Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    336,71 Кб
  • Опубликовано:
    2014-09-29
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Географо-экономический очерк

1.2 Геолого-геофизическая изученность

2. Геологическое строение района работ

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Свойства пластового флюида

2.3.2 Запасы нефти и растворенного газа

2.4 Гидрогеология

3. Геологическое строение, анализ состава и коллекторских свойств продуктивного пласта Ю10 Первомайского месторождения

3.1 Характеристика объекта исследования

3.2 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю10

3.2.1 Гранулометрический состав

3.2.2 Петрографический состав

3.3 Коллекторские свойства продуктивного пласта Ю10

4. Охрана окружающей среды

4.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнений

4.2 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов

4.3 Охрана почв

4.4 Мероприятия по охране недр

4.5 Общая экологическая характеристика месторождения

Заключение

Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения


В настоящей работе применены следующие термины с соответствующими определениями:

1 месторождение: Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

2 залежь: Естественное локальное единичное скопление углеводородов в одном или группе пластов.

3 пласт: Форма залегания однородной осадочной горной породы, ограниченной двумя более или менее параллельными поверхностями.

4 нефть: Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп.

5 растворенный газ: Природная смесь углеводородных и не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в растворенном в нефти или воде состоянии.

6 пористость: Наличие в горной породе пор (пустот).

7 проницаемость: Способность горной породы пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давления.

8 нефтенасыщенность: Объем нефти, содержащийся в пустотном пространстве пласта-коллектора.

9 корреляция: Выделение в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи.

10 геологические запасы: Запасы месторождений (залежей), находящиеся в недрах.

11 извлекаемые запасы: Часть геологических запасов, которые могут быть извлечены из недр.

геологическое строение литологический состав

12 подсчетный план: Основной графический документ при подсчете запасов, построенный на основе структурной карты по кровле пласта или первого проницаемого пропластка.

13 эффективная толщина: Сумма толщин пропластков пород-коллекторов.

14 структурная карта: Графическое изображение в горизонталях поверхности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта.

15 карта толщин (изопахит): Карта равных толщин, показывающая закономерность изменения толщины пласта.

В настоящей работе применены следующие сокращения:

а. о. - абсолютная отметка;

БК - боковой каротаж;

БЭЗ - боковое электрическое зондирование;

ВНЗ - водонефтяная зона;

ВНК - водонефтяной контакт;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГК - гамма-каротаж;

ДНС - дожимная насосная станция;

ЗВ - загрязняющие вещества;

ЗСП - Западно-Сибирская плита;

ИД - индикаторная диаграмма;

ИК - индукционный каротаж;

КВД - кривая восстановления давления;

МОВ - метод отраженных волн;

МОГТ - метод общей глубинной точки;

МЭД - мощность экспозиционной дозы;

НГК нейтронный гамма каротаж;

НЗ - нефтяная зона;

ОГТ - общая глубинная точка;

ОМП - общий метод профилей;

ПКЭМ - программа комплексного экологического мониторинга;

ПС - каротаж методом потенциалов самопроизвольной поляризации;

скв. - скважина;

с/п - сейсморазведочная партия;

ТГТ - Томский геофизический трест;

УВ - углеводородное вещество;

УПСВ - установка предварительного сброса воды;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

Р - разведочная скважина 262;

Введение


Первомайское нефтяное месторождение, являющееся одним из наиболее крупных в Томской области, открыто в 1969 г. поисковой скважиной 260.

Разведочные работы в период с 1969 по 1976 гг. проведены Томским территориальным геологическим управлением. Основным промышленно нефтеносным на месторождении является песчаный пласт надугольной толщи васюганской свиты, проиндексированный как Ю10. В 1976 году на месторождении произведен подсчет запасов нефти и растворенного газа, запасы утверждены в ГКЗ (протокол ГКЗ СССР № 7720 от 03.11.76 г.). Месторождение признано подготовленным к промышленному освоению и в 1981 году введено в промышленную разработку. К 1991 году более 90 % площади нефтеносности было охвачено эксплуатационным бурением. Из утвержденных 793 эксплуатационных скважин на тот момент было пробурено 652. Это послужило основанием для пересчета на Первомайском месторождении запасов нефти и газа. В 1995 году утверждена новая технологическая схема разработки месторождения.

