Определение характера насыщения нефтепродуктами Речицкого месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Речицкое месторождение было открыто в 1964 г. в пределах восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Притятской впадины. Промышленная нефтегазоностность была установлена в ланских, семилукских, воронежский, елецко-задонских, верхнепротерозойских отложениях. Объектами разработки на месторождении являются залежи IV, VIII+ IX пачек задонского горизонта, воронежского, семилукского и ланско-старооскольского горизонтов.

В 1998 году скважиной 240 на месторождении открыта залежь в вендских отложениях верхнепротерозойского горизонта, которая в настоящее время находится в пробной эксплуатации.

Нефть, добываемая на Речицком месторождении, относится к метановой группе, по своим товарным свойствам, согласно классификации нефти, они относятся классу малосернистых, подклассу смолистых, группе парафиновых нефти. Однако прослеживается общая тенденция изменения свойств нефти с глубиной. Так нефти межсолевых отложений характеризуются повышенным удельным весом, вязкостью, содержанием серы, смол, парафина. Для подсолевых нефти характерно уменьшение плотности, и соответственно вязкости, содержания серы, смол, парафина, увеличения выхода легких фракций нефти и увеличение газонасыщенности.

В 1988 году был проведен пересчет запасов нефти. В результате пересчета запасы нефти по залежи IV пачки уменьшились на 20,7 %, по залежи VIII+IX пачек запасы нефти увеличились на 57 % , по ланской залежи - увеличились на 70,8 %. В 1998 году проведен оперативный пересчет запасов нефти воронежского горизонта. В результате чего запасы нефти увеличились на 15,3 %.

Целью курсовой работы является расчленение литолого-стратиграфического разреза, выделение пород-коллекторов, а также определение характера их насыщения.

В ряд задач входило:

Ш Определение пространственного месторасположения забоя скважины (инклинометрия);

Ш Определение качества цементирования технических эксплуатационных колонн (цементометрия).

1. Краткая геологическая характеристика

1.1 Стратиграфия

Геологический разрез Речицкого месторождения представлен архейско-нижнепротерзойскими породами кристаллического фундамента, на которых залегают осадочные образования верхнего палеозоя, мезозоя и кайнозоя. По отношению к франкской нижней и фаменской верхней соленосным толщам отложения осадочного чехла разделяются на следующие толщи: подсолевую, межсолевую и надсолевую толщи. Породы кристаллического фундамента представлены гнейсами, габбро, гранитами, диоритами. Вскрытая мощность 51,5 м. (скв. 85).

Подсолевая толща подразделяется на подсолевую терригенную и подсолевую карбонатные подтолщи. Подсолевая терригенная подтолща включает в себя отложения верхнего протерозоя (венд и рифей); палеозой: средний девон: витебско-пярнуский и наровский горизонты эйфельского яруса, старооскольский горизонт живетского яруса среднего отдела, а также ланский горизонт франского яруса верхнего отдела девонской системы. Подсолевая терригенная подтолща сложена песчаниками, алевролитами, глинами с подчиненным количеством карбонатных прослоев. Общая мощность подтолщи достигает 236 м. (скв 127). Подсолевая карбонатная подтолща представлена саргаевским, семилукским, речицким, воронежским и евлановским (кустовницкие слои) горизонтами франкского яруса верхнего отдела девонской системы. В этой подтолще преобладают доломиты, известняки, мергели. Общая мощность подтолщи до 400 м. Нижнесоленосная толща сложена каменной солью с прослоями терригенно-карбонатных пород. Общая мощность толщи до 360 м., она охватывает евлановские (анисимовские слои) и ливенский горизонты франского яруса верхнего отдела девонской системы. Ливенский горизонт залегает несогласно на отложениях евлановского горизонта. Верхняя граница его размыта и проводится по подошве глинистой пачки домановичского горизонта.

Литологические ливенские отложения представлены каменной солью с прослоями терригенно-карбонатных пород известняков, доломитов, мергелей, глин, ангидритов. Структура соли разнозернистая с отдельными более мелкими зернами галита, наблюдаются участки, где развиты зерна-гиганты. Соль часто в значительной степени перекристаллизованная.

