Применение винтовых двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования «Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины»

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Факультет по переподготовке кадров

Дипломная работа

Применение винтовых двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба

Исполнитель: А.А. Гладких

Научный руководитель: В.Г. Седач

Гомель 2013

Реферат

Дипломная работа: 75 страниц, 2 таблицы, 8 рисунков, 2 приложения, 23 источника.

Ключевые слова: винтовой забойный двигатель, Припятский прогиб, Осташковичское месторождение, литологическая характеристика, стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтеносность, геометрия рабочих органов, технология бурения.

Объект исследования: Осташковичское месторождение Припятского прогиба

Предмет исследования: винтовой забойный двигатель

Методы исследования: анализа, синтеза, сравнений.

Цель дипломной работы: изучение особенностей применения винтовых забойных двигателей при бурении скважин в условиях Припятского прогиба.

Задачами дипломной работы (проекта) являются:

изучение геологического строения, литологических, стратиграфических, тектонических характеристик Припятского прогиба в целом и Осташковичского месторождения в частности;

определение характеристик продуктивных пластов и нефтегазоносности;

изучение истории развития глубокого бурения, способов вращательного бурения;

изучение специфических особенностей винтовых забойных двигателей;

определение целесообразности применения винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба.

Выводы: Принципиальные особенности характеристик винтового двигателя позволяют рассматривать его как очень перспективный забойный двигатель, особенно при бурении на больших глубинах в твердых пластичных абразивных породах, проводке скважин уменьшенных и малых диаметров, а также при бурении наклонно направленных скважин.

Предложения: Возможность использования винтовых забойных двигателей при восстановлении и включении в дальнейшую эксплуатацию ликвидированных скважин, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины.

Экономическая эффективность:

- сокращение материальных затрат на строительство скважин;

- сокращение затрат времени на ремонтные работы, ликвидацию осложнений, крепление.

Содержание

Введение

1. Геологическое строение Осташковичского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика осадочного разреза месторождения

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

2. Винтовой забойный двигатель. Применение винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных скважин

2.1 Краткая история развития глубокого бурения

2.2 Способы вращательного бурения

2.2.1 Роторное бурение

2.2.2 Турбинное бурение

2.2.3 Бурение объемными винтовыми двигателями

2.3 Современные направления конструирования винтовых забойных двигателей, требования к забойным двигателям

2.4 Геометрия рабочих органов винтового забойного двигателя

2.5 Расчет геометрических и энергетических параметров винтового забойного двигателя

2.6 Определение потерь давления в ВЗД

2.7 Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями

2.8 Особенности эксплуатации винтовых забойных двигателей в бурении

2.9 Сравнение энергетических характеристик турбобуров и винтовых двигателей

3. Экономическая эффективность внедрения технологии бурения винтовым забойным двигателем при ремонтно-восстановительных работах скважин

3.1 Общие сведения

3.2 Экономическое обоснование эффективности технологии бурения

винтовым забойным двигателем

4. Охрана труда и экология

4.1 Организация охраны труда на предприятии

4.2 Виды инструктажей по технике безопасности, их периодичность

4.3 Характеристика производства с точки зрения охраны труда

4.4 Электробезопасность

4.5 Организация пожарной охраны на предприятии

4.6 Защита окружающей среды при добыче нефти и газа

4.7 Защита атмосферы от вредных воздействий.

4.8 Защита водного бассейна от загрязнений

4.9 Защита почвенного покрова от загрязнений

Заключение

Список использованных источников

Список принятых сокращений

АК	- акустический каротаж
БК	- боковой каротаж
ВЗД	- винтовой забойный двигатель
ВСП	- вертикальное сейсмическое профилирование
г/л	- грамм в литре
ГИС	- геофизические исследования в скважинах
ГК	- гамма-каротаж
ГТН	- геолого-технический наряд
КВ	- кавернометрия
км	- километр
КНБК	- компоновка низа бурильной колонны
м	- метр
м3/сут.	- метров кубических в сутки
макс.	- максимальные
МБК	- микробоковой каротаж
мин.	- минимальные
млн. т	- миллионнов тонн
мм	- миллиметр
МПа	- мегаПаскаль
НГК	- нейтронный гамма-каротаж
ПИР	- передача от индивидуального привода
скв.	- скважина
ЭМК	- электромагнитный каротаж
0С	- градус Цельсия

Введение

Дипломная работа по теме «Применение винтовых двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба» имеет целью изучение особенностей применения винтовых забойных двигателей при бурении скважин в условиях Припятского прогиба.

В Республике Беларусь перспективными в нефтегазоносном отношении территориями являются Припятский прогиб, Оршанская и Подлясско-Брестская впадины. Месторождения с промышленными запасами нефти открыты только в Припятском прогибе.

Максимальное извлечение нефти из недр при рациональных затратах является важнейшей задачей разработки нефтяных скважин. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений Республики Беларусь, эту задачу нельзя решить только вытеснением нефти пресной водой, гидроразрывами пластов и солянокислотной обработкой скважин, которые применяются в настоящее время, а нужны новые более эффективные методы воздействия на продуктивные горизонты, повышающие их нефтеотдачу.

В последнее время в республике имеет место непрерывный рост объемов производства углеводородов. До 85 % этого прироста получено за счет бурения, и лишь 15 % - за счет других факторов: совершенствование сетки скважин, применение современных методов повышения нефтеотдачи. Благодаря горизонтальному бурению в последнее время в разработку стали вовлекаться ранее недоступные территории, охранные и застроенные зоны. Роль горизонтальных скважин в ближайшей перспективе будет возрастать, поскольку именно горизонтальные скважины особенно эффективны при освоении ресурсов шельфовых месторождений, маломощных нефтяных точек и залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Поэтому вопросам совершенствования технологий и внедрения нового оборудования для бурения необходимо уделять особое внимание.