В настоящее время Первомайское месторождение находится в стадии снижающейся добычи и остро стоит вопрос о поисках новых запасов нефти, в первую очередь в непосредственной к нему близости [5].

1. Общие сведения о месторождении


1.1 Географо-экономический очерк


Первомайское месторождение нефти в административном отношении своей большей площадью расположено в Каргасокском районе на западе Томской области и лишь его северо-западная часть относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа (рис. 1.1).

В геолого-тектоническом отношении оно приурочено к Каймысовскому своду - одной из крупных положительных структур юго-восточной части Западно-Сибирской плиты.

Географически месторождение находится на водоразделе левых притоков реки Оби: Малого и Большого Еганов, текущих в северо-западном направлении, и Васюгана, текущего на восток. Гидрографическая сеть района представлена реками Елленкулун-Ях, Катыльга и их притоками, имеющими сильно меандрирующие русла и большую площадь водосбора.

Климат района континентально-циклонический с продолжительной холодной зимой и относительно коротким жарким летом. Среднегодовая температура составляет +30С, среднемесячная наиболее теплого месяца - июля - +17,30С. Наиболее холодного - января - 210С. Абсолютный максимум температур достигает +320С, минимум - 550С. Глубина промерзания грунта на залесенных участках достигает 1,5-2 м. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 244 суток. Территория месторождения представляет собой слабопересеченную сильно заболоченную равнину, покрытую лесной, болотной и реже луговой растительностью (рис. 1.2). Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от +64 до +114 м.

По количеству выпадающих атмосферных осадков (350-630 мм) район относится к зоне избыточного увлажнения, их распределение по месяцам неравномерное, максимум приходится на июль-август и декабрь-январь. Ледостав на реках происходит во второй половине октября, а вскрытие - в начале мая. Озера замерзают раньше и вскрываются позже.

Мощность снегового покрова на открытых местах составляет 0,4-0,6 м, в залесенных - до 2 м. Вечно мерзлотные породы в районе отсутствуют. Преобладающими ветрами являются северо-западные и юго-западные, их скорость иногда достигает 20-25 м/сек. Северные ветры, как зимой, так и летом приносят резкое похолодание.

Ближайшим наиболее крупным населенным пунктом является город Стрежевой - центр нефтедобывающей промышленности Томской области. Он расположен в 215 км северо-восточнее Первомайского месторождения. В городе базируется акционерное общество "Томскнефть” со всеми вспомогательными службами, а также НГДУ ”Стрежевойнефть" и НГДУ "Васюганнефть”, ведущее разработку месторождения.

Вахтовый поселок Пионерный, обслуживающий группу васюганских месторождений, включая и Первомайское, расположен от последнего в 35 км восточнее. Районный центр село Каргасок расположен в 290 км к востоку, на берегу реки Оби, а город Томск, являющийся крупным промышленным и культурным центром, а также железнодорожным узлом, находится в 640 км юго-восточнее Первомайского месторождения.

Плотность населения района крайне низкая. Основное население составляют русские, в меньшей степени - ханты, манси, украинцы, татары, немцы. Население сосредоточено, в основном, в поселках вдоль реки Васюгана и в вахтовых поселках нефтяников.

В Каргасокском районе, в его западной части (в Привасюганье), развиты, в основном, нефтедобывающая и лесная промышленность, пушной промысел, геологоразведочная деятельность. Здесь сконцентрированы нефтяные и газовые месторождения, часть из которых разрабатывается. Помимо Первомайского месторождения в группу разрабатываемых васюганских месторождений входят близрасположенные Катыльгинское, Западно-Катыльгинское, Оленье, Озерное, Лонтынь-Яхское месторождения. Нефть этих месторождений поступает по нефтепроводу Пионерный-Раскино в магистральный нефтепровод. Все месторождения, включая и Первомайское, связаны с городом Стрежевым бетонной автодорогой и обеспечены электроэнергией с помощью ЛЭП. Помимо Стрежевого бетонная дорога связывает вышеназванные месторождения с южными разрабатываемыми месторождениями - Игольско-Таловым, Крапивинским и другими. Кроме бетонных дорог широкое применение находят зимние дороги ("зимники”), которые позволяют доставлять буровое оборудование и материалы в зимнее время.

