МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение  образования

«Гомельский государственный технический университет

имени П.О.Сухого»

Кафедра  Разработки месторождений  полезных ископаемых

  и транспорт нефти

Курсовая  работа

по  дисциплине «геологические основы нефтяных месторождений»

Тема:

Построение  профилей Восточно-Первомайского  месторождения по семилукскому горизонту

Выполнил студент

группы  НР- 31                                                                       Амбражей Р.В.

Проверил                                                                                  Пинчук А.П.

Гомель   2009

       СОДЕРЖАНИЕ

      Введение………………………………………………… стр

1. Стратиграфическая и литологическая характеристика Восточно-Первомайского  месторождения………………………………    стр
2. Тектоническая характеристика Восточно-Первомайского    месторождения………………………………………………….   стр
3. Нефтегазоносность Восточно-Первомайского    месторождения………………………………………………….   стр
4. Гидрогеологическая характеристика Восточно-Первомайского    месторождения…………………………………………………..   стр
5. Построение геологических профилей 

Заключение

      Список  использованных источников 
 

   ВВЕДЕНИЕ 

      Восточно-Первомайское нефтяное месторождение открыто  объединением   "Белоруснефть" в 1972 году. Приурочено к Первомайской зоне приразломных поднятий Припятского прогиба.

      Первооткрывательницей месторождения является поисковая скважина 10, давшая промышленный приток нефти в колонне из семилукских отложений дебитом 45 м³/сут. Выполненные в последующем поисково-разведочные работы позволил в 1974 г. ввести месторождение в пробную эксплуатацию, а в 1976 г. - начать бурение опережающих эксплуатационных скважин.

        Гомельским отделом "УкрГИПРОНИИнефть" в 1976 году составлена 
технологическая схема разработки Восточно-Первомайского место 
рождения и в 1977 г. последнее введено в промышленную разработку.       

      Запасы  нефти рассматриваемого месторождения  подсчитаны лабораторией подсчета запасов  Гомельского отдела "УкрГИПРОНИИнефть" по состоянию на 01.071980 г. Утверждены ГКЗ СССР 29 мая 1981 года (протокол № 8770) по категории C₁ в количестве 7030 тыс.т балансовых и 3374 тыс.т извлекаемых, при коэффициенте нефтеизвлечения 0,48.

      Накопленная добыча нефти на 01.01.1998 г. равна 1585 тыс.т, что на 28%      меньше планируемой (2212,7 тыс.т).   Возможности дальнейшей peaлизации технологической схемы  практически исчерпаны. Кроме того, данные по пробуренным после 1981 года эксплуатационным и нагнетательным скважинам внесли существенные изменения в модель геологического строения месторождения. Последнее оказалось разбитым разломами на три изолированных блока, к каждому из которых приурочена залежь нефти.

      Для дальнейшей эксплуатации месторождения  необходим проект разработки, составленный в соответствии с современными представ, анилин о его геологическом строении и уточненными запасами нефти.

      Поэтому объединение "Белоруснефть" поручило отделу промысловой геофизики и подсчета запасов БелНИПИнефть (Геологическое задание от 02.01.1992 г.) пересчитать запасы нефти и растворенного газа Восточно-Первомайского месторождения на основе всех фактических данных по месторождению на 01.01.1992г. (Договор № 92.25.92). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   1 СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ И ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ          ХАРАКТЕРИСТИКА 

      В геологическом строении месторождения  принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и  осадочные     образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.         Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхние соленосные - галитовая и глинисто-галитовая, надсолевая.

      Породы  кристаллического фундамента вскрыты  скважинами 11,17 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина от 18 до ЗЗ м.

      Подсолевая  терригенная толща сложена отложениями  верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы.

      Залегают  отложения с угловым и стратиграфическим  несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пест-роцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами, алевролитами с подчиненными простоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей.

      Вскрытая  толщина подсолевых терригенных отложений от 106 до 334 метра. Подсолевая карбонатная толща с которой связана нефтеносность месторождения, сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского, евлановского (кустовницкие слои) горизонтов. Нафтенасыщенными являются породы семилукского и воронежского горизонтов.Отложения вскрыты 39 скважинами. Вскрытая толщина составляет от 176 до 273 м.

      Отложения саргаевского горизонта  представлены доломитами скрытокристаллическими, массивными. Вскрытая толщина изменяется от 11 до 44 м.

      Образования семилукского горизонта  представлены доломитами кавернозно-пористыми трещиноватыми, известняками микрозернистыми плотными. Вскрытая толщина изменяется от 10 до 25 м.

      Породы  речицкого горизонта представлены глинами плотными, аргилитоподобными, аргиллитами песчанистыми. Вскрытая толщина изменяется от 9 м до 25 м.

