Построение профилей Задонского горизонта Речицкого месторождения

Мой курсач

Содержание

1. Введение
2. Стратиграфическая и литологическая характеристика Речицкого месторождения
3. Тектоническая характеристика Речицкого месторождения
4. Нефтегазоносность Речицкого месторождения
5. Построение геологических профилей
6. Заключение
7. Список используемой литературы

1.Стратиграфия и литология осадочного разреза месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие  породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями, разделенными между собой крупными перерывами в осадконакоплении.

Кристаллический фундамент охарактеризован керном в 17 скважинах. Породы фундамента представлены биотитовыми, гранат-биотитовыми гнейсами, гранат-биотитовыми плагиогнейсами и гранито-гнейсами. Максимальная вскрытая толщина их составляет 51 м в скважине № 1.

Верхний протерозой сложен песчаниками кварц-полевошпатовыми разнозернистыми, прослоями переходящими в гравелиты. В центральной части месторождения (район скважин №№ 249, 7, 11, 91) отложения размыты. На остальной территории толщины их изменяются от 10 м в скважине № 2 до 31 м в скважине № 16.

Девонская система представлена средним и верхним отделами. Отложения этого возраста принято делить на 6 комплексов:

Подсолевой терригенный  комплекс

Подсолевой терригенный комплекс включает отложения витебско-пярнуского, наровского, старооскольского горизонтов среднего девона и ланского горизонта верхнего девона.

Витебско-пярнуский горизонт сложен песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и ангидритов в кровельной части. Толщина его 10-19 м.

Наровский горизонт представлен чередованием глин, алевролитов, мергелей с прослоями доломитов, сульфатно-карбонатных пород и песчаников. Толщина горизонта колеблется в пределах от 54,5 м в скважине № 7 до 75,5 м в скважине № 2.

Старооскольский горизонт представлен переслаиванием алевролитов, глин, песчаников с единичными прослоями доломитов глинистых и мергелей доломитовых, причем в нижней части преобладают песчаники, в верхней – глины и алевролиты. Граница с ланским горизонтом нечеткая, что обусловлено литологической невыдержанностью отложений в кровле горизонта, а возможно наличием размыва или перерыва в осадконакоплении. Толщины горизонта 90-104 м.

Ланский горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. В нижней части преобладают песчаники, в верхней – глины. В отличии от нижней верхняя часть литологически выдержана на всей территории месторождения. Толщина горизонта колеблется в пределах от 45 м в скважине № 16 до 60 м в скважине № 1.

Подсолевой карбонатный  комплекс

Подсолевой карбонатный комплекс включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евлановского горизонтов.

Саргаевский горизонт сложен известняками в разной степени доломитизированными и глинистыми с прослоями доломитов и мергелей. Толщина его 38-43 м.

Семилукский горизонт, в основном, представлен доломитами. В подошвенной  и кровельной частях присутствуют известняки глинистые и тонкие прослои мергеля. Колебания толщин в западной части месторождения составляет 24-26 м, в восточной – 26-28 м.

Речицкий горизонт сложен пестроцветными глинисто-мергельными породами с прослоями известняков глинистых, реже доломитов. Толщины его изменяются от 22 м в скважине № 60 до 34 м в скважине № 155. Толщины несколько увеличены в юго-восточной части площади по сравнению с западной.

Воронежский горизонт делится на стреличевские (II пачка) и птичские (I пачка) слои. В целом сложен доломитистыми известняками, известняками в разной степени глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов. Птичские слои отличаются от стреличевских большим содержанием глинистого вещества и наличием сульфатных пород. Толщины горизонта изменяются в довольно широких пределах от 74 м в скважине № 55 до 100 м в скважине № 80. Поле максимальных толщин (94-100 м) расположено в районе скважин №№ 51, 155, 80.

Евлановский горизонт представлен чередованием известняков глинистых, мергелей, алевролитов и сульфатно-карбонатных пород. Часто мергели и известняки в разной степени сульфатизированы и имеют примесь вулканогенного материала. Колебание толщин составляет от 116 м в скважине № 82 до 134 м в скважине № 18. Поля толщин имеют мозаичное распространение, хотя отмечается тенденция увеличения толщин в северо-восточном направлении. Иногда поля увеличенных и уменьшенных толщин совпадают с таковыми воронежского горизонта.

Нижнесоленосный комплекс

Нижсоленосный комплекс евлано-ливенского возраста представлен переслаиванием каменных солей, глинисто-сульфатных пород, ангидритов, мергелей и глин. В породах постоянно отмечается примесь вулканогенного материала. Толщины изменяются от 332 м в скважине № 142 до 586 м в скважине № 75. Отмечается сравнительно постепенное увеличение толщин в северо-восточном направлении и довольно резкое – на юго-востоке площади (район скважины № 75).