Доставку грузов можно осуществлять и речным путем по рекам Оби и Васюгану до поселка Катыльга, где оборудована специальная грузовая пристань. Период навигации по рекам длится с конца апреля до середины октября.

Строительные материалы для обустройства буровых - песок, глина, гравий, лес - имеются непосредственно на территории работ. Источниками питьевого и технического водоснабжения могут служить как естественные водоемы (речки, озера), так и специальные водозаборные скважины глубиной до 100-200 м, пробуренные непосредственно в пределах буровых [5].

1.2 Геолого-геофизическая изученность


Первые региональные геологические исследования на территории Западной Сибири начаты в 1947 г. Западно-Сибирским геологическим управлением. В период 1947-1954 гг. проведена геологическая съемка масштаба 1: 1000000, в результате которой коллективом геологов под руководством С.Б. Шацкого составлена геологическая карта Западно-Сибирской равнины с пояснительной запиской к ней.

Геофизические исследования в Западной Сибири начаты в 1948 г. Сибирским геофизическим трестом. На первом этапе (до 1961 г.) они носили, в основном, рекогносцировочный характер и выполнялись преимущественно региональными маршрутами. Территория была покрыта аэромагнитной и гравиметрической съемкой. По результатам работ составлены схематические структурно-тектонические и прогнозные карты, давшие представление о строении мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, верхней части доюрского фундамента и простирании основных, наиболее крупных, структурно-тектонических элементов.

Последующие геофизические работы приобретают более конкретный целенаправленный, площадной и детальный характер.

Ниже, в таблице 1.1, в хронологической последовательности отражены основные моменты истории геолого-геофизической изученности и открытия Первомайского месторождения нефти [7].

Таблица 1.1 - Геолого-геофизическая изученность

№ п/п

Виды работ, масштаб

Время проведения (годы)

Основные результаты работ

1

2

3

4

1.

Геологическая съемка, 1: 1000000

1947-1954

Геологическая карта Западно-Сибирской равнины и пояснительная записка к ней.

2.

Геофизические работы ранних лет (грави-и магниторазведка, сейсморазведка МОВ), 1: 1000000 1: 200000 1: 100000

1948-1961

Построены аэромагнитные карты и карты гравитационных аномалий территории Томской области. Установлено сложное, блоковое строение фундамента плиты, проведено его структурно-тектоническое расчленение и районирование. В гравитационном поле территория характеризуется наличием крупных аномалий силы тяжести меридионального простирания, совпадающих в плане с простиранием крупных тектонических элементов фундамента. Сейсморазведкой МОВ выявлен юго-восточный склон Нововасюганского вала.

3.

Бурение Нововасюганской опорной скважины в с. Новый Васюган

1956-1961

Скважина пробурена до глубины 3002 м (нижняя часть тюменской свиты). Получены новые данные о стратиграфии, литологии и перспективах нефтегазоносных меловых и юрских отложений.

4.

Геофизические работы поздних лет (КМПВ, МОВ, МОГТ), тематические работы

1961-1982 1963-1964 1972-1973

Определены контуры Нововасюганского вала - структуры II-го порядка в составе Каймысовского свода. Также намечен ряд приподнятых зон: Ларломкинская, Аэросейсмическая, Катыльгинская, Оленья. В северной части Нововасюганского вала выявлены (по мезозойским отложениям) и детализированы Первомайское, Еллекулун-Яхское, Игайское и Весеннее поднятия, оконтурено Аэросейсмическое поднятие. Первомайское, Весеннее и Игайское поднятия переданы для бурения как нефтеперспективные объекты. Сейсмопартией 7/72-73 в северной части Каймысовского свода продолжалось изучение геологического строения Весеннего, Первомайского и Оленьего локальных поднятий. Уточнено их строение по различным горизонтам юры и мела.