В межсолевой толще выделен домановичский горизонт франкского яруса, а также задонский, елецкий и петриковский горизонты фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. В межсолевой толще преобладают доломиты, известняки, мергели. Общая мощность отложений до 300 м.

Галитовая и глинисто-галитовая подтолщи верхнесоленосной толщи включают в себя отложения лебедянского, стрешинского, оресского и полесского горизонтов. В основании галитовой толщи залегают породы лебедянского горизонта, представленные каменной солью серого и светло- серого до белого цвета. Реже встречается желтая, бурая и оранжевая, массивная, слоистая, часто с примесью глинистого материала, гипса, ангидрита, кальцита. Несолевые породы, залегающие в толще соли в виде прослоев и линз, представлены известняками, мергелями, ангидритами, туфами.

Глинисто-галитовая толща отличается от галитовой большим количеством прослоев несолевых пород. Широко развито на погруженных участках структуры. Представлено каменной солью с множеством прослоев несолевых пород, иногда представляющих собой брекчию, состоящую из обломков известняков, глин, мергелей, ангидритов. Верхняя часть глинисто-галитовой толщи - отложения полесского горизонта - представляет собой переслаивание каменной соли и глин, вверху - песчаники, алевритистые глины, мергели, доломиты. Мощность верхнесоленосной толщи 70 - 2096 м. (скв. 63). Надсолевая толща сложена породами каменноугольной системы, отложениями полесского горизонта, пермской системы палеозойской эратемы, триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Породы представлены терригенно-карбонатными образованиями - глинами, алевролитами, песчаниками, гравелитами, кварцево-глауконитовыми песками, мергельно-меловыми породами. Средняя толщина надсолевой толщи 1100 м.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Речицкое месторождение находится в восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурной зоны Припятского прогиба. По подсолевым отложениям Речицкая структура представляет собой моноклиналь, наклоненную на север под углом 7 - 10.

Двумя типами тектонических нарушений - параллельными региональному сбросу и оперяющими, структура разбита на ряд блоков. Разломов первого типа выделено два, второго - девять. Амплитуды разломов в среднем равны 10 - 25 м, что не позволяет однозначно выделять нарушения по разрезам скважин.

Тектонические нарушения выделены, исходя из предположения, что падения и простирание пород по всей структуре должны быть, выдержаны и что резкое изменение этих углов есть результат смещения блоков по разломам. Межсолевая структура представляет собой полусвод с наклоном в северо-восточном направлении. Большинство тектонических нарушений, выделенных в подсолевых отложениях, затухает в нижнесолевой толще и не нарушает сплошности межсолевых пород. Тектоническое нарушение параллельное региональному сбросу проявляется в межсолевой толще в виде малоамплитудного нарушения 25-50 м. Оперяющие нарушения в межсолевой толще выделены в восточной части структуры, их амплитуда 10-25 м.

2. Разработка Речицкого месторождения

Промышленные залежи Речицкого месторождения приурочены к подсолевым и межсолевым карбонатным отложениям. В разработке находится пять продуктивных горизонтов.

На месторождении соотношение запасов следующее: залежь семилукского горизонта содержит 67,7 % всех запасов и является основным объектом разработки, второй по величине запасов является залежь 4 пачки елецкого горизонта -16,3 %, затем залежь задонского горизонта 8 и 9 пачки -10,5 %, воронежского горизонта - 3,8 %, ланского горизонта - 1,7 %.

Залежь нефти 4 пачки елецкого горизонта эксплуатируется с 1965 года. Она разрабатывается с заводнением через систему приконтурных нагнетательных скважин. Текущая стадия разработки характеризуется низкими темпами отбора нефти. На залежи выделяют три самостоятельных участка разработки, основываясь на характере обводненности скважин 4 пачки, продвижения ВНК и продуктивности. Основной участок, который обеспечивает добычу залежи - это центральный, западный и восточный имеют значительно худшее продуктивные характеристики и выработка этих участков отстает от выработки центрального участка. Исключительная сложность геологического строения, которая выражается в неравномерности охвата вытеснением и заводнением как по площади, так и по мощности залежи. В связи, с чем более трети залежи не охвачены воздействием и разрабатывается на истощение.

