Региональные особенности продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Региональные особенности продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

Экономико-географическая характеристика Салымского нефтегазоносного района. Стратиграфия и тектоника месторождения. Представления о клиноформном строении неокомских продуктивных пластов. Особенности изменения физических свойств нефтей пласта АС11.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
"ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"
ГЕОЛОГИЯ И РАЗВЕДКА ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Региональные особенности продуктивного пласта АС 11 в Фроловской нефтегазоносной области
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ СЕВЕРО САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Экономико-географическая характеристика района
1.2 Геолого-геофизическая изученность
1.6 Гидрогеологическая характеристика
1.7 Запасы нефти и растворенного газа
2.1 Представлений о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГО
2.2 Характеристика продуктивного пласта АС 11 в неокомских отложениях Фроловской НГО
2.3 Пласт АС 11 и его характеристика на месторождениях Фроловской НГО
2.4 Региональные особенности распространения месторождений в Фроловской НГО
2.5 Свойства пород коллекторов пласта АС 11 в Фроловской НГО
В данной работе освещены региональные особенности коллекторских характеристик пласта АС 11 в Фроловской нефтегазоносной области в различных пластовых резервуарах, закономерности их изменения в разрезе, а так же по площади с учётом структурно-тектонических факторов.
В результате работы будут даны обобщенные выводы, каким образом и почему, продуктивность пласта, даже при близком региональном расположение может быть разной, а также будут сделаны заключения, как различные характеристики влияют на породы коллекторы, будут проанализированы результаты определений пористости Кп, проницаемости Кпр и других свойств выполненных в ЦЛ "Главтюменьгеологии" (в настоящее время ОАО "ТЦЛ"), ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр".
Учет всех полученных результатов повышает достоверность выводов при оценке перспектив нефтегазоносности и выборе направлений поисково-разведочных работ.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ Северо-Салымского месторождения
1.1 Экономико-географическая характеристика района
В административном отношении Северо-Салымское месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположена в 70 км западнее г. Нефтеюганск, в 150 км к востоку от г. Ханты-Мaнсийск (рис.1.1.). Рассматриваемое месторождение было открыто в 1978 году, находится оно между крупными разрабатываемыми месторождениями Правдинским и Приразломным.
Рис.1.1. Обзорная карта района работ
Недропользователем месторождения является ОАО НК "Роснефть" на основании лицензии ХМН 02045 НЭ от 20.11.2006 г.
В географическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки местности изменяются от +35 до +52 м. Местность сильно заболочена. Глубокие участки болот открыты, мелкие покрыты низкорослым лесом. Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым.
Для рассматриваемого района наиболее характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности.
Северо-Салымское месторождение расположено в зоне вечной мерзлоты. Мерзлоты относятся к типу неустойчивых погребенных с температурой от 0 - 0,5°C. Толщина слоя мерзлых пород составляет 15 - 40 м, глубина залегания 140-180 м.
Климат района континентальный. Годовое количество осадков колеблется от 400 до 500 мм, большая их часть выпадает в осенне-летний период.
Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климатических условий в настоящее время нет.
Северо-Салымское месторождение в гидрогеологическом отношении представляет собой часть единой гидрогеологической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности [1].
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Геолого-геофизические исследования в районе Салымского нефтегазоносного района начались с 1949 года. По мере проведения работ уточнились представления о геологическом и тектоническом строении района. Было выявлено Салымское куполовидное поднятие (КП), осложненное более мелкими структурами. К этим структурам относится Северо-Салымское поднятие, осложняющее северное крыло Салымского КП и представляющее собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания.
С 1958 года на Салымском поднятии начинается детальное изучение геологического строения: широко проводятся площадные сейсморазведочные работы в сочетании с глубоким поисковым бурением.
В пределах Салымского поднятия поисковое бурение начато в 1963 году. Первый промышленный фонтанный приток нефти получен из коллекторов пласта БС 6 (Qн = 25 м 3 /сут.) в поисковой скважине № 2, пробуренной в сводовой части Лемпинского поднятия в 1965 г.