      Литологически воронежский горизонт представлен  доломитами микрозернистыми плотными, известняками плотными ангидритизированными. Вскрытая толщина изменяется от 71 м до 113 м.

      Отложения евлановского горизонта  представлены доломитами, известняками ангидритизированными. Вскрытая толщина изменяется от 43 м до 67 м.

      Нижнесоленосная толща включает не расчлененные отложения евлановского и ливенского горизонтов. Отложения сложены преимущественно каменной солью, несолевые порода имеют небольшое распространение (мергели, глинистые известняки, глины), приуроченные в основном к анисимовским слоям). Вскрытая толщина изменяется от 418 м до 711 м.

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

      В пределах Припятской впадины с этой толщей связана промышленная нефтеносность, но на Восточно-Первомайском месторождении  нефтяных залежей не выявлено. Отложения представлены известняками доломитистыми, доломитами, аргилитами алевритистыми, мергелями. Вскрытая толщина изменяется от З70 м  до 827 м.

      Верхнесоленосные  образования слагаются из двух толщ: 
галитовой и глинисто-галитовой, отличающихся по содержанию 
солей. Представлены отложениями лебедянского, оресского, 
стрешинского, нижнеполесского горизонтов фаменского яруса верхнею отдела девонской системы.

      Литологически сложены каменной солью с прослоями  глин, ангидритов, доломитов, мергелей, известняков глинистых. В глинисто-галитовой толще большую часть разреза занимают несолевые породы. Вскрытая толщина изменяется от 1653 м до 2317 м.

      Надсолевая  толща сложена отложениями палеозойской, мезозойской и кайнозойской эрами. Толща представлена терригенно-карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов и известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями. Толщина надсолевых отложений варьирует от 968 м до 1305 м. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 

      На  территории Восточно-Первомайского  месторождения проведен значительный объём сейсморазведочных работ, пробурено 20 новых скважин. Это внесло коррективы в модель геологического строения месторождения.

      По поверхности подсолевых отложений Восточно-Первомайское месторождение представляет собой моноклинально-блоковую 
структуру, погружающуюся на север, ограниченную с юга разломом субширотного простирания амплитудой более 150 м. и разбитую субмеридианальными разрывными нарушениями амплитудой от 30 до 150 м. на четыре блока. К трем из них приурочены залежи нефти.

      Первый  блок отделен от второго блока  разломом амплитудой 30 м. Падение пород  в пределах блока северное, угол падения   8-10°. Азимут падения 20-30°. Размеры блока 5625*1625 м.

      В пределах 2 блока угол падения пород  изменяется от 6° до 17°, азимут падения 15-20°. Размеры блока 6250*1875 м.

      В районе скв.10,83 выделен небольшой 3 блок, отделенный от 1 блока нарушением юго-восточного простирания амплитудой 75м.Падение  пород 5-6°, азимут падения 20°, размеры l000 *1000 м.

      На  востоке структуры выделен 4 блок, отделённый от 2 блока нарушением амплитудой 50-150м. Строение 4 бока осложнено в  свою очередь двумя разрывными нарушениями  субширотного простирания,  образующими  структуру типа горст. Амплитуды взбросов 150м и 75м. Падение пород, в пределах 4 бока северное, угол падения 9°, азимут падения 10°. Происхождение 4 блока связано, вероятно, с проявлением новейших локальных тектонических движений, приведших к возникновению водонасыщенных блоков на более высоких отметках по сравнению с блоками, содержащими нефть.

      Восточной границей месторождения является высокоамплитудное (более 200 м) тектоническое нарушение, установленное сейсмикой. 
 
 
 
 
 
 
 

       3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

      На  Восточно-Первомайской площади признаки нефтеносности отмечались при бурении  и испытании скважин в межсолевых и подсолевых отложениях. Нефтепроявления в керне отмечались почти во всех пробуренных скважинах: в виде примазок и запаха нефти в скважине; в виде следов, выпотов.

      Притоки разгазированного бурового раствора получены при опробовании скв.2 (интервал 4339-4202 м) из пярнуско-наровоких отложений и в скв.11 (интервал 44о0-4492 м) из саргаевско-ланских отложений.

      Притоки пластовой воды с пленкой нефти  получены из семи-лукского горизонта в скв.11 (интервал 4423-4440, 4427-4432 м) и из задонского горизонта в скв.I6 (интервал 3500-3540 м).

      Промышленный  приток нефти получен (0,18 м3/сут.) в скв.48 (интервал 2858-2869 м.) из внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта. Всего на месторождении проведено 46 испытаний в колонне и 85 опробований пластоиспытателем.

      По  результатам бурения и исследования скважин выявлено, что месторождение  разбито тектоническими нарушениями  на четыре изолированных блока  представляющие собой отдельные объекты подсчета.