Залежь 8 и 9 пачек задонского горизонта разрабатывается с 1967 года и содержит 10,4 % запасов Речицкого месторождения. Плотность расположение скважин в пределах внешнего контура (с учетом нагнетательных) составляет 55 га/скв. Весь действующий фонд скважин механизированный. Основная добыча нефти приходится на 4 скважины 70 %. Наиболее низкие значения дебита скважин отмечены (до 1 т/сут) отмечены в юго-западной и южной частях залежи. Разработка залежи 8-9 пачек осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в 4 очаговые скважины, расположенные на различных участках. В целом по залежи характер распределения пластового давления остается неизменным: наиболее низкие значения пластового давления (до 8,5 Мпа) отмечается по скважинам, расположенным в западной части и на юге, максимальное (до 20 Мпа и выше) в северной половине залежи. Различные значения пластового давления и работа добывающих скважин указывают на значительную неоднородность емкостных и фильтрационных свойств пласта по площади и разрезу на плохую гидродинамическую связь различных частей залежи.

Семилукский горизонт.

Всего на залежи пробурено 59 скважин, плотность расположения которых в пределах внешнего контура нефтеносности составляет 56 га/скв. Текущая стадия разработки характеризуется низкими темпами отбора нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. С целью увеличения текущей добычи нефти на залежи семилукского горизонта осуществлялись следующие мероприятия:

Циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков.

Ограничения водопритока.

В результате проведения этих мероприятий фактическая добыча нефти превысила запланированную.

По состоянию на 01.01.87 г. залежь семилукского горизонта разрабатывалась 14 скважинами, из которых одна фонтанировала, 10 скважин эксплуатируется с помощью ЭЦН и две скважины оборудованы ШГН.

Весь добывающий фонд скважин эксплуатируется с водой, причем в 43 % скважин обводненность составляет от 76 % до 90 %. Закачка на 01.01.87 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины. В период разработки залежи происходит постепенное увеличение ее обводненности. Распределение пластового давления по залежи неоднородно, максимальные значения до 30,9 Мпа в восточной части залежи. Проводились мероприятия (остановка нагнетательной скважины на полгода) по уменьшению пластового давления в восточной части залежи. Из-за высокой обводненности скважин отобрать остаточные запасы имеющимся парком скважин невозможно. В связи с этим ведется бурение дополнительных скважин.

Воронежский горизонт.

Залежь воронежского горизонта начала эксплуатироваться фонтанным способом с ноября 1966 года одной скважиной с дебитом 100 т/сут. Начальный период работы характеризовался характерным резким падением пластового давления и среднесуточного дебита. За 1 год дебит уменьшился в 2 раза. С октября 1967 года залежь не эксплуатируется. В мае 1969 г. пробурена и эксплуатируется фонтанным способом еще одна скважина 72 т/сут.

Технологической схемой разработки залежь воронежского горизонта проектировалось разрабатывать возвратным фондом скважин семилукского горизонта. В 1971 году в эксплуатацию механизированным способом возвращены 2 скважины. Кроме того, с семилукского на воронежский горизонт в различные годы переведено 18 скважин.

По техническим причинам прекратила работу нагнетательная скважина. Залежь разрабатывается без поддержания пластового давления. Разработка на естественном режиме характеризуется резким снижением среднесуточных дебитов и пластового давления. Для увеличения текущей добычи нефти ведутся работы по организации очагового заводнения - ремонт, бурение добывающих скважин.

Ланский горизонт.

Залежь ланского горизонта имеет небольшую нефтеносную площадь и незначительные запасы нефти. Проектом разработки предусматривалось для выработки запасов нефти использовать скважины семилукского горизонта. С 1976 года, по техническим причинам, залежь ланского горизонта разрабатывается одной скважиной. Всего на ланский горизонт в эксплуатации перебывало 6 скважин. Дебиты скважин изменяются в больших пределах, что свидетельствует о значительной неоднородности и невыдержанности ланского горизонта. Разработка залежи велась в естественном режиме. Для выработки запасов нефти необходимо бурение добывающих скважин с организацией закачки воды в скважины, расположенные в нефтяной части залежи (очаговое заводнение).