Совершенствование технологий бурения расширяет диапазон требований, предъявляемых к современным конструкциям буровых долот как шарошечных, так и алмазных. Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать, во-первых, использование таких видов буровых растворов и такой технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидации и качественного вскрытия продуктивного пласта, а во-вторых, - достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, возможность использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород, глубиной их залегания.

Во многом перспективы развития технологии бурения связаны также с дальнейшим совершенствованием винтовых забойных двигателей, ориентированных на бурение глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин различного назначения. До недавнего времени такие двигатели не отличались достаточной надежностью. Наряду с развитием конструкций забойных двигателей гидродинамического типа - турбобуров на протяжении ряда десятилетий специалисты в различных странах пытались решить задачу создания эффективных забойных двигателей объёмного типа.

Эти попытки предпринимались в силу недостатков турбинных забойных двигателей, так как для получения вращающих моментов, необходимых для привода долота, потребовалось создание турбобуров с большим числом ступеней или введение промежуточных редукторных устройств. Последнее решение в условиях бурящейся скважины осуществить достаточно сложно, и широкое применение получили только многоступенчатые турбобуры.

За десятки лет существования отечественные винтовые забойные двигатели прошли эволюционный путь развития, превратившись в эффективное техническое средство для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, обеспечивающее получение высоких показателей.

Постоянный рост удельного веса бурения винтовыми забойными двигателями объясняется как объективными благоприятными факторами (появление на буровом рынке нового поколения низкооборотных шарошечных долот и развитием новых технологий буровых работ), так и важными эксплуатационными преимуществами самих двигателей, среди которых в первую очередь следует отметить:

оптимальные энергетические характеристики - высокие крутящие моменты при низких частотах вращения, обеспечивающие эффективную отработку долот различного типа;

относительно небольшой перепад давления в двигателе, позволяющий использовать гидромониторные долота;

возможность использования буровых растворов любой плотности (от аэрированных до утяжеленных плотностью 2000 кг/м³ и более);

минимальные по сравнению с турбобурами осевые габариты осевые габариты и высокие удельные вращающие моменты, позволяющие использовать двигатели при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин по различным радиусам искривления.

Большая потребность в винтовых забойных двигателях для бурения вертикальных и наклонно направленных скважин отмечалась с первых лет внедрения, поскольку в каждом нефтяном регионе в определенных интервалах бурения двигатели обеспечивали кратное повышение проходки за долбление по сравнению с турбобурами при незначительном снижении механической скорости. В результате существенно повышалась рейсовая скорость бурения и снижалась стоимость 1 м проходки.

В настоящее время винтовые забойные двигатели получили широкое применение при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин в ведущих нефтяных компаниях Беларуси и России.

В капитальном ремонте скважин в настоящее время малогабаритные винтовые двигатели практически во всех районах страны заменили применявшиеся турбобуры. Многообразие технологических задач потребовало создания большого числа типоразмеров винтовых двигателей диаметром от 127 до 42 мм, которые повсеместно используются при разбуривании песчаных и цементных пробок, при райбировании и фрезеровании эксплуатационной колонны и других ремонтных работах. Опыт применения этих машин подтвердил, что с их помощью значительно эффективнее (проще и дешевле) решается задача ремонта скважин самых различных категорий. Резко поднялась производительность труда бригад, расширились технические возможности капитального ремонта, что позволило в ряде случаев ввести в число действующих длительно простаивавшие аварийные скважины.

В последние годы малогабаритные винтовые двигатели получили широкое применение при бурении боковых стволов для восстановления бездействующих скважин, в том числе боковых стволов с горизонтальным окончанием. Это новый метод, позволяющий повысить нефтеотдачу пластов и сократить объем бурения дополнительных скважин.

Изложенное выше определяет актуальность решения задач капитального и подземного ремонта скважин, создания и внедрения забойного объёмного гидравлического двигателя повышенной надежности для нефтяной промышленности.

Целью настоящей дипломной работы является выявление необходимости применения и определение экономической эффективности внедрения технологии бурения винтовыми забойными двигателями при ремонтно-восстановительных работах скважин.

В процессе работы изучено геологическое строение, определены литологические, стратиграфические, тектонические характеристики, характеристики продуктивных пластов и нефтегазоносности Припятского прогиба в целом и Осташковичского месторождения в частности.

В технологической части дипломной работы описаны краткая история развития глубокого бурения, способы вращательного бурения, в том числе объемными винтовыми двигателями. Также рассмотрены специфические особенности винтовых забойных двигателей, современное направление конструирования и требования к ним. Описаны особенности эксплуатации винтовых двигателей в бурении.

Работа проведена с использованием методов анализа, синтеза, сравнений и логических рассуждений.

1. Геологическое строение Осташковичского нефтяного месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В Республике Беларусь промышленная нефтегазоносность установлена в пределах Припятской впадины, которая относится к регионам, прошедшим этапы роста, падения и относительной стабилизации уровней добычи нефти и попутного газа.

В настоящее время здесь открыта 181 залежь нефти на 62 месторождениях, из которых 13 залежей - в верхнесоленосных, 64 - в межсолевых, 91 - в подсолевых карбонатных, 11 - в подсолевых терригенных и 2 - в верхнепротерозойских отложениях.

В качестве тектонических элементов второго порядка в Припятском прогибе выделяются: Центральный грабен, в значительной мере завуалированный двумя обширными средними структурными выступами, и сложно построенные Северная (Шатилковская) и Южная (Ельская) краевые депрессии. В качестве тектонических элементов третьего порядка выделяются зоны приразломных поднятий, контролируемые, как правило, региональными продольными разломами и разделяющие их зоны погружений.