Северо-Салымская структура подготовлена к разведочному бурению в 1978 г. работами сейсмопартии Главтюменьгеологии, на которой уже были пробурены в 1976 г. скв. 85П и 96Р, давшие промышленные притоки нефти из пласта ЮС 0 и БС 6 , соответственно.
Основными объектами разведки были определены пласты АС 11 , БС 6 , БС 7-8 , наряду с этим, во многих скважинах были вскрыты и испытаны отложения баженовской свиты.
В период с 1979 по 1984 гг. на площади месторождения пробурены 13 поисково-разведочных скважин, из которых восемь дали промышленные притоки из основных объектов разведки.
С 1984г. Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В последующие годы доразведка основных залежей проводилась параллельно с эксплуатацией месторождения. Разведочные скважины закладывались на основании структурных построений, как с целью апробации возможного расширения площади нефтеносности основных промышленных пластов и определения перспектив глубокозалегающих отложений, так с точки зрения выявления промышленной значимости запасов категории С 2 . В западной части структуры в 1983 г. П.О. "Юганскнефтегаз", с целью поисков залежей нефти и газа, на палеозойские отложения была заложена и пробурена разведочная скв. 1183Р. По результатам бурения 15 разведочных и 105 эксплуатационных скважин были подсчитаны запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11 , БС 6 , БС 7-8 по категории С 1 и С 2 и утверждены.
В период доразведки месторождения (1985-2002 гг.) решались следующие задачи:
- выявление нефтенасыщенных коллекторов в отложениях тюменской свиты, коры выветривания и палеозоя;
- оконтуривание площади нефтеносных горизонтов на собственно Северо-Салымской площади;
- выявление залежей на мало амплитудных поднятиях в непосредственной близи от месторождения;
- уточнение коллекторских и физико-химических свойств пород и флюидов, других подсчетных параметров.
По результатам работ в районе между Северо-Салымским поднятием и Пойкинским валом выявлена малоамплитудная Рымовская структура, в разрезе которой по результатам поисково-разведочного бурения не было выявлено нефтеносных отложений.
В результате анализа и переобработки структурных построений по данным проведенных сейсмических работ на Северо-Салымском месторождении, а также уточнении структурных карт по кровлям продуктивных пластов БС 6 и АС 11 , тематической партией выявлена мало амплитудная структура в 7 км к югу от Северо-Салымской площади.
На данной структуре по результатам бурения двух скважин нефтеносных пластов не выявлено.
Всего в процессе доразведки с 1985 по 2002 гг. на рассматриваемой площади пробурено 13 поисково-разведочных скважин общим метражом 32046 м.
По проведенным геологоразведочным работам можно сказать следующее:
- в период доразведки был уточнен контур нефтеносности пластов АС 11 1 , БС 6 , БС 7-8 (произведено списание С 2 , утвержденное в ГКЗ при первом подсчете запасов);
- проводилось изучение глубокозалегающих горизонтов;
- проведена разведка малоамплитудных структур вблизи месторождения (1П, 2П, 3Р и 147Р Промежуточная, 4Р Тематическая).
По результатам бурения 22 разведочных и 660 эксплуатационных скважин в 1996 г. были подсчитаны остаточные запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11 , БС 6 , БС 7-8 по категории ВС 1 и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 409 от 27.12.1996 г).
В период с 1997 по 2002 гг. на месторождении реализован проект доразведки, составленный в 1994г. Нефтеюганской Тематической партией по геологическому заданию ОАО "Юганскнефтегаз". В результате бурения было подтверждено развитие основной залежи на северо-запад (Западно-Милявская площадь), получены промышленные притоки нефти из отложений пластов АС 11 , БС 6 .
Таким образом, геологоразведочные работы на Северо-Салымском месторождении проводились с 1976 по 2002 гг.