3. Методы промыслово-геофизических исследований

В скважинах, бурящихся на нефть и газ на Речицком месторождении, принят комплекс промыслово-геофизических исследований, позволяющий производить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделять породы-коллекторы, а также определять характер их насыщения.

Среди других задач, решаемых геофизическими методами, являются: определение пространственного месторасположения забоя скважины (инклинометрия), определение качества цементирования технических и эксплуатационных колонн (цементометрия), газовый каротаж, а также исследование по контролю над разработкой при эксплуатации нефтяных скважин.

Для литолого-стратиграфического расчленения разреза скважин применяется комплекс промыслово-геофизических исследований масштаба 1:500, включающий в себя радиоактивный каротаж (ГК+НГК), боковой каротаж, кавернометрию, акустический каротаж, индукционный каротаж и др. По отложениям перспективным в нефтегазоносном отношении выполняются детальные исследования масштаба 1:200, включающие в себя радиоактивные методы: РК (ГК+НГК), ГГК (плотностной), ННК (по надтепловым нейтронам), ИННК; акустический каротаж с получением кривой интервального времени ?Т, а также электрические методы (ПС, КС, боковой и индукционный каротажи, микробоковой каротаж и БКЗ).

В результате комплексирования методов НГК-АК определяется литология пород и их общая пористость. Используя метод естественной радиоактивности (ГК) вводится поправка за глинистость пород и определяется открытая пористость. Для уточнения литологии и пористости пород также применяется метод ГГК. С использованием бокового, микробокового каротажа определяется характер насыщения пород-коллекторов.

Другим методом, дающим хорошие результаты на Речицком месторождении, является метод ИНГЕФ. Суть метода заключается в нормализации по пористости диаграммы различных методов каротажа, на показания которых влияет пористость пород. Данная методика предложена Н.З. Заляевым и не требует наличия петрофизических зависимостей. Литологическую характеристику пород оценивают по сумме признаков, выявленных на диаграммах различных методов. Чем больше число признаков, характеризующих породу, установлено, тем точнее она может быть определена.

При комплексной геофизической интерпретации необходимо учитывать, что существующие методы дают физические признаки пород, часто являющиеся общими для разных отложений. В связи с этим в тех случаях, когда совершенно неизвестны ни минералогический состав, ни литологическая характеристика пород, следует строить условную колонку расчленения разреза по физическим признакам, которую затем уточняют по данным петрофизических образцов, извлеченных в процессе бурения скважины.

Для оценки наиболее распространенных осадочных пород можно использовать ориентировочные данные по таблице. При этом необходимо учитывать, что в таблице даны признаки лишь наиболее ясно выраженных типов пород и коллекторов межзернового типа. В природных условиях могут встречаться также переходные разности от одного типа к другому. Например, увеличение песчанистости глины может привести к уменьшению ее пористости и вероятности образования против нее каверны, увеличению сопротивления, а увеличение пластичности - к тому, что вместо каверны против глины создается сужение диаметра скважины. Повышение содержания глинистого материала в нефтенасыщенном песчанике приводит к уменьшению амплитуды собственной поляризации и значительному снижению сопротивления. При этом если содержание глинистого материала велико, то могут резко измениться показания и других методов, что вызовет затруднение в выделении такого коллектора. Загипсованность пород приводит к уменьшению показаний НГК. Все это в значительной степени затруднит построение разреза.