Межсолевой комплекс

Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.Традиционно комплекс делится на 10 пачек. X пачка соответствует домановичскому горизонту, IX пачка – кузьмичевским слоям задонского горизонта, VIII-V пачки – тонежским слоям задонского горизонта, IV пачка объединяет тремлянские, вишанские слои задонского и туровские слои елецкого горизонтов, III пачка и нижняя часть II пачки относятся к дроздовским слоям елецкого горизонта, а верхняя часть II пачки и I пачка – к петриковскому горизонту.

Комплекс в целом представлен  чередованием известняков, известняков глинистых, мергелей с прослоями доломитов, доломитов глинистых, ангидритов и аргиллитов. Горизонты, слои, пачки отличаются содержанием глинистого, сульфатного и вулканогенного материала. Примесь и прослои вулканогенного материала широко развиты в X, IV, III, II пачках и подошве VII пачки. Высокое содержание сульфатного материала отмечается в X пачке. Прослои ангидрита присутствуют в VI пачке. Наиболее высокие содержания глинистого материала в X, III и II пачках. Характер изменения толщин комплекса в целом и его подразделений приблизительно такой же, как и нижнесоленосного комплекса. В приподнятом крыле межсолевой структуры минимальные толщины (140-143 м) находятся в юго-восточной части в скважинах №№ 58, 59, максимальные (357-360 м) – в северо-восточной части в скважинах №№ 3, 21. В опущенном крыле поле минимальных толщин расположено в северо-западной части, а поле максимальных – в юго-восточной. Изменение толщин в опущенном крыле происходит намного резче, чем в приподнятом.

Верхнесоленосный комплекс

Верхний соленосный комплекс делится  на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта и найдовские слои оресского горизонта, сложена каменными солями и несолевыми прослоями, среди которых выделяют реперные пласты «глубокий», «мелкий», «высокий», «широкий», «правый», «левый», тройной», «колесо». Глинисто - галитовая подтолща оресско -стрешинского возраста развита только в южной погруженной части площади. Сложена она чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков в разной степени глинистых). Толщина комплекса изменяется от 250 м до 1500 м.

Надсолевой комплекс

Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Толщина ее от 500 м до 3050 м.

            3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

В тектоническом отношении Речицкая площадь расположена в пределах гребня Речицко - Вишанской ступени Припятской впадины.

Строение различных стратиграфических  комплексов на площади установлено  по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речицком месторождении залегает на глубинах 2800-3500м, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8-9°.

По поверхности подсолевых терригенных  отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе -2400 м более 600 м, длина складки около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5-4,0 км, амплитудой до 800 м.

По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует  таковому по поверхности подсолевого  терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений  на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок -2600 м до -3400 м.

Зона отсутствия перспективных  отложений в центральной части  структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два  участка распространения вендских отложений - западный (район скв. 240) и восточный (район скв. 2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения  толщин подсолевого терригенного комплекса  в целом и отдельных его  горизонтов.

Западный участок разрывным  нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II).

Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока малоамплитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому и разломам, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений. Блок II залегает гипсометрически выше блока I, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют -2660 м, в блоке II -2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхнепротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно -2830 м и -2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

4. Нефтегазоносность

         Речицкое месторождение расположено в северо-восточной части Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления.

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами верхнего протерозоя, староскольского и ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (стреличевские слои), межсолевых (1–3; 4; 8 и 9 пачки) отложений.

Притоки пластовой нефти получены из архей-протерозойских, оресско-стрешинско-лебедянских, каменноугольных и полесских отложений.

Рассмотрим отдельные горизонты:

Верхний протерозой: вскрыт 9 скважинами, испытан только в скважинах номер 1 и 240. В первой получен приток пластовой воды, во второй – приток нефти. Дебиты жидкости составили 1.5 м³/сут и 38 м³/сут соответственно. По ГИС в скважине номер 240 выделен нефтенасыщенный пласт толщиной 18.4 м, со средневзвешенной по толщине открытой пористостью 17.4%.

Тип коллектора: песчаники разнозернистые кварц-полешпатовые с прослоями гравелитов. Нефть лёгкая, вязкая, малосернистая, парафинистая.

С установлением промышленной нефтеносности  вильчанской серии (венд) по результатам бурения скважины 240 открыта новая залежь и произведён оперативный подсчёт запасов нефти объёмным методом. Запасы классифицированы по категориям С1 и С2 (на 1999 год).

Категория С1. Площадь нефтеносности – 625 тыс. м2, ограничена с северо-запада изогипсой минус 2735 м, соответствующей нижнему нефтенасыщенному пласту в скважине 240, с юга и востока разрывными нарушениями. Нефтенасыщенная толщина – 21 м. Плотность нефти – 0.8 г./см3. Запасы балансовые составили 1124 тыс. у. е. и извлекаемые –180 тыс. у. е.