Все работы можно разделить на два основных этапа:
- поисково-разведочный этап 1976 - 1984 гг.;
- доразведка месторождения в процессе эксплуатации 1985 - 2002 гг.
По результатам геолого-разведочных работ выявлены залежи нефти в нижнемеловых отложениях (пласты АС 11 , БС 6 , БС 7-8 ), а также получены притоки нефти из пласта ЮС 0 баженовской свиты верхней юры.
Несмотря на то, что месторождение изучается более 30 лет и разбурено большим количеством поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, существуют участки, которые нуждаются в доразведке, такие как Промежуточная и Западно-Милявская площади. С целью сведения к минимуму рисков при глубоком поисково-разведочном и эксплуатационном бурении на данных площадях рекомендуется провести дополнительные сейсморазведочные работы. В проведении дополнительных сейсморазведочных работ по основной площади необходимости нет.
За весь период освоения Северо-Салымского месторождения пробурено 750 скважин, из которых 28 поисково-разведочных, 555 эксплуатационных, 151 нагнетательная, 14 контрольных, 2 водозаборные.
Поисково-разведочное бурение осуществлялось в период с 1976 по 2002 гг., эксплуатационное с 1983 по 2002 гг.
Целью бурения поисково-разведочных скважин являлся поиск залежей нефти в нижнемеловых и юрских отложениях.
В 1982 г. на основании приказа Главтюменьнефтегаза и технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка (СибНИНП) Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию.
Первооткрывательницей месторождения стала скв. 85П, пробуренная в 1976г. и давшая дебит нефти 15,8 м 3 /сут. из баженовских отложений.
В 1977 г. по результатам бурения скв.96Р выявлена залежь в коллекторах пласта БС 6 (дебит нефти составил 82 м 3 /сут).
Скв. 110Р, пробуренная на месторождении в 1979 г., оказалась продуктивной только по верхнеюрским отложениям. Из отложений баженовской свиты получен фонтанный приток нефти дебитом 6,5 м 3 /сут.
В течении 1980 г. на площади месторождения пробурены четыре разведочные скважины (№№ 122Р, 127Р, 147Р, 165Р), из которых продуктивными оказались только две (№№ 165Р и 127Р). Из скв. 165Р, пробуренной в сводовой части поднятия, из пластов АС 11 и БС 7-8 получены фонтанные притоки нефти с дебитом 122,0 м 3 /сут. и 101,5 м 3 /сут. Из отложений бажена в скв. 127Р получен фонтанный приток нефти дебитом 253,5 м 3 /сут.
С 1981 по 1984 гг. на месторождении пробурено 8 поисково-разведочных скважин, из которых продуктивными являются только пять (№№ 150Р, 89Р, 169Р, 192Р, 1183Р).
В 1988 г. в 2 км к югу от скв. 85Р пробурена скв. 5013Р, а в 1993г. в 2 км на север от скв. 85Р была пробурена скв. 5012Р. По результатам обработки ГИС и керну основные объекты разведки - пласты АС 11 , БС 6 , БС 7-8 в этих скважинах оказались водонасыщенными. В скв. № 5012Р в процессе бурения были опробованы пластоиспытателем отложения пластов АС 11 , БС 6 , БС 7-8 и ачимовская толща, из которых получен приток пластовой воды.
В 1989 г. на Промежуточной структуре, отрисованной геолого-тематической партией А.О. "Юганскнефтегаз" к северо-востоку от собственно Северо-Салымской площади, пробурена разведочная скв. 1П, при испытании которой из пласта БС 7-8 получен приток нефти дебитом 74 м 3 /сут.
В 1991-1992 гг. пробурены скв. 2П и 3Р. Соответственно обе скважины ликвидированы по I-категории.