К тектоническим элементам четвертого порядка отнесены локальные замкнутые и полузамкнутые поднятия и прогибы. Северная краевая депрессия резко асимметрична, с более пологим и обширным южным и крутым северным бортом, срезанным краевым глубинным разломом. С юга она ограничена Червонослабодским и Речицко-Вишанским региональными разломами. Ее размеры составляют порядка 260^х35 км, амплитуда превышает 4,5 км. Характерной особенностью Северной краевой депрессии является преобладающая субширотная линейная зональность осложняющих ее тектонических элементов третьего порядка.

За весь период нефтепоисковых работ ресурсы углеводородов в Республике Беларусь подсчитывались 15 раз. До открытия в 1964 году Речицкого месторождения оценка ресурсов была весьма условна и основная их доля относилась к Южному нефтеперспективному району. Максимальный объем извлекаемых ресурсов нефти посчитан в 1965 г. - 1054,9 усл. ед., что связано с открытием наиболее крупных Речицкого и Осташковичского месторождений.

Геологоразведочные работы на нефть и газ, проведенные в 1965-1970 гг., позволили прирастить значительные запасы нефти, что вместе с приростом, обеспечило планирование дальнейшего развития в республике нефтедобывающей промышленности [6, с. 21-23].

Осташковичское месторождение нефти расположено на территории Речицкого и Калинковичского районов Гомельской области Республики Беларусь в 80 километрах от города Гомеля. Ближайшими крупными населенными пунктами являются город Речица, расположенный в 40 километрах к востоку и город Светлогорск в 20 километрах северо-западнее.

В геоморфологическом отношении Осташковичское месторождение приурочено к Полесской низменности, представляющей собой слабо расчлененную равнину, покрытую на 80 % хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от 125 до 145 метров над уровнем моря.

Ближайшей рекой является река Ведрич - главный приток реки Днепр, а ближайшей судоходной рекой является Березина, протекающая в 15 километрах северо-восточнее месторождения. Кроме того, в районе месторождения имеется большое количество осушительных каналов и небольших водоемов.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6 градусов, среднегодовое количество осадков 500-650 мм; промерзание почвы достигает 80-90см, преобладающие ветра - западные.

На территории месторождения находятся деревни Чкалов, Пожихар, Рудец, связанные грунтовыми и проселочными дорогами. В 10 километрах северо-восточнее месторождения проходит шоссейная дорога первой категории Гомель-Речица-Светлогорск, в 15 километрах юго-восточнее - железнодорожная магистраль Гомель-Речица-Калинковичи. Снабжение района электроэнергией осуществляется по ЛЭП 10 км от Василевичской ГРЭС.

Транспорт нефти осуществляется по трубопроводам частично через УПН в нефтепровод «Дружба», частично через нефтеналивные эстакады в железнодорожные цистерны.

Открытие Осташковичского месторождения связано непосредственно с получением притока нефти из задонских отложений в 1965 году. В 1966 году была установлена промышленная нефтеносность семилукского горизонта, в 1967 году - воронежского горизонта, позднее - в 1973 году - саргаевского горизонта. С апреля 1967 года месторождение введено в пробную эксплуатацию, с сентября 1967 года - в промышленную разработку.

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика осадочного разреза месторождения

Во всех нефтегазоносных районах на определенном этапе поисково-разведочных работ фонд антиклинальных структур уменьшается и появляется необходимость поисков нефтегазовых залежей, связанных с ловушками других генетических типов - литологическими и стратиграфическими. Выявление таких залежей приобретает большое значение и для территории Припятского нефтегазоносного бассейна.

Межсолевые отложения (задонско-елецкий горизонт) имеют весьма широкое распространение в пределах Припятского прогиба. Наиболее глубокие исследования литолого-фациального и стратиграфического характера межсолевых отложений проведены А.С.Махначем, В.П.Корзуном, В.П.Курочкой, Т.А.Шевченко, Г.И.Кедо, Л.С.Линник, и др. По данным вышеназванных исследователей, межсолевые отложения по литологическим и фаунистическим признакам разделены на две подтолщи, с несогласным взаимным залеганием их, обусловленным перерывом в осадконакоплении. Нижняя и верхняя границы межсолевой толщи имеют «скользящий» характер; иначе говоря, отложения толщи залегают на разных стратиграфических слоях подстилающей нижней соленосной толщи и перекрываются на различных стратиграфических пачках образованиями верхней соленосной толщи [17, с. 11-20].

По литологическим признакам в разрезе межсолевых отложений Припятского прогиба выделены шесть литологических пачек. Первые пять пачек приурочены к задонскому горизонту, шестая - к елецкому. Территория Припятского прогиба в межсолевое (раннефаменское) время тектонически являлась достаточно активной, причем тектоническая мобильность в различных частях прогиба была явно неоднозначной - о чем свидетельствуют разнолитологический состав и резкие колебания мощности осадков как отдельных пачек задонского горизонта, так и горизонта в целом.

Вещественный состав, мощности, характер фауны пород межсолевых отложений, главным образом, контролировались тектонической расчлененностью прогиба. Резкие изменения литологического состава и мощности пород объясняются различными условиями осадконакопления. В одних случаях накопление карбонатного материала происходило в глубоких депрессионных участках, в других - на площадях крупных валообразных поднятий и локальных брахиантиклинальных складок. В связи с этим для межсолевых отложений считается весьма закономерным частое литологическое и фациальное замещение пород от депрессионных участков в направлении поднятий, а также значительное сокращение в этом же направлении мощности отложений.