Геофизические работы поздних лет (КМПВ, МОВ, МОГТ), тематические работы

1973-1974 1982

Через Весеннюю и Первомайскую структуры отработан профиль МОГТ. Проведено изучение взаимосвязи структур и сравнение деталей их геологического строения. Тематической партией № 1 треста "Томскнефтегеофизика" (отв. исп. Войтович Е. И.) проведено обобщение результатов геолого-геофизических работ и их анализ по северо-западным районам территории Томской области. Составлена сводная региональная структурная карта масштаба 1: 50000 по опорному отражающему горизонту "Б" (кровля Баженовской свиты) по двум районам - Александровскому и Каймысовскому. На западном погружении Первомайско-Весенней структурной гряды выявлены структуры-спутники более мелкого порядка - Южно-Весенняя и Западно-Первомайская, а на северном склоне - Северо-Вевенняя. Даны рекомендации по детализации этих структур с целью подготовки их к бурению.

5.

Аэрокосмогеологические исследования, 1: 1000000 1: 200000

1983-1985

Выполнены региональные комплексные исследования в пределах Каймысовского свода. Определена связь аномальных участков с глубинным строением.

6.

Тематические работы, 1: 100000 1: 50000

1985

Темпартией № 1 треста "Томскнефтегеофизика" (отв. исп. Сечкина В. Г.) проведен анализ и обобщение геолого-геофизических материалов, построены карты по горизонту "Б" структур-спутников - Махнинской, Южно-Махнинской, Восточно-Махнинской, Северо-Весенней и других поднятий.

7.

Детальные площадные работы МОГТ, 1: 50000

1986-1987 1986-1988

Работами сейсмопартий 4,5,7/86-87 Томского геофизического треста (отв. исп. Берлин Г. И.) уточнено строение района и детализированы Махнинская, Южно-Махнинская, Северо-Весенняя, Узловая, Западно-Весенняя и другие структуры. Работами сейсмопартии 3/86-88 уточнено строение зоны сочленения Северо-Весеннего и Весеннего локальных поднятий и северо-западной части последнего.

8.

Поисково-разведочное бурение ("Томскнефтегазгеология”)

1969-1976

Первоочередной поисковой скважиной 260, пробуренной в сводовой части Первомайской структуры, открыта залежь нефти в пласте Ю10 васюганской свиты верхней юры. Промышленная ценность залежи подтверждена дальнейшим бурением. В 1973 г. первоочередной поисковой скважиной 256 в своде Весеннего поднятия выявлена промышленная залежь нефти в этом же пласте. Дальнейшим бурением установлено, что это единое месторождение (названо Первомайским). В 1976 г. Томским ТГУ (ныне ОАО "Томскнефтегазгеология”) составлен и защищен в ГКЗ СССР отчет по подсчету запасов нефти и растворенного газа по продуктивному пласту Ю10. Общая мощность продуктивного пласта изменяется от 8,2 до 15 м, эффективная нефтенасыщенная - от 1,4 до 12,4 м. В северо-западном направлении зафиксировано закономерное уменьшение мощности продуктивного пласта до полного выклинивания. Изучены его литолого-петрографический состав, коллекторские свойства, физико-химические свойства нефти, растворенного газа и пластовой воды. Обоснована возможность ввода месторождения в промышленную разработку.

9.

Эксплуатационное бурение, разработка Первомайского месторождения

с 1981

Месторождение введено в промышленную разработку в 1981 году. Разработку месторождения ведет НГДУ "Васюганнефть”. К настоящему времени на месторождении пробурено 719 скважин основного фонда, в том числе 499 добывающих, 220 нагнетательных. Накопленная добыча на 1.01.95 г. составила 25,696 млн. т, степень выработанности месторождения - 52 %. По данным бурения построены структурные карты по продуктивному пласту, уточнены контуры нефтеносности, положение водонефтяных контактов. Разработка месторождения продолжается.



