Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

месторождение геологический тектонический

Цель работы: научиться собирать необходимый геологический материал, правильно его комплектовать и дифференцировать, правильно делать геологическое описание объекта, выполнять графические построения, уметь построить геологический профиль по структурной или геологической карте, научиться читать геологические карты и разрезы.

В административном отношении Первомайское месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Беларуси.

Продуктивными на Первомайском месторождении являются подсолевые отложения (воронежский и семилукский горизонты).

Первые геофизические работы на площади месторождения и в прилегающих к нему районах проведены в 1956 году. В 1959-1962 гг. трестом «Белнефтегазразведка» пробурено 4 поисковых и одна параметрическая скважины. Все скважины оказались в неблагоприятных условиях, в связи с чем вопрос о перспективности площади оказался нерешенным. Спустя более чем десять лет в 1974-1975 гг. трестом «Белоруснефтегеофизика» на площади проведены детальные сейсморазведочные работы, в результате которых площадь подготовлена и передана под глубокое бурение. В бурение площадь введена в 1976 г. Поисковой скважиной №7 установлена нефтеносность подсолевых отложений семилукской залежи. В дальнейшем подтверждена промышленная ценность месторождения: скважинами №№10, 21 и 29 вскрыта семилукская залежь и в скважинах №№10 и 29 установлена промышленная нефтегазоносность II пачки воронежского горизонта франского яруса верхнего девона.

В течение 1981-1982 гг. на месторождении продолжалось поисково-разведочное бурение (скв. 9, 10, 11, 12, 13, 15, 20, 22, 23, 24, 26, 28), позволившее уточнить геологическое строение и выявить нефтеносность также и воронежских отложений.

По результатам уточненного геологического строения Тематической партией объединения «Белоруснефть» по семилукской и воронежской залежам был выполнен пересчет запасов по состоянию на 1.09.1982 г.

По состоянию на 1.01.1982 года начальные запасы нефти категории С₁ составили: по семилукской залежи балансовые - 353,5 тыс. т, извлекаемые - 106 тыс. т; по воронежской - балансовые - 133,5 тыс. т, извлекаемые - 27 тыс. т.

На основании пересчета запасов и пробной эксплуатации скважин 7 и 10 в 1982 году был составлен уточненный «Проект пробной эксплуатации Первомайского месторождения» / 11 /. Добыча нефти на период 1983-1986 гг. была рассчитана на основании фактической работы скважин 7 и 10, а также предполагаемого ввода в эксплуатацию в 1983 году одной из двух проектных скважин (30 или 29).

В период 1983-1986 гг. на месторождении были пробурены скважины 29 и 30.

В 1986 году была составлена «Технологическая схема разработки Первомайского месторождения» на основании запасов, утвержденных ЦКЗ МНП (протокол №2 от 18.03.1986 г.). По состоянию на 1.04.1986 года начальные запасы нефти категории С₁ составили: по семилукской залежи балансовые - 613 тыс. т, извлекаемые - 233 тыс. т; по воронежской - балансовые - 187 тыс. т, извлекаемые - 71 тыс. т.

По мере бурения скважин, проведения детальных сейсмических работ 3D представление о структурном плане Первомайского месторождения снова изменилось, и появились основания для оперативного пересчета запасов нефти.

Пересчет запасов нефти и газа на 1.01.1998 г. был выполнен «Упргеологией» ПО «Белоруснефть». Оперативные запасы нефти категории С₁ составили: по семилукской залежи балансовые - 557 тыс. т, извлекаемые - 212 тыс. т, по воронежской - балансовые - 176 тыс. т, извлекаемые без ППД - 35 тыс. т, с ППД - 67 тыс. т. На основании структурных построений, выполненных по материалам 3D, в соответствии с решением техсовета ПО «Белоруснефть» в 1999 году выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Первомайского месторождения», где с учетом уточненного геологического строения и мероприятий по совершенствованию разработки были подсчитаны технологические показатели разработки на период 2000-2004 гг.

В настоящее время объектами разработки являются залежи семилукского и воронежского горизонтов. Сейчас оно находится на III стадии разработки.

Подсчет запасов нефти и газа на 01.09.2007 г. выполнен Упргеологией РУП «ПО «Белоруснефть». Оперативные запасы нефти категории С₁ составили: по семилукской залежи балансовые - 522 тыс. т, извлекаемые - 198 тыс. т, по воронежской - балансовые - 228 тыс. т, извлекаемые 86 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2008 г. в действующем фонде находятся три добывающие скважины - скважина 36, эксплуатирующая воронежскую залежь месторождения, и скважины 37 и 39, эксплуатирующие семилукскую залежь.

Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления.

В целом по Первомайскому месторождению на 01.01.2008 г. отобрано 192,38 тыс. т нефти или 63,3% от НИЗ и 204,4 тыс. т жидкости, обводненность продукции за 2007 г. составила 28,8%, среднегодовые дебит нефти равен 4,9 т/сут, жидкости - 6,9 т/сут, темп отбора от НИЗ в 2007 г. составил 0,8%, текущий КИН -0,240, проектный - 0,380, остаточные извлекаемые запасы составляют 111,6 тыс. т.

1. Стратиграфическая и литологическая характеристика Первомайского месторождения

В геологическом строении Первомайского месторождения принимают участие отложения от кристаллического фундамента до современных включительно.

В осадочном чехле по отношению к региональным нижне- и верхнесоленосным отложениям выделяются подсолевая (терригенная и карбонатная), нижнесоленосная, межсолевая, верхнесоленосная (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая толщи.

Подсолевая терригенная подтолща вскрыта скважинами 10, 13, 21, 26, 38, 7 и 8 и представлена образованиями старооскольского горизонта (D2 st), мощность от 32,5 м (скв. 8) до 121 м (скв. 13), а также ланским горизонтом франского яруса верхнего девона (D3 ln), мощность от 5 м (скв. 38) до 43 м (скв. 26). Эти отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически они представлены чередованием пестроцветных глин и алевролитов, с подчинёнными прослоями песчаников, доломитов слабо глинистых, ангидритизированных. Вскрытая толщина от 48 м в скв. 7 до 198 м в скв. 26.

Подсолевая карбонатная подтолща сложена отложениями саргаевского горизонта (D3 sr), мощность от 12 м (скв. 29) до 47 м (скв. 31); семилукского горизонта (D3 sm), мощность от 10 м (скв. 14p) до 30 м (скв. 28); речицкого горизонта (D3 rch), мощность от 10 м (скв. 26) до 26 м (скв. 10_1); воронежского горизонта (D3 vr), мощность от 61 м (скв. 38) до 110 м (скв. 14p); евлановского горизонтов (D3 ev), мощность от 42 м (скв. 26) до 400 м (скв. 16).

Образования саргаевского горизонта представлены доломитами плотными, крепкими, скрытокристаллическими; в нижней части горизонта встречаются пропластки доломита ангидритизированного, в верхней части прослои известняка. Отложения семилукского горизонта сложены доломитами плотными, крепкими, кавернозными, трещиноватыми, с выпотами нефти и битуминозным запахом. Речицкий горизонт представлен глинами плотными, крепкими, аргиллитоподобными, с прослоями аргиллитов песчанистых, плотных, крепких. Образования воронежского горизонта представлены чередованием доломитов микрозернистых, с редкими трещинами, выполненными кальцитом и известняков ангидритизированных

Нижнесоленосная толща представлена отложениями ливенского (D3 lv), мощность от 34 м (скв. 15) до 539 м (скв. 2) и домановичского (D3 dm), мощность от 15 м (скв. 37) до 51 м (скв. 2) горизонтов. Сложены они преимущественно солью каменной, крупнокристаллической, с незначительными прослоями ангидритов, мергелей, известняков и глин.

Межсолевая толща сложена образованиями задонского (D3 zd), мощность от 91 м (скв. 110_1) до 322 м (скв. 2), елецкого (D3 el), мощность от 213 м (скв. 30) до 572 м (скв. 2) и петриковского (D3 ptr), мощность от 24 м (скв. 1) до 146 м (скв. 26) горизонтов фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. Разрез представлен преимущественно карбонатными породами: известняками доломитистыми, доломитами, мергелями, часто встречаются глины, аргиллиты, алевролиты и ангидриты.

Верхнесоленосная толща представлена отложениями лебедянского (D3 lb), мощность от 32 м (скв. 20) до 735 м (скв. 30), стрешинского (D3 stn), мощность от 1066 м (скв. 22) до 1554 м (скв. 10), оресского (D3 or), мощность от 237 м (скв. 2) до 515 м (скв. 2) и полесского (D3 pl), мощность от 294 м (скв. 4) до 550 м (скв. 10) горизонтов фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. Отложения верхнесоленосной толщи по содержанию галита делятся на две подтолщи: нижнюю - глинисто-галитовую и верхнюю - галитовую.