Первая пачка является базальной для пород задонского горизонта, причем в сульфатно-мергельных породах, залегших непосредственно на ливенских отложениях, развиты ассоциации остракод позднефранского возраста (восточные районы прогиба). Отложения фаменского яруса в первой пачке начинаются с карбонатно-мергельных образований, содержащих уже ассоциации остракод фаменского возраста. Первая пачка сложена мергелями с прослоями извилистых известняков, сульфатно-карбонатных и сульфатно-глинисто-карбонатных пород. Мергели темно-серые до черных, тонкослоистые и массивные, плотные. По составу - доломитисто-известняковые и известковисто-доломитовые со всеми переходными между ними разностями, сложенные пелитоморфным и тонкозернистым карбонатом. На площадях Борщевской, Вышемировской, Стреличевской, Шапилковской, Ястребовской, Ельской и др. (восточная часть Припятского прогиба) наблюдаются мощные прослои вулканогенных пород, туфов и туффитов. Мощность пачки варьируется в пределах 10-33 м.

Вторая пачка выражена преимущественно известняками. В разрезах сводовых и присводовых частей структур Речицко-Вишанского валообразного поднятия в низах этой пачки появляются доломиты. Известняки серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, органогенные и органогенно-детритусово-водорослевые, содержащие большое количество остатков брахиопод, пелепипод, остракод, иглокожих и других организмов; участками сгустково-комковатые, слабо доломитизированные и ангидритизированные, неравномерноглинистые. Породы крепкие, массивные, изредка пористые, участками с битумом. Доломиты коричневато-серые, микрозернистые, с реликтами водорослевых известняков, слабо глинистые, редко пористые и слабо трещиноватые. Мощность второй пачки колеблется в широких пределах - от 35 до 168 м.

Третья пачка представлена доломитами и реже известняками. Доломиты серые с коричневатым оттенком, известковистые, перекристаллизованные, разнозернистые (от мелко- до крупнозернистых), водорослевые, с онколитами и детритом, неравномерно глинистые. Онколиты образованы тонкозернистым у периферии, а в центре - мелко- и среднезернистым пористо-кавернозным доломитом. Часть пустот в доломитах выполнена солью, иногда с примазками битума или крупнозернистым кальцитом. Известняки серые, тонкозернистые, сгустково-комковатые, водорослевые, пятнисто-доломитизированные, сульфатизированные, стилолитизированные, органогенно-онколитовые, трещиноватые, псевдооолитовые. Вблизи стилолитов интенсивно перекристаллизованные. Мощность третьей пачки составляет 11-35 м.

Четвертая пачка сложена известняками и доломитами. В разрезах крыльевых и переклинальных частей поднятий характерны известняки доломитизированные, коричневато-серые и серые, криптомелкозернистые, с органогенной (водорослевой), сгустково-комковатой и псевдооолитовой структурами, стилолитизированные, трещиноватые. Промежутки между сгустками и органогенными остатками выполнены крупнозернистым кальцитом с редкими гнездами сульфатов. Прослои пористо-кавернозных пород редки. В разрезах сводовых и присводовых частей поднятий преобладают в составе этой пачки доломиты и сильно доломитизированные известняки. Мощность четвертой пачки колеблется в пределах от 53 до 225 м.

Пятая пачка представлена известняками и доломитами. В разрезах крыльевых и переклинальных частей поднятий распространены известняки светло-серые и серые, с коричневатым оттенком, органогенные, слабо доломитизированные, неравномерно перекристаллизованные, участками пористо-кавернозно-трещиноватые, стилолитизированные. В разрезах сводовых и присводовых частей поднятий преобладают доломиты темно-серые, серые, коричневые, водорослевые, часто пористо-кавернозно-трещиноватые, битуминозные и нефтенасыщенные. Мощность пятой пачки - 22-73 м.

Шестая пачка в северной части представлена карбонатным типом разреза, в южной - карбонатно-терригенным. В северной части прогиба она сложена мергелями с прослоями доломитов и известняков. Мергели известковые доломитовые, слоистые и массивные, с перекристаллизованными остатками радиолярий, спикула, губок, с гнездами целестина и ангидрита, с единичными зернами кварца. Известняки глинистые, темно-серые и черные, в различной степени доломитизированные, пелитоморфные. Присутствуют аутигенный пирит, обломочный материал, кристаллы пелестина. Глины, встречающиеся в виде тонких прослоев, черные битуминозные.

Мощность шестой пачки варьируется в пределах от 23 до 389 м. высокая плотность и значительная глинистость отложений елецкого горизонта в северных и центральных частях прогиба характеризуют его как покрышку нефтегазовой залежи задонского горизонта.

Из вышеприведенного описания литологических пачек возможны некоторые общие выводы. В частности, обращает на себя внимание тот факт, что доломитовые разности отложений задонского горизонта развиты, главным образом, в сводовых частях локальных структур Речицко-Вишанского и Червонослободского валообразных поднятий (Осташковичская, Давыдовская, Вишанская, Октябрьская и Северо-Домановичская структуры). Доломиты повсюду в направлении крыльевых и периклинальных погружений постепенно переходят в известняковые разности. В сводовых и присводовых частях ряда локальных структур других валообразных поднятий (Гороховско-Дудинское, Петриково-Шестовичское, Буйновичско-Наровлянское) развиты известняки (до 80 %), содержащие прослои доломитов, мергелей, глин и песчано-алевритовых пород. Известняки в направлении крыльевых и переклинальных погружений постепенно и закономерно замещаются известковисто-глинисто-мергельными породами.

Разрез Осташковичского месторождения сложен мощной (более 3700 м) толщей осадочных пород верхнего протерозоя, девона, карбона и мезокайнозоя, залегающей на эродированной поверхности кристаллического фундамента.

Подсолевая толща подразделяется на подсолевую терригенную и подсолевую карбонатную подтолщи.

Подсолевая терригенная подтолща включает в себя отложения верхнего протерозоя и палеозоя: вендские отложения, витебско-пярнусский и наровский горизонты эйфельского яруса, старооскольский горизонт живетского яруса среднего отдела и ланский горизонт франского яруса верхнего отдела девонской системы. Литологически отложения представлены различными песчаниками, алевролитами и в подчиненном количестве глинами, мергелями, глинистыми доломитами общей мощностью 84-260 метров.

