блока вскрыта 2-мя скважинами: 17 и 21.   Характер насыщения продуктивной части разреза скв.9 не установлен. Продуктивные отложения встречены на отметках -1439м (скв.21) -1508м (скв. 17). В процессе бурения горизонт опробован 3-мя скважинами.

     Всего приведено 29 испытаний из них 19 в открытом стволе пластоиспытателями типа ЗПКМ и КИП и 10 - в эксплуатационной колонне (кн. П, текст, прил.3 ).

    В пределах залежи притоки нефти получены при опробовании в

эксплуатационной колонне скважин 17 и 21.

  К описываемому периоду относится испытание в эксплуатационной колонне скважины 17 интервала 1646-193Зм. В результате получен приток нефти и пресной технической воды дебитом 15.6 м³/сут.

    При испытании в колонне скважины 21 из интервала 1676-1762м получен приток нефти дебитом 9,8 м³/сут; из интервала 1626-1666м получен приток нефти дебитом 19,2 м³/сут. При испытании в колонне интервала I6I2-I622м получена нефть с продуктами реакции кислоты без определения дебита, а в интервале 1612-1762м - приток нефти дебитом 18,5 м³/сут.

    При опробовании в процессе бурения скважины 9 притоков не получено. За подсчетный период новых скважин не бурилось.

      Коллекторами нефти описываемой залежи является доломиты и частично известняки. Тип коллектора - порово -каверново-трещинный.

      Залежь I блока классифицируется как массивная, тектонически экранированная. Границами залежи I блока на северо-востоке и юго-западе являются разломы. Западная и восточная границы условны и проведены на удвоенном расстоянии сетки эксплуатационных скважин. Режим залежи упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны. Параметры залежи I блока - 1,2x0,7 км. Высота залежи составляет 200м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 8,6 до 75,8м.

    Во II блоке пробурено 14  скважин, 8 в контуре и 6 за контуром. Из них за рассматриваемый период залежь вскрыли 6 скважин, за контуром пробурено 3 скважины.

    Продуктивные отложения встречены на отметках -1695,4м (скв.II) - 1802,5м (скв. 126) и опробованы всеми скважинами, Всего проведено 40 испытаний: из них 22 в открытом стволе пластоиспытателями и 18 в эксплуатационной колонне. После подсчета 1979  года - 13 испытаний: 2 - в открытом стволе и II в эксплуатационной  колоне. В нефтяной зоне притоки получены при опробовании в открытом стволе скважин 3 и 11,  в эксплуатационной колонне - в скважинах 3,11,125, 126,128, 140, 143.     Первооткрывательницей залежи блока является скважина 3.

    За описываемый период в колонне залежь II блока опробовалась в скважинах 125,126,128,140, 143.

    В скважине 125 в интервале 1920-2000м(-1734,3-1809,6м) получен приток жидкости с пленкой нефти дебитом 5,2 м³/сут. В скважинах 126, 128, 140, 143 получены притоки нефти дебитами от 3,98м³/сут (скв. 126) до 48,2 м³/сут (скв.143).

    В законтурных скважинах 123 (открытый ствол) и (колонна) получены незначительные притоки жидкости, в скважине 130 (эксплуатационная колонна) - приток пластовой воды дебитом 2,4 м³/сут. Коллекторами нефти являются доломиты каверново-трещиноватые и частично известняки. Нефтеносные пласты чередуются  с плотными разностями карбонатных пород. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

    Границами залежи с севера и запада являются разрывные нарушения. С восточной и южной сторон границей является внешний контур нефтеносности и литологическое замещение. Размеры  залежи II блока составляют 1,3х0,9км. Высота залежи - 145м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 16,0 до 86,0м.

    Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная. Режим залежи упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной области.

     Зелень III блока вскрыта 27-ю скважинами, нефтяная часть 24, законтурная 3 скважинами. Из них за описываемый период пробурено 22 скважины: в пределах залежи 20, за пределами - 2.

    Продуктивные отложения встречены на отметках -1729,4 (скв.100) -2055,2м (скв. 103) опробованы всеми скважинами.

    Проведено 86 испытаний: из них 33 в открытом стволе и 53 в эксплуатационной колонне. За подсчетный период в эксплуатационной колонне проведено 37 испытаний, Во внутриконтурной зоне притоки нефти получены при испытании скважин 100, 102, 104, 105,  106,  107, 108, 120,  121, 122, 127, 129, 131, 132, 133, 134,

    Первооткрывательницей залежи III блока является скважина 6.