Исходя из вышесказанного, приходим к выводу, что в некоторых случаях, когда разрезы представлены породами с ясно выраженными свойствами, литологическая колонка может быть вполне удовлетворительно составлена на основании данных небольшого числа методов. Например, для терригенного разреза надсолевых и нижней части подсолевых отложений, в котором плотные, слабоглинистые карбонатные разности пород имеют подчиненное значение, задача может быть достаточно хорошо решена с помощью одних лишь электрических методов. Однако, если в разрезе встречаются как терригенные, так и карбонатные породы с различными типами порового пространства, насыщенные водой разной минерализации, нефтью или газом, построение разреза и особенно выделение коллектора можно осуществить лишь на основании количественной интерпретации геофизических данных с привлечением геологических сведений о характере разреза. При построении разрезов скважин, вскрывающих гидрохимические отложения, большую роль играют методы рассеянного гамма-излучения и акустический, которые позволяют выделить гипсы, ангидриты, известняки и соли по характерным для них константам.

Для выделения пород-коллекторов Речицкого месторождения используется комплексирование различных методов (НГК - АК; ГГК - АК и др.), что позволяет определять общую пористость, а, вводя поправку за глинистость пород (используя метод ГК), можно определить и открытую пористость.

В породах-коллекторах часть объема пор может быть насыщена нефтью или газом. Поскольку нефть и газ практически не проводят электрический ток, удельное сопротивление нефтегазоносной породы снп возрастает в Рн раз по сравнению с ее удельным сопротивлением при полной водонасыщенности свп:

Рн = снп / свп; снп = Рн свп.

Величину Рн называют параметром насыщения. Он связан с коэффициентом водонасыщенности пород kв соотношением:

Рн = аn / kвn,

где аn и n -эмпирические постоянные, величины которых зависят от структуры порового пространства, глинистости пород и избирательной смачиваемости поверхности пор водой и углеводородами.

Для чистых межзерновых гидрофильных коллекторов n = 1,8 2, для глинистых гидрофильных n 1,6, причем, чем выше глинистость, тем n меньше. Для частично гидрофобных межзерновых коллекторов, часть поверхности пор которых смачивается углеводородами, n 2 и достигает значений 3 10, причем, чем больше степень гидрофобизации поверхности, тем выше n.

Коэффициент нефтегазонасыщенности:

k = 1 - kв.

Из формул следует, что:

Рн = сп / свп = сп / Рп св,

где в числителе стоит значение удельного сопротивления неизменной части пласта, а в знаменателе - удельное сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии. Последнее получают косвенным путем по известной пористости, переведенной в параметр пористости и затем в свп = Рп св. Таким образом, в общем случае для оценки характера насыщения требуется комплекс, включающий метод сопротивления, который дает информацию об удельном сопротивлении неизменной части пласта сп, метод пористости, позволяющий оценивать величину Рп, и метод, который давал бы информацию о качестве воды, насыщающей пласт. Соотношение связывает все методы геофизического комплекса в единое уравнение, разрешаемое количественно для получения коэффициента водонасыщения коллектора, либо качественно для установления характера насыщения коллекторов в разрезе скважины.

Чистые, высокопористые межзерновые коллекторы характеризуются высокими значениями коэффициентов нефте-, газонасыщения. В этом случае из соотношения следует, что характер насыщения можно оценить по величине удельного сопротивления неизменной части пласта и даже значениям кажущегося сопротивления, зарегистрированным оптимальными зондами, если коэффициент пористости, а, следовательно, и Рп изменяются в нешироких пределах, а пластовые воды одинаковы для всего изучаемого разреза (св = const). При этом свп = Рп св имеет малый диапазон изменения, а снп = Рн Рп св из-за высокого коэффициента нефте- или газонасыщения значительно отличается от свп водонасыщенных коллекторов. При условии снп свп оценка характера насыщения коллекторов возможна в соответствии с таблицей просто по величине кажущегося сопротивления.

В межзерновых коллекторах при больших изменениях пористости, а следовательно, и значений свп при невысоких или сильно колеблющихся значениях коэффициента нефте-, газонасыщения диапазоны изменения свп и снп могут в значительной степени перекрываться. В связи с этим для оценки характера насыщения таких коллекторов требуется использовать величину параметра насыщения. В этом случае процедура определения характера насыщения базируется на сопоставлении диаграмм методов сопротивления и пористости, которое проводят разными способами: 1) сопоставлением значений сп и kп в координатах сп = f (kп); 2) либо значений сп и показаний методов пористости в координатах:

сп=f(?Jnг)(ДФ‚дп,спп);

3) совмещением диаграмм ск ? сп с диаграммами методов пористости. Последняя методика носит название нормализации, или наложения диаграмм, для чего требуется предварительная их трансформация с целью приведения к единому масштабу. Все три операции основаны на сравнении значений удельного сопротивления пласта с свп, информацию о котором дает метод пористости. При этом в разрезе выделяют пласты, имеющие сп свп, что свидетельствует о величине сп / свп = Рн 1 и, следовательно, о существовании для них условия kв1 (kн 0).