Категория С2. Площадь нефтеносности (F1) – 1094 тыс. м3, ограничена с юга, северо-востока тектоническими нарушениями, с севера изогипсой минус 2780 м; площадь (F2) – 488 тыс. м2 ограничена с севера изогипсой минус 2780 м, соответствующей этажу нефтеносности 110 м., с востока – литологической границей распространения верхнепротерозойских отложений, соответствующей середине расстояния между скважинами 240 и 249. Балансовые запасы нефти – 2846 тыс. у. е. Извлекаемые запасы – 455 тыс. у. е. Прирост запасов категории С1 составил 180 тыс. у. е.

Старооскольский и ланский горизонты: вскрыты 14 скважинами, опробованы в 20 скважинах, из которых 7 дали пром. приток от 0.1 т/сут до 140т/сут.

Тип коллектора: порово-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с  юга региональным тектоническим  разломом, с востока и севера –  контуром нефтеносности, с запада –  зоной отсутствия колектора.

Размеры залежи: длина – 6.0 км, ширина – 1.2 км, высота – 158 м.

Саргаевский горизонт: вскрыт 78 скважинами, опробован совместно с семилукским или ланским горизонтами., нефтеносыщенные коллекторы выделены в 68 скважинах, в 2 получены промышленные притоки нефти.

Коллекторами нефти являются трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора: порово-каверново-трещинный.

Залежь преставлена тремя полями, тектонически ограниченными с юга и литологически (зона отсутствия коллектора) с востока, запада и севера.

Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная.

Размеры залежи: длина – 7.9 км, ширина – 1.7 км, высота – 216 м.

Семилукский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 70 скважинах.

Нефтеносность семилукской залежиустановлена скв. 6, явившейся её первооткрывательницей, где в 1964 г. пластоиспытателем получен промышленный приток нефти 250 м³/сут.

Геофизическими иссоедованиями в скважине установлен ВНК на глубине 2935.4 м.

Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м. до 24 м. Тип коллектора: кавернозно-порово-трещинный. Залежь пластовая, тектонически экранированная с юга, запада и востока. Северной границей служит контур нефтеносности.

Размеры залежи: длина-16.2 км, ширина-28 км, высота-409 м.

Воронежский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 49 скважинах.

Промышленная нефтегазоносность воронежских отложений связана со стреличевскими слоями.

Коллекторами нефти являются преимущественно  известняки химогенные, кавернозные, трещиноватые, органогенные, иногда с примесью глинистого вещества.

Тип коллектора-порово-кавернозно-трещинный. Залежь характеризуется высокой  степенью неоднородности коллекторских свойств по толщине и площади.

Размеры залежи: длина – 13.6 км, ширина – 3.0 км, высота-491 м.

Остановимся более подробно на Межсолевых отложениях, а конкретнее на четвёртой и восьмой пачках задонского горизонта. Но сначала рассмотрим историю разработки Речицкого месторождения.

Речицкое месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1965 г. году. С 1967 года ведётся промышленная разработка.

В разработке находятся пять залежей; залежи четвёртой, восьмой и девятой  пачек межсолевых отложений и семилукского горизонта являются основными объектами разработки; залежь воронежского горизонта разрабатывается возвратным фондом скважин с семилукского горизонта; на залежи ланского горизонта в эксплуатации находится одна скважина.

Всего с начала разработки на дату подсчёта запасов из залежей Речицкого месторождения отобрано 21655.605 у. е. нефти или 69.1% от начальных извлекаемых запасов.

Рассмотрим подробнее залежь четвертой пачки задонского горизонта: она эксплуатируется с 1965 года, разрабатывается с заводнением через систему приконтурных нагнетательных скважин. Разбуривание залежи закончено в 1975 году. Всего пробурено 20 добывающих и 6 нагнетательных скважин. По состоянию на 01.07.87 фонд добывающих скважин составил 17, из них фонтанных-6, ЭЦН-4, ШГН-7. С водой работают 11 скважин.

В настоящее время залежь находится  на четвёртой стадии разработки, характеризующейся  низкими годовыми темпами отбора нефти, которые в настоящее время  составляют менее 2% от начальных извлекаемых  запасов.

По состоянию на 01.07.87 из залежи отобрано 3470.039 у. е. нефти, в том числе 491.446 у. е. по скважине 41. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.378 при конечном коэффициенте 0.40.