    Дебиты нефти, полученные при испытаниях, меняются от 40 м³/сут (скв. 134) до 320 м³/сут (скв.131).

    Из законтурных скважин 103, 111  получены притоки воды.

    Коллекторами нефти являются в основном доломиты каверново-трещиноватые, реже известняки. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

    Залежь нефти в III блоке ограничена с севера и юга тектоническими нарушениями, с востока - контуром нефтеносности, а с запада -  ВНК и литологической границей. Размеры залежи составляют 2,6x1,0км, высота - 200м. Нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяются от 6,0 до 108,4м. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная.

    Режим упруго-водонапорный.  

Обоснование ВНК 

    Скважины, пробуренные после предыдущего подсчета, не дали информации, позволяющей уточнить подсмени ВНК. Поэтому для данного пересчета принимаются отметки ВНК, утвержденные ГКЗ в 1979  году:

для залежи II блока - -1834м;

для залежи III блока - -1940м. 

    По I блоку в качестве условной подошвы залежи принимается абсолютная отметка подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта - 1786м, давшего при испытании нефть (скв. 17). 
 
 
 
 
 
 
 

Гидрогеологическая характеристика

Березинского месторождения 

    Гидрогеологическая характеристика Березинского месторождения приводится на основании данных, полученных в процессе опробования и испытания пластов, химических анализов вод, а также по аналогии с соседними площадями.

    В районе месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод.

    По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

    В свою очередь гидрогеологические этажи делятся на ряд водоносных комплексов.

    Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

низший надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

    Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

водоносный комплекс межсолевых отложений;

водоносный комплекс подсолевых отложений.

    Детальная характеристика каждого комплекса, пластовых температур, величин генетических коэффициентов по скважинам, содержания редких, радиоактивных элементов приводится в отчете по подсчету запасов треста "Белнефтегазразведка" за 1979 год.

    В данном отчете приводятся основные особенности гидрологических

комплексов и горизонтов.

        Верхний надсолевой водоносный комплекс включает антропогеновый, палеогеновый, меловой, юрский и триасовый водоносные горизонты и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. При бурении поисково-разведочных скважин на Березинской площади комплекс не опробовался, поэтому его характеристика дается по аналогии с соседними (Первомайская) площадями. Литологически комплекс представлен песками, алевролитами, песчаниками трещиноватыми, известняками кавернозными, трещиноватыми, мелом. Подземные воды описываемого комплекса находятся в зоне активного водообмена. Выделяются подзоны пресных (минерализация до 1 г/л) и слабосоленых вод (до 10 г/л), разделенные глинистыми водоупорными отложениями юры. Воды этого комплекса преимущественно гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов (классификация В.А. Сулина). Значения коэффициентов Na/CI и , как правило, выше единицы, удельный вес вод близок к 1 г/см³. В зависимости от проницаемости и коллекторских свойств вмещающих пород дебиты колеблются от 40 до 2300 м³/сут., при динамических уровнях 36 и 52м соответственно. Пластовые температуры по подошве горизонта изменяются от 13,8 до 19,65°.  Градиенты температуры находятся в пределах 1,8-2,4°С/100, Геотермическая ступень изменяется от 42,59 до 56,31 м/1°С / 31 /.          

  Нижний надсолевой водоносный комплекс относится к зоне замедленного водообмена и включает пермский,  каменноугольный и верхнедевонский (полесский) горизонты. Водовмещающими породами являются глинисто-мергельные, песчано-глинистые отложения с пластами и прослоями конгломератов, известняков и песчаников. На Березинской площади этот комплекс не опробовался, поэтому характеристика его приводится на основании результатов опробования ближайшей Первомайской площади. По химическому составу вода представляет собой рассол выщелачивания солей. Тип вода хлор-кальциевый,  сравнительно невысокой метаморфизации, минерализация 85,6 г/л. Данные по  гидродинамической характеристике комплекса отсутствуют. Температуры по разрезу изменяются от 13,8 до 34,7°С. Градиент температуры изменяется от 2 до 2,3°С/100, геотермическая ступень - от 42,82 до 58,21 м/1°С. Нижним водоупором служит лебедянско-оресско-стрешинская глинисто-галитовая соленосная толща.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Включает отложения петриковского, елецкого, задонского и домановичского горизонтов. Водовмещающие породы представлены известняками и доломитами. Емкостные свойства водоносных пород-коллекторов (пористость) изменяются от 6,5 до 11,9,  в среднем - 6,55.