      I  блок

      Семилукская залежь

      Объектами подсчета этого блока являются залежи семилукского и воронежского горизонтов. Продуктивный семилукский горизонт вскрыт скважинами 58, 84,60,56,61,46,64,85. При испытании в открытом стволе в скважине 46 из интервала 4190-4229 м получен приток нефти дебитом 340 м3/сут. При испытании в колонне в скважинах 84 (интервал 4250-4262 м), 85 (интервал 4170-4190 м), 60 (интервал 4302-4318 м); 46 (интервал 4213-4232 м) получены притоки нефти. Дебиты колеблются от 16,7 м3/сут (скв.85) до 1140 м3/сут (скв.46). В скважине 58 (интервал 4367-4390 м) ввиду низкого пластового давления вызвать приток не удалось.

      В водоносной части залежи пробурены  скважины 50,48,51. Все они испытаны на приемистость. В скв. 50 из интервала 4456-4472 получен приток пластовой вода дебитом 12.6 м3/сут.

      Коллекторами  нефти являются кавернозные доломиты. Тип коллектора –каверново-порово-трещинный. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически ограниченная с юга субширотным региональным сбросом, с востока и запада субмеридиальными сбросами, с севера зоной ВНК.

      Размеры залежи: ширина 1,5 км, длина 5,7 км, высота ЗЗ6 м. Режим работы залежи - упруго-водонапорный. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, составили в скв. 46 - 13,4 м; 55- 11,2 м; 58 - 8,0 м; 60 - 16,8 м; 61 -12,8 м; 64 - 12,8 м; 84 - 8,0; 85 - 12,0 м Семилукская залежь западного блока на дату пересчета (01.01.92 г.) эксплуатируется одной 85 скважиной.

      Стреличевская залежь воронежского горизонта

      Залежь  воронежского горизонта вскрыта во всех добывающих скважинах первого блока. При испытании в колонне скв. 64 из интервала 4160-4167 м получен промышленный приток нефти дебитом 216 м3/сут. Коллекторами нефти являются порово-кавернозные известняки и доломиты. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

      Залежь  представляет собой поле изометрическое формы, ограниченное с юга субширотным сбросом, с юго-запада - разломом, простирающимся с северо-запада на юго-восток, с севера граница проведена на серединах расстояний между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллекторы.

      Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, составила  в скв. 64 - 13,4 м; 85- 5,4 м; 84 - 15,0 м; 60 - 12,0 м; 58 -8,4 м; 46 - 2,0 м; 56 - 2,0 м; 61 - 1,4 м. Залежь работает на упругом режиме. В настоящее время  залезь эксплуатируется скважиной 64 без поддержания пластового давления.

      Птичская  залежь воронежского горизонта

      По  этой залежи отсутствуют данные опробования, указывающие на нефтеносность данного горизонта, но по ГИС выделены в скв.60, 84 нефтенасыщенные интервалы толщиной от 1,6 и (скв.60) до 6,4 м (скв.84).

      Залежь  представляет собой поле, ограниченное с юго-запада разломом, простирающим с северо-запада на юго-восток. С  севера, востока и запада границы залежи проходят через середины расстояний между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллекторы, коллекторами являются порово-кавернозные известняки и доломиты.

2. блок

      Семилукская залежь

      Объектами подсчета во втором блоке являются семилукския залежь и две воронежские. Продуктивный семилукский горизонт вскрыт скважинами 9, 21,40,66,68,71,72,77,69. Первый промышленный приток нефти поручен в открытом стволе в скважине 9 из интервала 4166—4200 м дебитом 86, 4 м3/сут. Коллекторами нефти являются кавернозные доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

      Залежь  нефти пластовая, сводовая, тектонически ограниченная с юга субширотным региональным сбросом, с востока и запада  субмеридиальными сбросами, с севера зоной ВНК. Размеры залежи: ширина 2,4 км, длина 6,9 км, высота залежи 457 м.

      По  состоянию на 01.01.92 г. залежь эксплуатируется  добывающими скважинами 66, 68, 70,71,72,77 и нагнетательными 52,5З, 54,21. Во втором блоке, как и в первом выделены две залежи воронежского горизонта.

      Стреличевская залежь воронежского горизонта

      Залежь  представляет собой мозаичные зоны распространения коллекторов, Границы  распространения проведены на серединах  расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллекторы, а с юга ограниченными субширотным региональным сбросом. Выделено поле в районе скважин 77,72,21,3,9.

      Продуктивный  горизонт вскрыт скважинами 3, 9, 21, 77, 72. При испытании скважины 9 в интервале 4076-4155 м получен приток нефти. Дебит не замерен из-за негерметичности бурового инструмента. Промышленный приток нефти поручен в колонне в скв.77 из интервала 4102-4117 м, дебитом 24 м3/сут,

      Коллекторами  нефти являются порово-кавернозные, трещиноватые известняки и доломиты. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, составили в скв.77 - 17,4 и; 3 - 0,6 м; 21 – 28,2 м; 72 - 1,0 м.