Подсолевая карбонатная подтолща включает в себя саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и нижнюю часть евлановского (кустовицкие слои) горизонта франского яруса верхнего девона и представлены доломитами, известняками, глинами, мергелями с прослоями сульфатных пород, в верхней части преобладают вулканогенные породы. Общая мощность 200-400 метров.

Нижнесолевая толща охватывает евлановский горизонт (анисимовкие отложения) и ливенский горизонты франского яруса верхнего отдела девонской системы. Литологически эта толща представлена каменной солью с прослоями глин, мергелей, известняков. Мощность толщи - 190-360 метров.

Межсолевая толща включает домановичский горизонт франского яруса, задонский, елецкий и петриковский горизонты фаменского яруса верхнего девона. В межсолевой толще преобладают доломиты, известняки, мергели. Общая мощность отложений составляет 300 метров.

В верхней соленосной толще выделены лебедянский, оресский, стрешинский и низы полесского горизонта фаменского яруса верхнего девона. Верхнесоленосная толща разделяется на нижнюю - галитовую и верхнюю - глинисто-галитовую подтолщи. Мощность верхнесоленосной толщи - 70-2096 метров.

Надсолевая толща сложена терригенно-карбонатными породами каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем. Весь комплекс надсолевых отложений сложен глинами, песчанниками, мергелями, мелом, сульфатными породами, песками и имеет мощность 1300 метров.

1.3 Тектоника

Геотектоническим районированием Припятского прогиба, начиная с 1944 года и до настоящего времени, занимались многие исследователи, в работах которых нашли отражение представления о расчленении Припятского прогиба на систему субширотных выступов и разделяющих их депрессий, осложненных дизъюнктивными дислокациями. Первая тектоническая схема была составлена М.С.Закашанским в 1951-1952 гг. на основе гравиметрической съемки. На схеме по отрицательным аномалиям силы тяжести выделены две депрессии: Шатилковская, разделенная Германово-Слободским максимумом силы тяжести на две ветви широтного простирания, и Ельская, ограниченная на севере Хойникским широтным максимумом силы тяжести.

Одной из первых тектонических схем Припятского прогиба явилась схема Б.В.Бондаренко и Ж.П.Хотько, составленная в 1955-1956 гг. по материалам гравиметрической и сейсмической съемки и глубокого бурения. Авторами по поверхности кристаллического фундамента выделены крупные выступы (Червонослободской и Наровлянско-Злодинский) и депрессии (Ельская и Туровская). Сочленение выступов и депрессий в ряде случаев осложнено разломами.

В 1957-1963 гг. Е.М.Люткевичем составлена тектоническая схема Припятской впадины с преимущественным широтным простиранием выступов и депрессий. На схеме выделены депрессии: Ельская, Мозырская, Копаткевичская, Шатилковская; валы - Ельский, Наровлянский; выступы - Брагинский, Микашевичский, Червонослободской, Речицкий.

И.А.Балабушевичем (1965 г.) на основании анализа распространения вторых вертикальных производных сил тяжести составлена тектоническая схема прогиба, на которой фундамент и подсолевые отложения весьма интенсивно раздроблены на многочисленные тектонические блоки, ограниченные разломами.

В 1970 г. коллективом геологов треста «Белнефтегазразведка» Управления геологии при Совете Министров БССР проведено тектоническое районирование Припятского прогиба. По особенностям современного строения подсолевых отложений, исследователями Припятский прогиб подразделяется на три части (структуры второго порядка):

северную - преобладание линейных субширотных зон дислокаций, приуроченных к региональным субширотным разломам;

центральную (ограниченную с севера Червонослободским и Речицко-Вишанским, а с юга - Буйновичско-Наровлянским региональными разломами) - менее отчетливо выражена региональная линейная ориентировка структурных зон и интенсивная разблокированность разломами;

южную - наличие общности тектонического строения с северной частью.

Таким образом, все представления о тектоническом строении Припятского прогиба свидетельствуют о том, что современная структура Припятского прогиба образовалась в результате сложного и длительного развития данного региона и сопредельных с ним геотектонических элементов Русской платформы [19, с. 59-65].

При поисках нефтяных и газовых залежей принципиально важным является выявление древних - конседиментационных приподнятых и опущенных структур (валообразных поднятий и депрессий), представляющих собой зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. При решении данного вопроса в отношении межсолевых отложений может иметь решающее значение анализ структурных построений по кровле задонско-елецкого горизонта и карт мощности, составленных по задонскому горизонту. Этот анализ фиксирует тектоническое строение прогиба в современном плане и палеоструктурной реконструкции.

Анализ фаций межсолевых отложений указывает на идентичность условий их осадконакопления в Припятском прогибе, формирование которых происходило в мелководном морском и углубленном бассейне с нормальной и близкой к нормальной соленостью вод. Это обстоятельство свидетельствует о компенсированном погружении Припятского прогиба в задонско-елецкое время (максимально прогнутым участкам соответствуют максимальные мощности осадков, минимально прогнутым - минимальные).

Положительные структурно-тектонические элементы по межсолевым отложениям (валообразные поднятия, антиклинали) характеризуются большими значениями высотных отметок и минимальными значениями мощности пород задонского горизонта. Отрицательные структурные элементы (депрессии, синклинали) характеризуются пониженными значениями высотных отметок и максимальными значениями мощности отложений задонского горизонта. Это свидетельствует о древнем заложении положительных и отрицательных структур и о конседиментационном характере их развития. Последнее обстоятельство обуславливает благоприятные структурно-тектонические и литолого-фациальные предпосылки для образования нефтесборных площадей и зон нефтегазонакопления.