2. Геологическое строение района работ


2.1 Стратиграфия


В геологическом строении района Первомайского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, на которых с несогласием залегают отложения различного литолого-фациального состава мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Отложения чехла, имеющие в данном районе общую мощность 2500-2800 м, залегают на образованиях палеозоя несогласно, со стратиграфическим перерывом.

Стратиграфическое расчленение разреза (рис.2.1) проведено на основании данных глубокого бурения и корреляционных схем, утвержденных Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 году в г. Тюмени, уточнявшихся и дополнявшихся в последующие годы. Описание верхнемеловых и палеогеновых отложений дано по материалам опорного и поисково-разведочного бурения на соседних площадях [7].

Палеозойская группа PZ

Палеозойские образования на Первомайском месторождении вскрыты рядом поисково-разведочных скважин. Глубина вскрытия палеозойских образований 2540-2671 м, вскрытая толщина 46-243 м.

Литологически верхняя часть палеозоя представлена различными типами пород. В большей степени это метаморфизованные осадочные породы - аргиллиты, алевролиты, песчаники.

В кровле палеозойской толщи иногда отмечается наличие коры выветривания, представленной каолинизированными выветрелыми глинистыми породами, трещиноватыми, иногда сидеритизированными, с базальной галькой грубообломочных пород фундамента. Толщина коры выветривания составляет 15-30 м.

К кровле палеозойских образований приурочен один из основных сейсмических отражающих горизонтов Ф2.

Мезозойская группа MZ

Юрская система J

Отложения юрской системы на территории Первомайского месторождения подразделяются на три свиты - тюменскую, васюганскую и баженовскую.

Тюменская свита (нижняя + средняя) J1-2 tm

Континентальные отложения тюменской свиты, занимающие самое нижнее положение в составе платформенного чехла, залегают на размытой и выветрелой поверхности палеозойско фундамента с резким угловым и стратиграфическим несогласием. Литологически эти отложения представлены неравномерным переслаиванием аргиллитов серых и темно-серых, иногда углистых, крепких алевролитов; песчаников серых, светло-серых, полимиктовых, разнозернистых, различной крепости и каменных углей небольшой мощности. Толщина свиты 220-290 м.

Васюганская свита J2-3 vs

Морские песчано-глинистые отложения васюганской свиты трансгрессивно перекрывают тюменскую свиту и подразделяются на две подсвиты - нижнюю и верхнюю.

Нижневасюганская подсвита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, участками алевролитистыми, крепкими, иногда тонкоотмученными, плитчатыми. Мощность подсвиты от 14 до 26 м.

Верхневасюганская подсвита сложена преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов и составляет регионально нефтегазоносный продуктивный пласт Ю1 - основной объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах Томской области. Его верхняя часть пласт Ю10 является объектом разработки на Первомайском месторождении. Пласт Ю10 представлен мелко-среднезернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина васюганской свиты колеблется от 60 до 80м.

Баженовская свита J3 dg

На отложениях васюганской свиты согласно залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления. Эти отложения, хорошо выдержанные и четко прослеживаемые, литологически представлены битуминозными аргиллитами темно-серыми с коричневатым оттенком до черных, участками тонкоплитчатыми, иногда алевритистыми.

К подошве свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт IIа, являющийся одним из основных отражающих горизонтов в пределах Томской области, к кровле свиты - отражающий горизонт "Б”.

Мощность свиты 10-15 м.

Меловая система K

Меловая система является наиболее значительной по мощности и полноте в составе платформенных отложений. Толщина ее составляет 1800-1900 м и представлена всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отдела. В составе системы выделяется восемь свит.

Куломзинская свита K1 klm

Морские отложения куломзинской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с зеленоватым оттенком, иногда плитчатыми, участками - крепкими алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. Прослои песчаников и алевролитов отмечаются в нижней части свиты (ачимовская пачка) и в верхней части. Ачимовская пачка сравнительно более устойчива по простиранию, она прослеживается в северо-западной части Первомайского месторождения почти повсеместно. Пачка неоднородна, состоит из серии песчаных и алевритовых пластов, разделенных прослоями аргиллитов. Общая толщина ачимовской пачки - 53-75м. Толщина свиты 256-292м.