Глинисто-галитовая подтолща сложена различным переслаиванием глин, аргиллитов, ангидритов, известняков, реже доломитов, мергелей с каменной солью. Максимальная толщина достигает 1975 м (скв. 21).

Галитовая подтолща сложена, в основном, солью каменной с незначительными прослоями несолевых пород: глин, ангидритов, доломитов, мергелей, известняков глинистых. Максимальная мощность вскрыта в скв. 30 - 929 м.

Надсолевая толща включает отложения верхней части полесского горизонта фаменского яруса верхнего девона; каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и четвертичной системы кайнозойской эратемы. Литологически надсолевая толща сложена глинами, мергелями, с прослоями известняков, доломитов, алевролитов, песков, песчаников, писчим мелом и водно-ледниковыми образованиями. Вскрытая мощность достигает 1120 м и имеет незначительные отклонения от этой величины, поскольку нет чёткой куполообразной структуры.

По мере бурения представления о структурном плане месторождения изменялись неоднократно.

Настоящее дополнение к технологической схеме производится на основании структурных построений, выполненных по материалам 3D.

По результатам сейсморазведочных работ (3D) Первомайское поднятие представляется в виде системы блоков, ограниченных малоамплитудными разломами юго-восточного и северо-западного падения. Структурную картину усложняет сброс, вскрытый скв. №38 (выпали из разреза нижняя часть воронежского и верхняя - речицкого горизонтов), из-за противоположного падения по сравнению с другими субширотными сбросами.

2. Тектоническая характеристика Первомайского месторождения

В тектоническом отношении Первомайское месторождение расположено в пределах одноименной зоны поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

По данным сейсморазведочных работ и результатам глубокого бурения Первомайская структура по поверхности подсолевых отложений региональным разломом разбивается на северный приподнятый и южный опущенный блоки.

Северный блок представляет моноклиналь субширотного простирания с падением пород в северном направлении под углом 5-7? от отметки 4200 до 4600 м. Залежь нефти с востока и запада ограничивается тектоническими разломами.

Южный блок представляет собой полусвод с падением пород в южном направлении под углом - 7-8?.

Первомайская структура, и особенно её южный блок, поиско-разведочным бурением изучены недостаточно.

По характеру залегания пород осадочного чехла выделяется три структурных этажа.

Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития Припятского прогиба и охватывает нижнюю часть подсолевых карбонатных отложений, которые имеют как моноклинально-блоковые, так и полуантиклинальные формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

Осадочные отложения нижнего структурного этажа унаследовали структурный план кристаллического фундамента. Поэтому ступени представляют собой тектонические элементы не только фундамента, но и нижнего структурного этажа осадочного чехла, их контуры определяются субширотными региональными разломами. В пределах ступеней в нижнем структурном ярусе выделяются неравномерно приподнятые и погруженные мелкие блоки, на которые разбиты ступени поперечными разрывными нарушениям. Отдельные группы мелких блоков по характеру залегания объединяются в крупные блоки.

Средний структурный этаж объединяет верхнюю часть подсолевых карбонатных отложений, нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогеновому этапу развития. Строение среднего структурного этажа в связи с проявлением соляной тектоники значительно отличается от нижележащего. Здесь развиты брахиантиклинальные, реже антиклинальные поднятия, купола и связанные с ними погружения. Указанные поднятия редко встречаются изолированно. Как правило, они группируются в валы, приуроченные к приподнятым участкам тектонических ступеней фундамента и нижнего структурного этажа. Наиболее четко с максимально выраженной амплитудой валы отражаются по поверхности верхней соленосной толщи.

Верхний структурный этаж, включающий пермские и мезокайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

3. Нефтегазоносность Первомайского месторождения

Согласно геологическому строению, принятому в подсчете запасов, на Первомайском месторождении в подсолевых отложениях выделено два объекта разработки - залежи нефти семилукского и воронежского горизонтов.

Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная.

Площадь нефтеносности ограничена на севере условным ВНК, на юге и западе - разрывными нарушениями, установленными по данным бурения и сейсморазведочных работ 3D.

Режим: упруговодонапорный.

Залежь семилукского горизонта в открытом стволе вскрыта и изучена 19 скважинами.

Водонефтяной контакт принят на отметке нижнего нефтенасыщенного пласта в скважине 21 и составляет -4340 м.