На Тематической структуре, выявленной по результатам сейсморазведочных работ и располагающейся в южной части изучаемой площади, планировалось пробурить четыре скважины. Первая Тематическая была пробурена в 1991 г. в центре восточного купола в 5 км к югу от скв. 85Р. По результатам предварительной обработки ГИС пласт АС 11 водонасыщен, пласты БС 6 и БС 7-8 с неясным характером насыщения. В результате испытания пласта БС 6 получен приток пластовой воды дебитом 14 м 3 /сут. К востоку от скважины 1П пробурена скважина 4Р. По результатам обработки ГИС пласт БС 6 - нефтенасыщен. Однако в результате испытания пласта получен приток воды дебитом 36 м 3 /сут. на 4 мм штуцере.
В 1994 г. составлен проект доразведки Северо-Салымского месторождения нефти разведочным бурением. Основной задачей проектных скважин было выявление и подтверждение запасов нефти с целью прироста промышленных категорий по пластам АС 11 , БС 6 и БС 7-8 [2].
В геологическом отношении разрез месторождения сложен образованиями триасового, юрского, мелового и кайнозойского возвраста. Представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Глубоким поисково-разведочным бурением в пределах Северо-Салымского лицензионного участка вскрыты отложения до глубины 3364 м скважиной 1183П. Вскрытый разрез представлен осадочными породами мезозойско-кайнозойского возраста и породами палеозойского фундамента. Около 40% поисково-разведочных скважин вскрыли юрские отложения.
Породы палеозойского фундамента на Северо-Салымском месторождении вскрыты в скважине 1183Р на глубине 3363 м. На соседних площадях: Салымской скважиной 1 на глубине 3133 м, Правдинской скважиной 76Р на глубине 3166 м Представлены они кварцевыми порфирами. Вскрытая толщина 107 м.
Палеозойский фундамент состоит из коры выветривания мощностью 12 - 40 м.
Cредний отдел юрской системы представлен тюменской свитой (J 2 tm). Она сложена чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мелкозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, в основном полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, реже аркозовые. Аргиллиты плотные темно-серые и серые алевритистые. Толщина 241- 388 м.
Верхнеюрские отложения в разрезе Северо-Салымского месторождения представлены абалакской и баженовской свитами.
Абалакская свита (J 3 ab) сложена аргиллитами темно-серыми, сверху пачки и прослои алевролитов серых и светло-серых с зёрнами глауконита. Сформирована в оксфордский и кимериджский века поздней юры. Толщина 17 - 32 м.
Баженовской свитой (J 3 bz). Она сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, часто прослоями слабо алевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Пирит, ихтиофауна, фауна. Сформировалась в волжский век поздней юры. Толщина 32 - 46 м.
Нижнемеловой отдел, представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами.
Ахская свита (K 1 ah) представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми известковистыми, алевритистыми, слюдистыми, иногда слабобитуминозными, песчаниками серыми мелкозернистыми, прослоями слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита, и с прослоями темно-серых до черных аргиллитов и аргиллит темно-серый, в различной степени алевритовый, иногда известковистый реже с включениями и прослоями светло-серого и буровато-серого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого алевролита и песчаника. Выше залегают аргиллиты темно-серые, обычно в различной степени, обогащенные алевритовым материалом, часто с присыпками и линзовидными включениями серого алевритового материала, преимущественно буроватого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого и буровато-серого цвета. Пимская пачка представлена аргиллитами темно-серыми, в верхней части с зеленоватым оттенком алевритистыми, известковистыми. В подошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин. Ахская свита, сформирована в валанжинский и берриаский века раннего мела. Толщина ахской свиты 444 - 569 м.
Черкашинская свита (K 1 chk). Она сложена аргиллитами серыми и тёмно-серыми, изредка с зеленоватым оттенком с прослоями светло-серых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В нижней части песчаники нефтенасыщенные. Свита, сформирована в готерив-барремский век раннего мела. Толщина черкашинской свиты 244 - 302 м.
Алымскую свиту (K 1 al) слагают аргиллиты темно-серые до черного, битуминозные, с прослоями алевролитов, единично-песчаников серых и светло-серых, мелкозернистых с глинистым цементом, с маломощными прослойками глинистых известняков. Сформировалась в аптский век раннего мела. Толщина свиты 129 - 186 м.