Тарская свита K1 tr

Отложения тарской свиты морского режима и представлены в северо-западной части месторождения двумя мощными песчаными пластами. Песчаные пласты представляют собой сравнительно мощные монолитные тела, мощность 10-18м. Толщина свиты 76-80м.

Киялинская свита K1 kls

Континентальные отложения киялинской свиты представлены неравномерным чередованием глин зеленовато-серых, буровато-серых, комковатых, в нижней части свиты аргиллитоподобных, крепких алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, слабосцементированных и крепких. Толщина свиты 413-430м.

Алымская свита K1 al

Прибрежно-морские и морские отложения алымской свиты трансгрессивно залегают на континентальной толще киялинской свиты и имеют двучленное строение. Нижняя часть свиты сложена базальным песчаным пластом.

Песчаный пласт является региональным, а в ряде районов Томской области - продуктивным. В пределах Первомайского месторождения пласт хорошо развит и выдержан по площади, мощность его составляет 20-30м.

Толщина свиты - 70-84м.

Покурская свита K1-2 pk

Сложена свита серыми, темно-серыми глинами, алевролитами и светло-серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками различной крепости. Внутри свиты по пачке аргиллитов проводится граница между нижним и верхним мелом, к которой приурочен отражающий сейсмический горизонт III.

Толщина свиты 717-736м.

В составе верхнемеловых отложений выделяется три свиты: кузнецовская, березовская и ганькинская. Литологически эти свиты представлены морскими отложениями, преимущественно глинами, мергелями, опоками.

Толщина этих отложений составляет 270-281м. К кузнецовской свите приурочен отражающий сейсмический горизонт IVв.

Кайнозойская группа KZ

Палеогеновая система P

Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу-вверх): талийкая, люлинворская и чеганская, а континентальная толща в некрасовскую серию.

Общая толщина палеогеновых отложений составляет 580-600м.

Четвертичные отложения Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевролитами и песками. Толщина отложений - 20-40м.

2.2 Тектоника


В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганский мегапрогиб и Нюрольская впадина, с востока Колтогорский мегапрогиб (рис.2.2).

Каймысовский свод - одной из крупных положительных структур юго-восточной части плиты. Как и большинство региональных структур Западно-Сибирской плиты, Каймысовский свод является структурой унаследованного развития. По палеозойскому складчатому фундаменту ему соответствует Верхневасюганский антиклинорий, точнее его южная часть. Антиклинорий представляет собой приподнятую зону складчато-блоковых сооружений позднегерцинского возраста.

Каймысовский свод имеет сложное строение, осложнен рядом положительных структур II - го и III - его порядка, разделенных прогибами, седловинами, небольшими впадинами.

Структурами II - го порядка в пределах мегавала являются Катыльгинское, Карандашовское и Моисеевское куполовидные поднятия; Нововасюганский и Ларломкинские валы. Структуры III порядка (локальные поднятия) развиты как в пределах структур II порядка, так и в депрессионных зонах.

Рис. 2.1 Тектоническая карта Мезозойско-кайнозойского осадочного чехла

Локальные поднятия:

1.      Коим-Лыхское 34. Южно-Моисеевское

2.      Ларломкинское 35. Моисеевское

.        Восточно-Ларломкинское 36. Карасевское

.        Махнинское 37. Восточно-Моисеевское

.        Северо-Весеннее 38. Глуховское

.        Аэросейсмическое 39. Могутаевское

.        Весеннее 40. Восточно-Могутаевское

.        Первомайское 41. Кузырское

.        Южно-Первомайское 42. Поселковое

.        Оленье 43. Чворовое

.        Озерное 44. Центральное

.        Катыльгинское 45. Южно-Черемшанское

.        Дуклинское 46. Черемшанское

.        Лонтынь-Яхское 47. Ломовое

.        Волковское 48. Ледовое

.        Кельватское 49. Северо-Ледовое

.        Западно-Кельватское 50. Медвежье

.        Шахматное 51. Восточно-Ледяное

.        Нововасюганское 52. Ледяное

.        Восточно-Павловское

21. Павловское

Структуры II порядка:

22.    Петровское

23.    Восточно-Дальнее 1. Ларломкинский вал

.        Среднекельватское 2. Нововасюганский вал

.        Дальнее 3. Катыльгинское КП

.        Северо-Карандашовское 4. Карандашовское КП

.        Верхнедемьянское 5. Моисеевское КП

28.    Яхское 6. Ледовое КП

29.    Карандашовское 7. Черемшанское КП

.        Западно-Карандашовское 8. Куланигайская котловина

.        Долгое

.        Крапивинское

33. Тагайское

На структурном плане по отражающему сейсмическому горизонту IIа (верхняя юра) Каймысовский свод оконтуривается изогипсой - 2650м.

Абсолютные отметки сводовых тектонических элементов на структурах II порядка составляют - 2300 - 2400 м, внутренние прогибы и впадины имеют отметки, сопоставимые с оконтуривающей изогипсой. - 2600 - 2650 м. Размеры Каймысовского свода составляют 215 x 60-112 км, амплитуда поднятия 350 м /8/.

Нововасюганский вал, в северной части которого находится Первомайское месторождение, расположен в центральной части Каймысовского свода и имеет субмеридиональное простирание. Размеры его по длинной оси составляют 90-95 км, по короткой - 15-30 км, амплитуда поднятия 200 м. Вал осложнен различного рода локальными элементами - поднятиями, структурными мысами, куполами, террасами и т.п. Первоначально Первомайское поднятие объединяло три смежных локальных поднятия, представляющих собой цепочку структур в северо-западной части Нововасюганского вала - Первомайское, Еллекулун-Яхское и Весеннее. Общая протяженность этих структур, расположенных вдоль вала, составляет около 40км.

По периферии Первомайского поднятия расположен ряд положительных структур III порядка. К северо-востоку от него расположена группа Аэрокосмических поднятий, где свод самого северного, наиболее приподнятого и контрастного из них превышает отметку - 2280 м при оконтуривающей группу поднятий изогипсе - 2460 м. Образована она цепочкой локальных структурных осложнений, имеющей общее северо-западное простирание. Южная периклиналь существенно положе северной, крутой. Западнее Аэрокосмических поднятий расположена небольшая Мало-Махнинская структура, а далее к западу, обрамляя Первомайское поднятие с севера - Махнинская группа поднятий. Она в свою очередь также образована цепочкой из трех пологих структурных поднятий, имеющей северо-западное направление. Амплитуда поднятий достигает 50 м при оконтуривающей изогипсе - 248м. К западу от северной периклинали Первомайского поднятия отделенные от нее нешироким плоским прогибом расположены узкие и контрастные Махнинская и Южно-Махнинская структуры, обрамленные малоамплитудными Восточно-Махнинским перегибом, размеры которого 5 x 3 км, амплитуда - 35 м, и Мало-Махнинской группой поднятий. В 10 км к юго-западу от Южно-Махнинской структуры расположено Ларломкинское поднятие. Пространство между ними осложнено Узловой группой поднятий, Северо-Террасной и Восточно-Террасной структурами, небольшими по площади и амплитуде. К восточному склону Ларломкинского поднятия примыкает Восточно-Крайнее поднятие.

Первомайское локальное поднятие является брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания. По оконтуривающей изогипсе основного отражающего горизонта IIа - 2400 м (рис.2.3) поднятие имеет размеры 15 x 3-5 км, амплитуду - 70 м. Северо-западнее этой структуры выделялось еще одно локальное поднятие, ранее называвшееся Игайским, но затем эта структура утратила свое название и была включена в состав Первомайской. Это поднятие также оконтуривается изогипсой - 2400м, размеры его 9 x 6 км, амплитуда - 55 м. В целом Первомайская структура оконтуривается изогипсой - 2410м, имеет длину 24км, ширину 4-6 км и общее северо-западное простирание /8/.