Коллекторами нефти являются доломиты и известняки. В разрезах скважин выделяется от 1 до 4 пластов-коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками толщиной 0,4 м и более. Толщина отдельных пластов-коллекторов изменяются от 1,6 до 12,6 м. Наибольшая нефтенасыщенная толщина вскрыта скважинами 10 и 37.

По геофизическим данным среднее значение нефтенасыщенности составляет 0,80, среднее значение пористости для скважин 29 и 37 составляет 0,065 доли ед, для скважин 7 и 39 - 0,043 доли ед.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Промышленные притоки нефти из семилукских отложений получены в скважинах 7, 10, 29, 37, 36, 39.

Средняя нефтенасыщенная толщина по семилукской залежи составляет 11,5 м, коэффициент открытой пористости составляет 5,6%, средняя нефтенасыщенность по 79,0%.

Нефть семилукской залежи легкая (плотность 0,787 г./см³) с высоким выходом фракций, выкипающих до 300 ^oC - 65,5%, малосернистая (до 0,12% вес.), малосмолистая (содержание смол до 1,8% вес.), парафинистая (3,5-8,9% вес.).

Средняя проницаемость призабойной зоны скважин семилукской залежи составляет 0,021 мкм².

Средняя продуктивность скважин семилукской залежи составляет 56,05 м³/сут*МПа.

За начальное пластовое давление в семилукской залежи принято давление, замеренное в феврале 1977 г. в процессе бурения в скважине 7 и составившее 52,7 МПа.

Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, тектонически и литологически экранированная.

Площадь нефтеносности ограничена на севере линией распространения коллектора, проведенной на середине расстояния между скважинами, в которых выделен или отсутствует коллектор по ГИС, на западе и юге - разломами, установленными по данным бурения и сейсморазведочных работ 3D

Режим: упруговодонапорный.

Залежь воронежского горизонта в открытом стволе вскрыта и изучена 14 скважинами.

Водонефтяной контакт по воронежской залежи принят по отметке нижнего нефтенасыщенного пласта в скважине 30 и составаляет -4293 м.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Промышленные притоки нефти из воронежских отложений получены в скважинах 10, 29, 36.

Средняя нефтенасыщенная толщина по воронежской залежи составляет 8,3 м, коэффициент открытой пористости - 5,7%.

Средняя нефтенасыщенность воронежской залежи составляет 74,0%.

Нефть воронежской залежи легкая (плотность 0,794 г./см³) с высоким выходом фракций, выкипающих до 300 ^oC - 65,5%, малосернистая (до 0,04% вес.), парафинистая (3,2-5,5% вес.).

Средняя проницаемость призабойной зоны скважин воронежской залежи составляет 0,018 мкм².

Средняя продуктивность скважин воронежской залежи составляет 52,5 м³/сут*МПа.

За начальное пластовое давление в воронежской залежи принято давление, замеренное феврале 1980 г. в скважине 10, и составившее 47,5 МПа на глубине 4535 м (-4277,9 м), что в пересчете на отметку ВНК составляет 47,6 МПа.

4. Гидрогеологическая характеристика Первомайского месторождения

Пластовые воды продуктивных горизонтов Первомайского месторождения являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа.

Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.16.

В настоящее время на семилукской залежи плотность попутных вод составляет 1,13 г./см³, на воронежской залежи - 1,10 г./см³. Состав воды формируется, главным образом, за счет закачиваемых вод.

Показатели химического состава пластовых вод воронежской и семилукской залежи Первомайского месторождения

В гидрогеологическом разрезе Первомайского месторождения выделяется ряд гидрогеологических комплексов. Это верхний надсолевой - приурочен к отложениям антропогена, неогена, палеогена, мела и юры; нижний надсолевой - триаса, перми, карбона, верхнего девона (полесский горизонт); верхнесоленосный - лебедянский горизонт верхнего девона; межсолевой - задонско-елецкий и петриковские отложения верхнего девона; подсолевой - карбонатные и терригенные отложения верхнего и среднего девона и терригенные отложении протерозоя. Верхний гидродинамический этаж включает в себя два комплекса, верхний и нижний надсолевой. Нижний гидродинамический этаж включает верхнесоленосный, межсолевой и подсолевой гидрогеологические комплексы.

Верхний надсолевой комплекс характеризуется активным водоообменом с инфильтрационным типом гидродинамического режима. Наблюдается подток глубинных вод. Минерализация вод указанного комплекса составляет не более 1 г/л.