Характер обводнения скважин четвёртой  пачки, продвижение ВНК и их продуктивности позволяет выделить на залежи три  самостоятельных участка разработки. Основной участок, который обеспечивает добычу залежи-это центральный. Продуктивные и фильтрационные характеристики западного и восточного участков значительно хуже. Поэтому выработка этих запасов отстаёт от выработки центрального участка. Следует отметить, что для выработки западного участка необходимо не только бурение дополнительных скважин, но и реорганизация системы заводнения.

Анализируя разработку залежи четвёртой  пачки в целом и её центральной  части, как лучшей по показателям  можно сделать вывод об особой сложности геологического строения, которая выражается в неравномерности  охвата залежи вытеснением как по площади, так и по толщине. В связи с чем более трети залежи не охвачено воздействием и разрабатывается на истощение.

Для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо бурение добывающих и оценочных скважин в центральной части.

Рассмотрим более подробно залежь восьмой пачки задонского горизонта (совместно с девятой пачкой).

Она вскрыта 89 скважинами, опробована 58 скважинами, из которых только 9 вскрыли  законтурную область залежи. За период после 1969 года на площади пробурено 29 эксплуатационных скважин и одна нагнетательная. При испытании в  колонне в 25 из них получены притоки  безводной нефти, дебитами от 0.3 т/сут о 40 т/сут; в трёх скважинах – нефть с водой.

Залежь разрабатывается  с 1967 года. Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в 4 очаговые скважины, расположенные на различных участках (закачено на 01.07.87 г. 2 млн. м3 воды).

Разбуривание залежи основным фондом скважин закончено. Плотность расположения скважин в пределах внешнего контура нефтеносности (с учётом нагнетательных скважин) составляет 55 га/скв.

Согласно проекта разработки в эксплуатации пребывала 31 скважина, из которых на 01.07.87 г. 21 скважина в действующем добывающем фонде. Из них 19 скважин работают ШГН, 2 скважины – ЭЦН. Наиболее низкие величины дебитов нефти (до 1т/сут) отмечаются по скважинам, расположенным в юго-западной и южной частях залежи.

По состоянию на 01.07.87 из залежи всего добыто 1975.8 у. е. нефти, или 36.3% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.131 при конечном коэффициенте 0.36. Основная добыча нефти без учёта скв. 41 (70%) приходится на 4 скважины. Остаточные запасы составляют 1.5 у. е. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0.174, что на 0.186 ниже утверждённого (0.36). Для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи потребуется бурение дополнительных добывающих скважин.

В целом по залежи полная компенсация  отбора жидкости закачкой воды достигнута была к концу 1979 года, а в конце 1980 г. закачка воды превышала отбор жидкости с начала разработки на 8%.В 1981–87 гг. объём закачиваемой воды в залежь резко сократился. Снижение закачки связано с уменьшением приёмистости нагнетательных скважин. Накопленная закачка волы в залежь по состоянию на 01.07.87 составит 1.75 у. е. м3.

Наиболее интенсивно разрабатывается  восточный участок залежи (очаг скважины 128).

Вода в продукции залежи появилась  в августе 1970 г. в скв. 44, затем периодически то исчезала, то опять появлялась, а с 1981 г. скв. 44 эксплуатируется без воды. Всего по состоянию на 01.07.87 с водой работает 10 скважин. Обводнённость скважин изменяется от 4% до 96%. Темп обводнения скважин небольшой и зависит от объёмов закачиваемой воды.

В целом по залежи характер распределения  пластового давления остаётся неизменным. Различные значения пластового давления и работа добывающих скважин указывает  на значительную неоднородность емкостных  и фильтрационных свойств пласта по площади и разрезу и плохую гидродинамическую связь различных частей залежи.

5.Построение геологических профилей

Для  построения профилей используется структурная карта  поверхности Задонского горизонта  Речицкого месторождения. Разбиваем структурную карту сеткой из серии профилей субперпендикулярно простиранию структуры на 6 частей. На каждом профиле отмечаем точки через 1см. Нумерация профилей с запада на восток. Нумерация точек снизу-вверх.

По отмеченным точкам методом интерполяции находим абсолютную отметку поверхности горизонта. Данные заносим в таблицу 1.1 и по ним строим профиля кровли задонского горизонта. Для правильного построения тектонических нарушений определяем дополнительные точки (сколько необходимо).

Таблица 1.1- Абсолютные отметки  горизонта для каждого профиля

На профиля выносим ближайшие 2-3 скважины. По геологическому описанию достраиваем подошву профиля субпараллельно построенной кровле. Согласно геологическому описанию и тектонике месторождения схематично(пунктиром) достраиваем несколько выше- и нижележащих горизонтов с учетом их средней мощности. Согласно описанию литологии построенного горизонта и схематично нанесенными остальными горизонтами обозначаем литологию всех горизонтов соответствующими условными знаками. Подписываем горизонты согласно стратиграфии отложений. Наносим границы ВНК .