Викуловская свита (K 1 vk). Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми в различной степени, обогащенные алевролитовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита. Верхняя - песчаниками и алевролитами серыми, светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин. В породах обильный углистый детрит. Свита сформирована в аптский век раннего мела Толщина 242 - 294 м.
Хантымансийская свита (K 1 hm). В нижней части глины плотные, аргиллитоподобные темно-серые, обогащенные алевритистым материалом, с прослоями алевритов светло-серых. Верхняя часть, сложена песчаниками светло-серыми глинистыми, не очень крепкими слюдистыми с прослоями глин темно-серых плотных, аргиллитоподобных, отмечается обильный углистый детрит. Сформировалась в альбский век раннего мела. Толщина ханты-мансийской свиты 262 - 300 м.
Верхнемеловой отдел, представлен уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.
Уватская свита (K 2 uv) сложена, переслаиванием песков, алевритов и песчаников, слабо сцементированными с глинами. Алевролиты и песчаники, серые и светло-серые, полевошпато-кварцевые с глинистым, редко карбонатным цементом. Сформировалась в сеноманский век позднего мела. Мощность свиты 266 - 303 м.
Кузнецовская свита (K 2 kz) представлена глинами темно-серыми плотными, с прослоями, алевритистые. Встречается углефицированные растительные остатки, ходы червей. Сформирована в туронский век позднего мела. Мощность отложений 44 - 54 м.
Березовский свита (K 2 br) подразделяется на 2 подсвиты.
Нижняя подсвита, сложена глинами серыми, нередко опоковидными, алевритистые, с глауконитом и редкими прослоями алевролитов, песчанистых на глинисто-опаловом цементе встречаются чешуя рыб, обугленные растительные осадки. Толщина 69 - 86м.
Верхнюю подсвиту слагают глины серые, темно-серые, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом с редкими прослоями алевролитов, встречаются: чешуя рыб, пиритизированные остатки, ходы червей. Толщина 73 - 106 м. Свита сформировалась в кампанском и сантонском веках позднего мела.
Ганькинская свита (K 2 gn) представлены глинами желтовато и зеленовато-серыми, иногда с бурыми пятнами, сидеритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом, пиритизированные, прослоями известковистые. Встречаются растительные остатки. Сформирована в маастрихт-датском веке позднего мела. Мощность свиты 53 - 75 м.
Палеоценовый отдел представлен талицкой свитой ( P 1 tl).
Отложения свиты, представлены глинами серыми, темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, алевритистыми с глауконитом, с тонкими линзовидными прослоями алеврита глинистого и сидерита буровато-коричневого в верхней части. Встречаются мелкие пиритизированные растительности. Мощность талицкой свиты 122 - 157 м.
Эоценовый отдел представлен люлинворской,и тавдинской свитами.
Люлинворская свита ( P 1-2 ll) слагается глинами зеленовато и желтовато-зеленовато-серые, иногда с ржаво-бурыми пятнами алевритистые, участками алевритовые, с глауконитом, неяснослоистые. В нижней части глины опоковидные, неяснослоистые с прослоями опок серых и светло-серых, глинистых, массивных. Мощность отложений 211- 259 м.
Тавдинской свита ( P 2 tv), сложена глинами светло-зелеными, голубовато-зелеными неяснослоистыми, алевритистыми с линзовидными прослойками кварцевого алеврита, с включениями бурого глинистого сидерита со следами ожелезнения. Встречаются редкие чешуи рыб, обугленные растительные остатки. Мощность отложений 160 - 180 м.
Олигоценовый отдел представлен атлымской, новомихайловской и туртасской свитами.
Атлымская свита ( P 3 at) сложена песками и алевритами кварцевыми с прослоями бурых углей и глин. Мощность атлымской свиты 50 - 60 м.
Новомихайловскую свиту ( P 3 nm) слагают глины, алевриты с прослоями песков и бурых углей. Мощность свиты около 80 м.