Водоупором для рассматриваемого гидрогеологического комплекса являютя в различной степени водоупорные отложения юры, триаса, перми, карбона, мощность которых в пределах солянокупольных структур резко сокращается.

Нижний надсолевой гидрогеологический комплекс отложений от триаса до верхней соленосной толщи представлен в основном глинисто-мергельными и карбонатными породами.

Минерализация вод гидрогеологического комплекса от 1 - 10 до 300 г./л и более, а скорость движения от 1 - 10 м/год в верхней части комплекса, до 0,5 - 0,6 м/год и менее в нижней части. Водоупором рассматриваемого гидрогеологического комплекса является верхняя соленосная толща, толщиной 1000-2000 м и более, которая постепенно выклинивается на западе прогиба. Глубина залегания этого водоупора составляет 200.

Верхнесоленосный водоносно-водоупорный комплекс разделяет гидродинамические этажи прогиба, характеризуется в основном замкнутыми разобщенными гидрогеологическими горизонтами, имеющими пятнистое локальное распространение, обусловленное, терригенно-карбонатными пропластками, включенными в верхнесоленосные отложения.

Гидрогеологический комплекс межсолевых отложений ограничен двумя мощными водоупорными толщами. Минерализация вод межсолевого гидрогеологического комплекса составляет 300-350 г./л. Пористость отложений системы 5-10%.

Подсолевой гидрогеологический комплекс включает две толщи пород: карбонатную и терригенную. Толщина первой изменяется от 90-140 до 320 м, пористость пород 5-10%. Толщина второй варьирует от 63 до 439 м, средняя пористость 10-15%.

5. Построение геологических профилей

Для построения профилей используется структурная карта поверхности семилукского горизонта Первомайского месторождения (рисунок 1). Разбиваем структурную карту сеткой из серии профилей субперпендикулярно простиранию структуры на 10 частей. На каждом профиле отмечаем точки через 4 см. Нумерация профилей с запада на восток (слева направо) римскими цифрами. Нумерация точек снизу вверх (рисунок 2).

По отмеченным точкам каждого профиля методом интерполяции находим абсолютную отметку поверхности горизонта. Данные заносим в таблицу 1 и по ним строим профиля кровли семилукского горизонта. Для правильного построения тектонических нарушений определяем дополнительные точки.

1. Научное обоснование ввода и составление проектов поисково-разведочного бурения на новых площадях объединения «Белоруснефть»: Первомайская площадь. Заключительный отчет / «УкрГИПРОНИИнефть»; Руководитель темы В.М. Салажев - Тема 82.66.76/01.55. Этап I. Инв. №151.-Киев-Гомель, 1975. - 35 с.

2. Составление проектов пробной эксплуатации новых нефтяных месторождений объединения «Белоруснефть»: Первомайское месторождение. Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов - Тема 82.29.78/04.55. Этап I. Инв. №249.-Киев-Гомель, 1978. - 29 с.

3. Составление проектов пробной эксплуатации новых нефтяных месторождений объединения «Белоруснефть»: Первомайское месторождение. Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов - Тема 82.41.38.81/04.55. Этап II. Инв. №450.-Киев, 1982. - 73 с.

4. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений ПО «Белоруснефть». Технологическая схема разработки Первомайского месторождения: Отчет о НИР / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.К. Гончарова, Н.К. Карташ. - заказ-наряд 0.86.3955.86. Этап III; Инв. №696.-Киев, 1986. - 129 с.

5. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений объединения «Белоруснефть»: Дополнение к проектам разработки Восточно-Первомайского, Мармовичского, Южно-Александровского и к технологической схеме Первомайского месторождения. Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель работ Н.К. Карташ. Этап II. Инв. №1479.-Гомель, 1999. - 169 с.

6. Анализ разработки месторождений нефти и выработка рекомендаций по ее совершенствованию. Книга 15. Программа добычи нефти по Первомайскому месторождению: Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководители М.Ф. Кибаш, Н.К. Карташ. - Договор 99.43.00; Инв. №1517. - Гомель, 2000. - 24 с.

7. Мониторинг разработки месторождений и залежей нефти и газа РУП «ПО Белоруснефть» (в 7-и книгах). Этап 1 Анализ разработки месторождений и залежей нефти и газа Беларуси. Книга 5. Проект разработки первомайского месторождения (заключительный): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Н.К. Карташ. - Гомель, 2008. - 125 с.

Размещено на Allbest.ru