      Птическая залежь воронежского горизонта

      Залежь  верхней пачки воронежского горизонта  не испытывалась, но по ГИС выделены нафтенасыщенные толщины в следующих  скважинах: 21 - 1,6 м; 3 - 2,4 м; 68 - 1,2 м.

      Залежь  представляет собой поля, границы  распространения которых проведены  на серединах расстояния между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллекторы. Выделены два поля: 1 - район скважины 68; 2 - 21,3. Коллекторами нефти являются порово-кавернозные, трещиноватые известняки и доломиты.

      Блок  3

      Семилукская залежь

      Объектом  подсчета этого блока является залежь семилукского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 10,83. Первый промышленный приток получен в скв. 10 в открытом стволе из интервала 4323-4286 м дебитом 45 м3/cyт.

      В скв. 8З получен приток нефти в  колонне из интервала 4265-4278 и дебитом 192 м3/сут. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически ограниченная с юга субширотным региональным сбросом, с запада субмеридиональным сбросом, с севера и востока разломом, простирающим с северо-запада на юго-восток. Размеры залежи: ширина 0,7 км; длина 0,75 км; высота  125 м.

      Коллекторами  нефти являются доломиты кавернозные. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Нефтенасыщенные толщины выделены в скважинах: 10-9 м, 83 - 14,8 м.

      Определение  ВНК

      В подсчете запасов нефти и растворенного  газа  для семилукской залежи газа утвержден ВНК на абс. отметке - 4241 м. По семилукской залежи I блока  абс. отметке - 4236 м, что соответствует  середине расстояния между абс. отметкой (-4200,3 м) подошвы нижнего пласта коллектора в скважине 61, выделенного по ГИС, и абс. отметкой (-4271,8 м) кровли верхнего водонасыщенного пласта в скв. 59, выделенного по ГИС. ВНК- 4236 м принят как для семилукской залежи, так и для воронежских - единый.

      Во 2 блоке ВНК принят на абс. отметке - 4257 м, что соответствует середине расстояния между абс. отметкой (-4228,5 м.) нижнего пласта коллекторе в скв. 54, выделенного пи ГИС, и абс. отметкой (-4 285,30 м) кровля верхнего водонасыщенного пласта в окв. 5З, выделенного по ГИС. В этом блоке ВНК также принят единый по семилукской к воронежской залежам.

   4 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА 

      В районе Восточно-Первомайского месторождения  наблюдается вертикальная зональность  подземных вод. По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

      Верхний надсолевойевой водоносный комплекс включает антропогеновый, палеогеновый, меловой, юрский водоносные горизонты и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Литологический комплекс представлен песками, слабосцементированными песчаниками с прослоями глин, суглинков, трещиноватыми кавернозными известняками, трещиноватым мелом. Подземные воды описываемого комплекса находятся в зоне активного водообмена. Воды пресные, с минерализацией, не превышающей 1 г/л, гидрокарбонатно-натриевого или гидрокарбонатно-кальциевого типа (классификация В.А.Сулина).

      Нижний  над солевой водоносный комплекс относится к зоне замедленного водообмена и включает в себя пермский, каменно-угольный и верхнедевонский (полесский) горизонты. Водовмещающими породами являются пески, песчаники. Специальных гидрогеологических исследований описываемого комплекса на месторождении не проводилось, поэтому воды изучены недостаточно. По аналогии с соседним первомайским месторождением, воды 
можно отнести к хдоридно-кальциевому сульфатному типу.

      Водоносный  комплекс межсолевых отложений находится  в зоне весьма замедленного водообмена. Водовмещение породы представлены известняками и доломитами.

      Набор микроэлементов является характерным  для закрытых водовмещающих резервуаров  с водами, представляет собой закрытую систему с преобладанием весьма замедленного водообмена.

      Водоносный  комплекс подсолевых отложений приурочен к зоне весьма замедленного водообмена и включает две различные по литологическому составу толщи: терригенную и карбонатную.

      Воды  представляют собой крепкие и  весьма крепкие рассолы хлоридно-кальциевого  типа от 335,4  до 389,45 мг/л и плотностью от 1,252 до 1,268 г/см3.

      Содержание  гелия в попутном нефтяном газе изменяется от 0,019 до 0,026 объемных и в среднем  составляет 0,022%, что ниже его кондиционного значения. В связи с этим запасы гелия не подсчитывались. 
 
 
 
 
 
 

   Таблица абсолютных отметок  поверхности горизонта  для 

   построения  профилей 
 

            1           2          3           4          5          6           7         8           9         10

Рисунок 3. Восточно-Первомайское месторождение .Семилукский горизонт. Построение профиля по линии I-I

            1           2          3           4          5          6           7         8           9         10