Туртасскую свиту ( P 3 tr) образуют глины, алевриты зеленовато-серые, тонкослоистые с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Мощность свиты около 40 - 70 м.
Четвертичная система представлена в нижней части глины, алевриты зеленовато-серые, песчанистые с прослоями и гнездами и алевролитов серых, мелкозернистых. Включения бурых углей. Мощность 50 - 70 м.
В верхней части болотными и озерными отложениями: торфяниками, илами, суглинками и супесями. Общая мощность четвертичных отложений около 20 - 30м.
Таким образом, разрез Северо-Салымского месторождения сложен юрскими, меловыми и кайнозойскими образованиями, представленными переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Отложения осадочного чехла достоверно разделяется на слои и ритмы пород и являются типичными для месторождений Среднего Приобья.
Западносибирская равнина является молодой платформой с палеозойским складчатым основанием-фундаментом и мезозойско-кайнозойским чехлом. Степень изученности их различна. Нижний характеризуется слабой изученностью, верхний, с которым связаны скопления углеводородов, изучен геолого-геофизическими методами и глубоким бурением.
Салымский нефтегазоносный район, куда входит Северо-Салымское нефтяное месторождение, в тектоническом отношении приурочен к Салымскому мегавалу рис 1.2. Простирание ее субмеридиональное, размеры 160Ч40км. На востоке через неглубокий прогиб Салымский мегавал сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.
На севере мегавал отделяется от Верхне-Лемпинского мегавала и лемпинского прогиба, на западе от Ханты-Мансийской впадины Нижнее-Демьянской котловиной, на юго-востоке Чупальской седловиной от Демьянского свода и Юганской впадины через Тундринскую котловину.
Салымский мегавал осложнен структурами второго порядка: на севере выделяются Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге Верхне-Салымское куполовидное поднятие, разделяются они Милясовской котловиной.
В свою очередь Салымское куполовидное поднятие осложнено рядом локальных малоамплитудных структур: Лемпинская, Северо-Лемпинская, Южно-Лемпинская, Мало-Лемпинская, Северо-Лемпинская, Севская и др.
Согласно интерпретации сейсморазведочных работ 1982 - 1983г. Северо-Салымское месторождение приурочено к Северо-Салымскому локальному поднятию, которое представляет собой куполообразную складку с размерами 4,5Ч5 км в контуре изогипсы -2780 м. Амплитуда поднятия около 80 м.
Рис. 1.2. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998 г. (под редакцией В.И. Шпильмана)
По отражающему горизонту "А" (условно связывается с кровлей палеозойского фундамента) Северо-Салымское месторождение разбито тектоническими нарушениями на ряд блоков, наиболее высокие отметки горизонта отмечаются в районе разведочных скважин 150Р и 265Р абсолютная отметка (а.о. -3125 м). Пробуренная разведочная скважина 1183Р вскрыла отложения фундамента на глубине -3148 м. Размеры структуры при оконтуривающей изогипсе -3175 м составили 3Ч3 км и амплитудой 50 м. На северо-востоке и юго-западе от площади выделяются поднятия, но с меньшими размерами и амплитудой. На юго-востоке площади по горизонту "А" выделяется впадина.
По сейсмогоризонту "Б" Северо-Салымское месторождение унаследовало структурный план, но с меньшей амплитудой. На северо-востоке от месторождения выделяется впадина с размерами 3Ч4 км и амплитудой до 30м, отделяющая Северо-Салымское месторождение от мало амплитудного поднятия Промежуточной площади, оконтуривающейся изогипсой -2840 м размерами 6Ч4км и амплитудой до 10 м. По отражающему горизонту "М" высота Северо-Салымского месторождения уменьшилась на 25 м, хотя увеличился размер залежи до 6Ч5 км по оконтуривающей изогипсе -2025 м Наибольшая плотность профилей 2D-сейсморазведки наблюдается на севере и северо-востоке лицензионного участка. Юго-западная часть лицензионного участка, находящаяся в водяной зоне по всем пластам месторождения, профилями сейсмики 2D не охвачена. Плотность профилей в среднем составляет 2.8 погонных км/км2.