Вышеописанные зависимости заложены в методики интерпретации детальных исследований с выделением пород-коллекторов (общая и открытая пористость в %), типа коллектора, а так же его нефтенасыщенности. На основании этих данных в совокупности с данными бурения (керна, газового каротажа и др.) геологической службой принимается решение об испытании интервалов, перспективных на нефть и газ в эксплуатационной колонне.

4. Гидрогеология

Гидрогеологический разрез Речицкого месторождения представлен в виде двух этажей: верхнего, охватывающего надсолевой девон и весь вышележащий комплекс отложений палеозойской, мезозойской и кайнозойской эратем. И нижний, в объеме, которого выделяются водоносные комплексы межсолевых и подсолевых карбонатных и терригенных отложений. Такое разделение обусловлено характером динамики, создания и распределения напоров, областей питания и разгрузки подземных вод.

Верхний гидрогеологический этаж включают два водоносных комплекса:

водоносный комплекс, охватывающий антропогенные, палеоген-неогеновые, меловые и частично юрские отложения (верхний надсолевой);

водоносный комплекс, включающий отложения юры, триаса, перми, карбона и надсолевого девона (нижний надсолевой).

Нижний гидрогеологический этаж также включает два водоносных комплекса:

водоносный комплекс межсолевых отложений;

водоносный комплекс подсолевых отложений.

Мезо-кайнозойский гидрогеологический комплекс по характеру динамики, по созданию и распределению напоров подземных вод относится к квазиартезианским бассейнам и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему с участием грунтовых и квазиартезианских вод. Напорные воды распространены спорадически и связаны с местными литолого-структурными условиями, благоприятными для подпруживания грунтового стока. В объеме комплекса выделяются водоносные горизонты антропоген-палеогенового, мелового и юрского возраста. Водовмещающие породы представлены песками и песчаниками, трещиноватыми мергелями, известняками и мелом. В основании комплекса залегают глинистые отложения нижнего мела, юры и триаса, представляющие собой водоупор в большей части всего прогиба. Общая мощность верхнего надсолевого водоносного комплекса определяется глубиной залегания этого регионального водоупора. Комплекс характеризуется наибольшими скоростями движения подземных вод.

Водоносные горизонты мезокайнозойского комплекса отличаются высокой водообильностью. Связанные с юрскими отложениями подземные воды напорные, т.к. приурочены к песчаным резервуарам в глинистых отложениях. Расход скважин изменяется от 380 до 860 м3/сут при понижениях пьезометрического уровня на 10 - 25 м.

Минерализация подземных вод верхнего надсолевого комплекса не превышает 1 г/л, рН 6,5-7,85. Состав вод антропогенового горизонта гидрокарбонатный кальциево-магниевый, реже кальциево-натриево-магниевый.

Воды палеоген-неогеновых отложений гидрокарбонатно-кальциевые и натриево-кальциевые, меловых - гидрокарбонатно-кальциевые.

Нижний надсолевой водоносный комплекс находится в зоне затрудненного водообмена, движение подземных вод осуществляется под воздействием градиентов давления сложной природы. Водовмещающие породы представлены преимущественно глинисто-мергельными, песчано-глинистыми отложениями с пластами и прослоями каменного угля, конгломератов, мергелей, песчаников и известняков.

Нижним водоупором служит мощная региональная галитовая и глинисто-галитовая толща полесско-лебедянского возраста.

Межсолевой гидрогеологический комплекс в гидрогеологическом отношении представляет собой закрытую систему с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Пластовое давление обусловлено давлением гидростатическим и давлением, связанным с геотектоническими процессами (пластическое перемещение соляных масс). Пьезометрический уровень устанавливается на глубине 299 - 1440 м.