Структурная карта мощности включает следующие структуры второго порядка:

- валообразные поднятия (зоны нефтегазонакопления) - Речицко-Вишанское, Червонослободско-Малодушинское, Гороховско-Дудичское, Петриково-Шестовичское и Буйновичско-Наровлянское;

- депрессии (нефтесборные площади): Шатилковская, Василевичская, Копаткевичская, Мозырская и Ельская.

Валообразные поднятия и депрессии осложнены замкнутыми локальными поднятиями антиклинального и брахиантиклинального типов. Все перечисленные выше структуры второго порядка, как правило, осложнены крупными тектоническими нарушениями - региональными разломами, преимущественно субширотного простирания. Валообразные поднятия и депрессии неодинаковы по своим размерам и характеру осложняющих их локальных структур. В общем своем простирании они согласуются с субширотным простиранием Припятского прогиба.

Размеры валообразующих поднятий по длинной оси составляют 90-160 км, по короткой - 8-15 км. Амплитуды поднятий варьируются от 200 до 600 м. Депрессии обладают следующими размерами: длина их составляет 90-160 км, ширина - 6-20 км.

К концу елецкого времени Припятский прогиб представлял собой сформировавшуюся впадину, осложненную серией конседиментационных пологих валообразных поднятий, разделенных депрессиями. Валы и депрессии были осложнены локальными брахиантиклинальными складками. В позднеелецкое время происходит общее поднятие территорий Припятского прогиба. Вертикальные тектонические движения вызывают неравномерное поднятие отдельных участков прогиба, сопровождающееся образованием трещин и разрывов, а в верхних частях разреза (породы задонско-елецкого горизонта) и растяжением пород с образованием крупных трещин. Так возникли субширотные разломы, разделившие прогиб на ряд тектонических блоков, представляющих собой осложненные вдоль больших осей валы и депрессии.

Дальнейший подъем региона усиливает растяжение пород и раскрытие плоскостей разрывов (породы похожи на огромный раскрытый каменный веер), а затем в связи с потерей отдельными блоками опоры с боков, происходит оседание их по плоскостям сбросов. Количество таких разломов в Припятском прогибе составляет около 10. Они наклонены в сторону опущенных крыльев и сходятся книзу. Падение плоскостей сбросов в северных участках прогиба - южное, в южных - северное. При оседании (проваливании) ряда участков прогиба образовались широкие зазоры - поля отсутствия межсолевых отложений (неполная компенсация при оседании участка), «просветы» между которыми выполнены пластическими соленосными образованиями.

Существенная перестройка тектонического плана Припятского прогиба произошла в позднеелецко-лебедянское время. Общетектонические движения земной коры завершили рифтовый этап развития Припятского прогиба, в результате чего образовалась система субширотных разломов, по которым произошло перемещение крупных тектонических блоков. Эти движения, в конечном итоге, вызвали перестройку структурных планов Припятского прогиба - некоторые поднятия осложнились вторичными складками (Октябрьское, Северо-Домановичское, Копаткевичское, Гороховское, Ельское, Восточно-Ельское); другие, наоборот, упростились и укрупнились (например, Речицкое).

Осложнилось тектоническое строение и депрессий - в некоторых из них образовались внутридепрессионные поднятия (Восточно-Первомайское и др.). размеры структур и амплитуд их значительно возросли, спокойное кулисообразное сочленение стало линейным и осложненным дизъюнктивами. Тектонические движения вызвали к жизни соляно-тектонические процессы, резко осложнившие структурные планы надсолевых и межсолевых отложений. Однако, перестройка планов происходила внутри структур второго порядка - в пределах валообразных поднятий и депрессий.

Подсолевые залежи нефти Осташковичского месторождения приурочены к одноименной структуре, расположенной между Сосновской и Тишковской структурами, в центральной части Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий Северной структурной зоны Припятского прогиба.

Кристаллический фундамент имеет сложное блоково-ступенчатое строение с субширотными зонами разломов и относится к герцинскому структурному комплексу. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения осадочного чехла, залегающие на эродированной поверхности кристаллического фундамента.

Подсолевой комплекс Осташковичского поднятия представляет собой моноклинально погружающийся на северо-восток блок пород вдоль регионального сброса, простирающегося с северо-запада на юго-восток, местоположение которого уточнено бурением скважин № 122, № 123. Структура ограничена тектоническими нарушениями также с северо-запада и юго-востока, что подтверждается материалами сейсмических работ. Поверхность девонских отложений разбита сетью малоамплитудных нарушений, не оказывающих влияния на гидродинамическую связь внутри горизонтов.

По поверхности базового объекта, то есть семилукского горизонта, месторождение имеет длину 10,6 км, ширину 1,19 км, высоту 17 м. Угол падения пород составляет 5-11 градусов.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоле- носные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения . По кровле задонского горизонта отмечается брахиантиклинальная складка северо-западного простирания.

Верхний структурный этаж включает мезо-кайнозойские отложения, соответствующие позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцирования пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально [16, с. 7-17].

1.4 Нефтегазоносность

В Республике Беларусь промышленная нефтегазоносность установлена в пределах Припятской впадины, которая относится к регионам, прошедшим этапы роста, падения и относительной стабилизации уровней добычи нефти и попутного газа.

В Припятской нефтеносной области открыто 62 месторождения нефти. Приурочены они к зонам поднятий в пределах бортовых уступов, поднятых и опущенных крыльев крупноамплитудных разломов, к приразломным ловушкам поднятых крыльев малоамплитудных разломов на склонах тектонических ступеней, а также к участкам фациального размещения пород. Оставшиеся неизученными ловушки нефти, в основном, небольшие по объему, имеют сложное тектоническое строение.

Ресурсы углеводородов Припятской впадины сосредоточены в надсолевом, верхнесоленосном, межсолевом, подсолевом карбонатном и терригенном комплексах. Впервые оценены ресурсы верхнепротерозойского комплекса, в связи с открытием промышленных залежей нефти на Тишковской и Речицкой площадях. В настоящее время на 62 месторождениях открыта 181 залежь нефти, из них - 13 залежей - в верхнесоленосных, 64 - в межсолевых, 91 - в подсолевых карбонатных, 11 - в подсолевых терригенных и 2 - в верхнепротерозойских отложениях.