В марте 2007г. на Северо-Салымской площади сейсмопартией 74/07 в разведочной скважине 147 проведено внутрискважинное сейсмопрофилирование (ВСП) и сейсморазведочные работы МОВ по профилю 74070010, проходящему через данную скважину. Также были проведены работы по переобработке материалов 1993 г. Западно-Милявской площади в объеме 220,6 пог. км.
В результате было уточнено геологическое строение площади по отражающим горизонтам "А", "ТЮ 2 ", "Б", "НАч 1 ", "НБС 7 ", "НАС 11 ", "М", "Г" и пласту БС6. По отложениям горизонта БС детализированы локальные поднятия: Промежуточное и Западно-Милявское. Низкая плотность сейсмических профилей и отсутствие данных эксплуатационного бурения не позволили получить точные структурные планы в районе Северо-Салымского поднятия. Помимо этого были закартированы ловушки предположительно содержащие УВ: как по промышленно нефтеносным на данном месторождении пластам (ЮС 0 , БС 7-8, БС 6 , АС 11 ), так и по пластам, нефтегазоносность которых к настоящему времени на установлена (ЮС 2 , Ач 1 ). Таким образом: в тектоническом отношении Северо-Салымское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания, осложняющую северное крыло Салымского куполовидного мегавала.
Для Северо-Салымского поднятия свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием структурных планов вверх по разрезу при создании геологических моделей была учтена вся имеющаяся на дату составления данного проектного документа информация по данным сейсморазведочных работ. Структурные построения северного и северо-западного участков месторождения (Промежуточное и Западно-Милявское поднятия, соответственно) проведены с учетом материалов полученных в результате сейсмоисследований рис.1.3 [3].
Рис. 1.3. Схема сейсморазведочных работ 2007 г. на Северо-Салымском месторождении
Геологический разрез продуктивных отложений Северо-Салымского месторождения вскрыт 756-ю скважинами. По результатам разведочного и эксплуатационного бурения нефтеносность месторождения установлена в отложениях горизонтов (пластов) БС 7-8 , БС 6 , АС 11 1 и ЮС 0 .
По результатам сейсморазведочных работ 2007 г. и переинтерпретации материалов 1993 г. было уточнено геологическое строение продуктивных пластов в районе Западно-Милявского и Промежуточного поднятий.
Пласт АС 11 вскрыт бурением на глубине 2240 м. По пласту выделено две залежи: Основная и залежь в районе скв. 5017П (Западно-Милявская). Дебиты в эксплуатационных скважинах изменяются от единиц м 3 /сут. до 85 м 3 /сут. (скв.1202), 78 м 3 /сут. (скв.1103).
Основная залежь расположена в пределах контура нефтеносности и вскрыта большим количеством скважин. Характерной особенностью залежи пласта АС 11 является ступенчатая поверхность водонефтяного контакта. Так в центральной части залежи по данным ГИС отмечаются наиболее низкие абсолютные отметки ВНК, а наиболее высокие в периферийных участках. Однако общей тенденции повышения (понижения) гипсометрического положения ВНК по залежи выявлено не было. Поверхность контакта имеет сложную, ломанную структуру, которая обусловлена скорее всего влиянием внутрипластовых капиллярных сил (происходит увеличение переходной зоны за счет изменения фильтрационных характеристик пород, их смачиваемости и пр.) хотя в ряде случаев не исключена погрешность пересчета из относительных отметок (глубин) в абсолютные, так как удлинение по некоторым скважинам превышает 150 - 200м.
По данным ГИС граница нефть-вода отмечается в разных частях залежи в пределах а.о. от -2200 м до -2219 м. Основная часть скважин вскрыла ВНК на а.о. -2210 - 2215м.
По результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность также доказана на различных гипсометрических отметках. ВНК изменяется от а.о. -2205,0 м на востоке залежи и до -2214,0 м в западной ее части. Полученные при испытаниях притоки нефти с водой, зачастую объясняются большой переходной зоной для данного пласта.
На основании материалов ГИС и данных опробования среднее значение ВНК по Основной залежи принято а.о. - 2212,0 м.
По типу залежь пластово-сводовая с обширной водонефтяной зоной (49%). Ее размеры в пределах установленных границ составляют 8,3Ч7,3км, высота - 40м. Площадь нефтеносности Основной залежи составляет 49504 тыс.м 2 .
Западно-Милявская залежь расположена к северо-западу от основной залежи пласта и вскрыта одной скважиной (5017П). Испытание пласта проведено в интервале глубин 2257-2259 м. (а.о. -2220,0 -2221,0 м), где получен приток жидкости дебитом 14,52 м3/сут. при Нд = 1027,5 м, обводненность за счет промывочной жидкости составила 41,6%.
Стоит отметить, что в скв.5018Р, находящейся за пределами лицензионного участка в 2км северо-западнее скв.5017П, по данным ГИС в интервале пласта АС 11 на глубине 2258,4-2275,0 м (а.о. -2223,9 -2240,5 м) отмечается нефтенасыщенная толщина 1,6 м при эффективной толщине 7м. Подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 5018Р отбивается на а.о. - 2226,5 м Ранее скв.5017П и 5018Р рассматривались, как образующие единую залежь с отметкой ВНК -2226 м. (по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.5018Р). Согласно современным представлениям о строении Западно-Милявской площади форма залежи благодаря детализации поверхности несколько видоизменилась. Залежь оконтуривается изогипсой - 2226 м и имеет форму брахиантиклинальной складки северо-западного простирания. ВНК принят по данным геофизических исследований и опробования в скв.5017П на а.о. -2227 м. Однако, положение контакта требует уточнения, поскольку пласт опробован в скв.5017П лишь до а.о. -2221 м.
Залежь неполнопластового типа (водоплавающая). Размер залежи 3,9Ч2,7 км, высота залежи около 8 м. Площадь нефтеносности по данным структурных построений составила 4825 тыс.м 2 .
Согласно детальной корреляции по ряду соседних месторождений (Правдинское, Тепловское, Кудринское и т.д.) горизо
Региональные особенности продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая Работа На Тему Тепломассообмен При Испарении И Горении Капель Жидких Топлив
Организация Маркетинга На Предприятии Реферат
Экономическая Роль Ндс Реферат
Реферат по теме Nicolaus Copernicus
Курсовая работа по теме Правовой статус беженца
Современные Популярные Виды Спорта Реферат
Типовые Конструкции Для Декабрьского Сочинения
Реферат: Формирование у детей старшего дошкольного возраста представлений о зимующих и перелетных птицах
Основное Образование В Рб Реферат
Курсовая работа по теме Современное право Японии
Контрольные Работы Вариант 3 6 Класс
Реферат: Олександр Довженко провісник
Реферат: The Failures Of Affirmative Action Essay Research
Курсовая работа по теме Правовые отношения с участием иностранных граждан
Социальная Опека Сущность И Функции Курсовая
Реферат по теме Местные налоги
Курсовая работа по теме Предмет правового регулирования налоговых отношений субъектом РФ (на примере Ростовской области)
Психогигиена Человека Реферат
Реферат На Тему Неоевгеника – История Становления, Основные Направления, Перспективы Развития
Реферат: Курса «Зоопсихология и сравнительная психология». Данный курс реализуется в рамках специальности 020400 «Психология» иотносится к разделу «Общепрофессиональные дисциплины», федеральная компонента
Педагогическая культура офицера - Военное дело и гражданская оборона реферат
Нефтеотдача пластов - Геология, гидрология и геодезия реферат
Космологические концепции происхождения и развития Вселенной - Биология и естествознание контрольная работа