Физико-химические свойства межсолевых вод определялись по пробам, отобранным из 9 скважин. По химическому составу - это рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией от 207,58 г/л до 357,5 г/л. Коэффициент метаморфизации вод Na/Cl составляет в среднем 0,74. Связанные с межсолевыми отложениями рассолы характеризуются низким содержанием сульфатов (не более 1,8 г/л) и гидрокарбонатов (до 0,5 г/л). Йода содержится до 0,09 г/л, брома от следов до 2,9 г/л, аммония до 0,45 г/л. Кроме указанных ионов в рассолах определены стронций (0,41- 0,47 г/л), литий (0,018- 0,9021 г/л), рубидий (0,001- 0,003 г/л) радий (6,6-7,8 * 10-10 г/л), уран (2,6*10-7 г/л). Температура рассолов достигает 90С.

Нижним водоупором служит евлановско-домановичская соленосная толща.

Подсолевой гидрогеологический комплекс, включает в себя подсолевые карбонатные и терригенные образования среднего девона, осадочные образования верхнего протерозоя и трещиноватую зону кристаллического фундамента. Водовмещающие породы представлены известняками, доломитами, ангидритами, песчаниками. Алевролитами, гнейсами, габбро, гранитами и диоритами.

Воды подсолевого комплекса высоконапорные, пластовое давление достигает 30-и более Мпа. Максимальная водообильность 300 м3/сут

Коэффициент метаморфизации Na/Cl равен 0,4. Содержание сульфат-иона невысокое - 0,1 - 1,8 г/л. Реакция воды кислая.

Минерализация рассолов варьирует от 276 г/л до 581 г/л. Состав рассолов преимущественно хлоркальциевый. Из катионов отмечаются натрий, кальций, магний, среди анионов преобладают хлор, очень мало гидрокарбонат-иона. Во всех изученных пробах присутствует йод, значительное содержание брома (до 1,5 г/л).

5. Нефтегазоносность

На Речицком месторождении промышленные залежи нефти приурочены в межсолевых отложениях к 4 и 8 + 9 пачкам задонского горизонта, в подсолевых отложениях к верхнепротерозойским отложениям (вендский комплекс) к воронежскому (2 пачка), семилукскому и ланскому горизонтам.

Воронежский горизонт (2 пачка).

Вскрыт на глубинах 2479 - 3087 м. Коллекторами являются известняки, хемогенные и органогенные различной степени глинистости. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - пластовая, тектонически-экранированная с литологическим ограничением.

Размер залежи 14,3 * 2,6 км, высота залежи 400 м. Режим восточного участка залежи - упруговодонапорный со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго-замкнутый.

Ланский горизонт

Вскрыт на глубинах 2424-4678 м. Пласты-коллекторы представлены кварцевыми мелкозернистыми песчаниками. Тип коллектора порово-трещинный. Залежь относится к типу пластовых, тектонически экранированных, с литологическим ограничением. ВНК не вскрыт и принят условно на отметке -2595 м. средняя отметка подошвы нижних нефтенасыщенных интервалов в скв. 91 (-2593) и в скв.65 (-2597 м).

Горизонт опробован в 20 скважинах.

Приток нефти получен в скв.65, 78, 91, 114, 159, 160, 161 дебиты нефти составили от 1 до 350 м3/сут. Притоки пластовой воды получены в скв. 1, 7, 16, 17, 62 дебиты составили 1-200 м3/сут.

Размер залежи ланского горизонта 6,25х1,25 км , высота - 170 м . Режим залежи упруго-водонапорный со слабой активностью законтурной зоны.

Семилукский горизонт.

Вскрыт на глубинах 2400-4385 м. Пласты-коллекторы представлены известняками, доломитами в различной степени кавернознымии трещиноватыми. Тип коллектора каверно-порово-трещинный. Залежь по типу относится к пластовым, тектонически эранированными. ВНК уточнен по материалам ГИС и результатам опробования скв.85 и принят на отметке -2797 м.