Активное формирование структуры нефтеносных комплексов Припятского прогиба в целом и ловушек углеводородов в частности происходило в позднее-фаменское время в условиях растяжения земной коры. Завершение режима растяжения - заключительной фазы рифтинга - приходится на ранне-среднекаменноугольную эпохи. В позднем карбоне - ранней перми произошла относительная инверсия территории, ознаменовавшаяся перерывом в осадконакоплении, сжатием земной коры. Начиная с позднепермской эпохи, дальнейшее развитие прогиба продолжалось в режиме надрифтовой синеклизы, то есть к этому времени практически произошло завершение формирования ловушек нефти и газа.

Формирование залежей нефти произошло в конце интенсивного - начале стабильного развития Припятского прогиба, а именно: в подсолевых отложениях северного района - начало карбона, центрального и южного - конец раннего - начало среднего карбона; в межсолевых отложениях, соответственно, в раннем карбоне (турнейский век) и в начале среднего карбона - начале перми.

Верхнепротерозойские отложения собственных нефтепроизводящих пород не содержат. Тем не менее, на нескольких площадях, расположенных в северной части прогиба, не только отмечены прямые признаки нефтеносности, но и выявлены залежи нефти. Источником этих углеводородов являются перекрывающие отложения девона.

Перетоки флюидов углеводородов в коллекторы верхнепротерозойского возраста могли происходить как из переформируемых скоплений углеводородов, так и из нефтематеринских пород девонского возраста в результате миграции флюидов из опущенных блоков в приподнятые. Определенная часть флюидов могла мигрировать из эйфельских отложений непосредственно в подстилающие их образования - верхнепротерозойские и архейские.

Отложения подсолевого терригенного комплекса характеризуются широким развитием (особенно в задней части прогиба) окислительных геохимических фаций, что является отрицательным фактором для процессов нефтеобразования. Вместе с этим на значительной территории распространены и восстановительные фации, поэтому нельзя полностью отрицать возможность нефтеобразования в данном комплексе за счет собственных источников.

Нефтепроизводящие толщи развиты преимущественно в витебском, наровском и ланском горизонтах. Однако нефтесборные площади каждого резервуара подсолевого терригенного комплекса значительно меньше, чем карбонатного, поэтому и залежи нефти небольшие по размерам и приурочены они к самим приподнятым частям тектонически экранированных ловушек.

Вторым источником образования залежей нефти в терригенном комплексе являются нефтепроизводящие отложения подсолевой карбонатной и межсолевой толщ, контактирующие по разрывным нарушениям с рассматриваемыми образованиями.

Третий источник - перетоки нефти из переформируемых залежей подсолевого карбонатного и межсолевого комплексов из опущенных блоков в приподнятые.

Нефтеперспективными в пределах данного направления являются головные части Речицко-Вишанской, Червонослободской, Руднинско-Малодушинской, Комаровичско-Савичской, Заречинско-Гороховской, Копаткевичской, Шестовичской и Выступовичской зон поднятий.

По подсолевому карбонатному комплексу главной задачей является поиск и разведка новых месторождений в зонах и участках промышленного нефтенакопления, а именно: в пределах Судовицко-Березинской зоны - опоискование самостоятельных объектов Кнышевичского участка; в Оземлинско-Первомайской зоне - поиск ловушек нефти и оценка перспектив нефтеносности Мольчанской структуры; в Речицко-Вишанской зоне - поиски и разведка залежей на Тесловской, Ново-Дроздовской, Малынской площадях.

Менее изучены перспективы нефтеносности верхнесоленосного и надсолевого комплексов. В галитовой подтолще верхней соленосной толщи кроме доказанных зон промышленного нефтенакопления прогнозируется две зоны (Кормянско-Шатилковская и Восточновыступовичско-Радомлянская) и три участка (Западно-Березинский, Восточно-Первомайский и Ельский) возможного нефтенакопления.

В отложениях надсолевого девона залежи нефти сформировались на крыльях валообразных поднятий, примыкающих к синклинальным - Предречицкой и Предмалодушинской - зонам с относительно повышенной преобразованностью органического вещества.

Таким образом, результаты исследований показывают, что подсолевой и межсолевой глинисто-карбонатный комплексы девона являлись и в некоторых участках прогиба являются сингенетичными нефтепроизводящими комплексами. Аккумуляция углеводородов происходила преимущественно в результате внутрирезервуарной латеральной миграции нефти и газа, растворенных в пластовых растворах. Как указывалось выше, главная фаза нефтеобразования совпадает по времени с периодом наибольшей тектонической активности региона. Кроме того, процессы активного нефтеобразования во времени и пространстве совпадают с процессами активных структурных, текстурных и вещественных (минералогических) изменений в карбонатных породах.

Многочисленные прямые признаки нефтегазоносности отмечены по всему разрезу верхнепротерозойских и девонских образований осадочного комплекса на большей части территории. Однако промышленная нефтеносность выявлена только в северной структурной зоне [1, с. 70-85].

Промышленно-нефтеносными на Осташковичском месторождении являются отложения саргаевского, семилукского, воронежского, задонско-елецкого, петриковского и лебедянского горизонтов.

Саргаевская залежь нефти

Коллекторами нефти в отложениях саргаевской залежи служат карбонатные отложения (доломит, известняк).

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы - распространены в сводовой части структуры.

Тип коллектора - каверново-поровый-трещинный. Тип залежи - пластовая, литологически экранированная.

Запасы нефти отнесены к категории С₁, подсчитаны объемным методом и методом материального баланса.