Горизонт опробован в 69 скважинах - в 6 законтурных и в 63 в пределах залежи.

Дебиты пластовой воды в законтурных скважинах 5-95 м3/сут. Дебиты нефти составили от 200 до 1165 т/сутки.

Размер залежи 16,2х3,2 км, высота - 397 м. Режим залежи упруговодонапорный.

VIII + IX пачки задонского горизонта.

Вскрыты на глубинах 2000-2530 м. Коллекторами являются известняки, доломиты, трещиноватые, кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная. ВНК по данным опробования принята отметке -2066 м.

Отложения VIII+IX пачек опробованы в 58 скважинах, девять из которых вскрыли законтурную область. Дебиты нефти составили 1,5-105 т/сутки, дебиты пластовой воды - 4-112 м3/сутки. Размер залежи 10,5х2,2 км, высота - 116 м. Режим залежи упруго-водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

IV пачка задонского горизонта.

Вскрыта на глубинах 1918-1783 м. Пласты-коллекторы представлены известняками, доломитами пористыми, кавернозными, трещиноватыми. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь опробована в 46 скважинах. Дебиты нефти составили 0,16-215 т/сутки. Приемистость законтурных скважин равна 278-550 м3/сутки ВНК, определен по данным ГИС и опробован и принят на отметке - 2083 м. Тип залежи - сводовая, стратиграфически экранированная. Размер залежи 12х3,1 км, высота - 212 м.

Запасы подсчитаны методом материального баланса, классифицированы по категории А. По оперативной оценке параметры залежи следующие: площадь нефтеносности 17653 тыс. м2, средняя нефтенасыщенная мощность 6,0 м, открытая пористость 6,1 % , нефтенасыщенность 73 % , коэффициент нефтеизвлечения равен 0,4.

Остаточные балансовые запасы нефти равны 2823 у.е., извлекаемые 905 у.е.

скважина геологический ливенский нефтяной

Заключение

Геологический разрез Речицкого месторождения представлен архейско-нижнепротерзойскими породами кристаллического фундамента, на которых залегают осадочные образования верхнего палеозоя, мезозоя и кайнозоя. По отношению к франской нижней и фаменской верхней соленосным толщам отложения осадочного чехла разделяются на следующие толщи: подсолевую, межсолевую и надсолевую толщи. Породы кристаллического фундамента представлены гнейсами, габбро, гранитами, диоритами. Вскрытая мощность 51,5 м.

Для литолого-стратиграфического расчленения разреза скважин применялся комплекс промыслово-геофизических исследований, включающий в себя радиоактивный каротаж (ГК, НГК), боковой каротаж, кавернометрию, акустический каротаж, индукционный каротаж. В результате комплексных методов НГК-АК определялась литология пород и их общая пористость. Используя метод естественной радиоактивности (ГК), определяется открытая пористость пород. С помощью бокового, микробокового каротажа определяется характер насыщения пород-коллекторов.

Список используемых источников

1. В.В. Знаменский, М.С. Жданов, Л.П. Петров. Геофизические методы разведки и исследования скважин. - М.: Недра, 1981., - 431с.

2. Д.И.Дьяконов, Е.И. Монтьев, Г.С. Кузнецов. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1977., - 542с.

3. М.Г. Латышова, Б.Ю. Вандельштейн, В.П. Туров. Обработка и интерпретация материалов ГИС. - М.: Недра, 1990., - 150с.

4. В.В. Масюков. Припятская впадина. Оценка параметров нефтенасыщенных пластов по каротажу. - М.: Недра, 1974., - 257с.

5. И.Г. Пермяков, Е.Н. Шевцов. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1986., - 321с.

6. В.Г. Каналин, М.Г. Ованесов, В.П. Шугрин. «Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология».- М.: Недра, 1985., - 128с.

7. Буровые растворы. Стандарт предприятия. СТП 39-25-2000. - Гомель, 2001., - 68с.

8. М.А. Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981., - 54 с.

9. Инструкция по применению классификаций запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1984., - 16с.

Размещено на Allbest.ru