Нефтенасыщенная мощность составляет 6,4 метра, открытая пористость - 5,9 %, нефтенасышенность - 89 %, коэффициент нефтеизвлечения - 0,16, начальные извлекаемые запасы - 50 усл. единиц.

Остаточные балансовые запасы нефти равны 303 усл.ед., извлекаемые - 42 усл. единицы.

Семилукская залежь нефти

Коллекторами нефти являются доломиты.

Мощность отложений семилукского горизонта изменяется от 22 метров до 34,4 метра, составляя в среднем 27 метров.

Величина эффективной нефтенасыщенной мощности колеблется от 3,8 метра до 16 метров и составляет в среднем 10,7 метра, что соответствует примерно 42 % общей мощности семилукского горизонта.

Открытая пористость - 9 %, нефтенасыщенность - 84 %, коэффициент нефтеизвлечения - 0,47, начальные извлекаемые запасы - 3152 усл. единицы.

По условиям залегания нефти и типу ловушки залежь семилукского горизонта относится к пластовой тектонически экранированной. Сверху литологическим экраном является 5-16 метровая толща глин бурегского горизонта; в южной части по тектоническому нарушению залежь экранируется отложениями каменной соли.

Начальное пластовое давление равнялось 387 атмосфер. В течение короткого промежутка времени произошло значительное падение пластового давления при небольшом отборе нефти, что говорит о затрудненной связи с законтурной областью и упругом режиме залежи.

Нефть семилукского горизонта метанового типа малосернистая, высокосмолистая, парафинистая. Запасы нефти отнесены к категории А.

Воронежская залежь нефти

Продуктивная часть воронежского горизонта сложена доломитами, плотными, крепкими, массивными, редкокавернозными и редкотрещиноватыми. битумом, ангидритом, кальцитом. Величина эффективной нефтенасыщенной мощности колеблется от 0 до 18 метров, составляя в среднем 8,7 метра, что составляет 15 % от общей мощности горизонта.

Открытая пористость - 4 %, нефтенасыщенность - 76,3 %, коэффициент нефтеизвлечения - 0,48, начальные извлекаемые запасы - 879 усл. единиц.

Остаточные балансовые запасы нефти воронежского и семилукского горизонтов равны 5000 усл. единиц, извлекаемые - 490 усл. единиц.

По условиям залегания нефти и типу ловушки залежь воронежского горизонта относится к пластовой тектонически экранированной. Сверху литологическим экраном служит известняково-ангедритово-мергельная пачка, залегающая в основании евлановского горизонта. Кроме того, надежным экраном является соленосная толща ливенского горизонта. С юга по региональному разлому залежь экранируется отложениями каменной соли лебедянского горизонта.

Начальное пластовое давление равно 374 атмосферы. За время эксплуатации наблюдается резкое падение пластового давления, следовательно, можно предположить, что залежь воронежского горизонта характеризуется упругозамкнутым режимом.

Нефть воронежского горизонта метанового типа и относится к классу малосернистых, подклассу высокосмолистых, группе парафиновых. Запасы нефти отнесены к категории А.

Елецко-задонская залежь нефти

По литологическому составу в разрезе продуктивной пачки М₄ установлено наличие двух литологических толщ: верхней М₄*, извесняково-доломитовой, имеющей развитие в северной части структуры, и нижней М₄** доломитовой, распространяющейся в центральной и южной частях структуры.

Известняки пачки М₄ микрозернистые, массивные, крепкие, участками доломитизированные, слабоглинистые, прослоями сульфатизированные, трещиноватые с редкими прослоями доломитов, содержание которых по площади и мощности неравномерное. Трещины преимущественно заполнены сульфатами. В перекристализованных и доломитизированных разностях известняков и доломитов отмечаются кавернозные прослои. Содержание известняков в пачке колеблется от 66 % до 100 %, среднее содержание известняков - 88 %.

Нефтепроявления пачки М₄* отмечаются исключительно в доломитах и доломитизированных известняках. В доломитах и доломитизированных известняках развита значительная кавернозность. Доля ее составляет 46 % от общей каверно-поровой емкости.

Общая мощность пачки М₄* изменяется от 0 до 129 метров. Величина эффективной нефтенасыщенной мощности колеблется от 0 до 72 метров и равна в среднем 38,6 метра, что соответствует 55 % от общей мощности горизонта.

Пачка М₄** сложена, в основном, доломитами (29 %), образовавшимися в результате замещения известняков. Доломиты пористые, прослоями сильно кавернозные и трещиноватые. Отмечаются редкие прослои седиментационных доломитов и известняков. Седиментационные доломиты и известняки плотные, крепкие, участками, трещиноватые, трещины заполнены ангидритом, редко встречаются открытые трещины.

Продуктивная мощность пачки М₄** изменяется от 5,5 до 156,4 метра, эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 5,5 до 138 метров и средневзвешенное ее значение по площади залежи составляет 64 метра, что соответствует 90 % от продуктивной мощности пачки.

По условиям залегания и типу ловушки залежь нефти задонского горизонта является массивной литологически экранированной, водоплавующей. Экранирующей покрышкой служат верхняя соленосная толща и мергели елецкого горизонта. С юга по срезу межсолевых отложений залежь экранируется отложениями каменной соли.

Водонефтяной контакт для пачек М₄** и М₄* является единым и по результатам опробования и промыслово-геофизическим исследованиям установлен на отметке - 2602 метра.

Начальное пластовое давление составляло 340 атмосфер. После отбора 430 тыс. т нефти давление снизилось на 39 атмосфер, что свидетельствует о незначительном влиянии законтурной области на нефтяную залежь.

Пластовые давления в законтурной области составляли 338-335 атмосфер, т.е. соответствовало начальному пластовому давлению в нефтенасыщенной части. Исходя из вышеизложенного, можно считать, что режим залежи упруго-водонапорный с незначительным влиянием законтурной области.