Северо-западнее Первомайской выделялась Еллекулун-Яхская структура, имеющая вид куполовидной складки, оконтуренная изогипсой - 2400м с размерами 6 x 4,5 км, амплитудой 70 м. Простирание складки субмеридиональное. Как отдельная структура в настоящее время также утратила свое первоначальное название и включена в состав Весеннего локального поднятия, осложняя его юго-восточную часть.

Крайнее северо-западное положение в цепочке структур Первомайского месторождения занимает собственно Весеннее локальное поднятие, имеющее сложное строение и конфигурацию. Структура уверенно оконтуривается изогипсой - 2400м, имеет длину около 12 км, ширину от 3-4 км в южной части до 10 км в северной. Амплитуда поднятия 55 м. Следующей изогипсой - 2410 м собственно Весеннее поднятие оконтуривается с Еллекулун-Яхским, образуя сравнительно крупную складку весьма сложного строения, длина которой составляет 16км, ширина от 4 до 11 км, амплитуда - 80 м.

Северо-западная часть Весеннего поднятия представляет собой несколько обособленную структурную гряду или цепочку небольших поднятий с общим северо-восточным простиранием. Размеры этой поднятой зоны по оконтуривающей изогипсе - 2400м составляют 9,5 x 2-3 км, амплитуда - 50 м. Южная часть ее осложнена структурным мысом субмеридионального простирания, который продолжает структурную гряду в южном направлении в зону сочленения с Западно-Весенним поднятием. Последнее, кстати, также имеет субмеридиональное простирание и является как-бы южным окончанием этой гряды. Западно-Весеннее поднятие по горизонту IIа оконтуривается изогипсой - 2450 м (рис 2.3), размеры его 7 x 1-2,4 км. Поднятие осложнено двумя небольшими куполами.

Следующая изогипса - 2460 м объединяет Западно-Весеннее поднятие с северо-западной частью Весеннего.

В целом для Первомайской, Весенней и Западно-Весенней структур замыкающей является сейсмоизогипса - 2480 м. Без проведения дополнительных разведочных работ нецелесообразно объединять залежи Западно-Весенней площади и Первомайского месторождения, так как седловина между ними имеет абсолютные отметки - 2465 м по подошве баженовской свиты (отражающий горизонт IIа), в то время как подошва нефтенасыщенной части пласта отбивается на отметке - 2448,6 м. В связи с этим в настоящей работе залежи Западно-Весенней и Первомайской площади представлены отдельно/6/.

Элементы разрывной тектоники присутствуют как в палеозойском фундаменте так и в платформенном чехле. В палеозойском фундаменте выделяется ряд глубинных разломов, образующих собой ромбовидную сетку с основными направлениями на северо-восток и северо-запад. Для района характерно наличие мелких, узких, но довольно глубоких грабенов преимущественно субмеридионального простирания, четко выделяющихся в поверхности фундамента.

Многочисленные, преимущественно малоамплитудные тектонические нарушения проникают и в платформенный чехол, в большинстве своем затухая в юрских отложениях. Отдельные тектонические нарушения прорывают отложения баженовской свиты и прослеживаются в меловых, а в редких случаях и в кайнозойских отложениях.

2.3 Нефтегазоносность


Каймысовский свод, в северной части которого находится Первомайское месторождение нефти, по нефтегеологическому районированию входит в состав Каймысовского нефтегазоносного района Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтегазоностность Каймысовского нефтегазоносного района стратеграфически связана с отложениями васюганской свиты, залегающими непосредственно под региональной покрышкой - аргиллитами баженовской свиты.

Месторождения приурочены к локальным поднятиям и залежи нефти на них относятся к типу пластово-сводовых с литологическим ограничением, имеют место также залежи структурно-литологического типа, осложненные дизьюнктивными нарушениями. Часть этих месторождений находится в промышленной разработке.

Основная залежь Первомайского месторождения является пластово-сводовой, вытянута с юго-востока на северо-запад, с небольшим литологическим ограничением в северо-западной части Весеннего поднятия (скважина 259р). Размеры ее от 40 x 3-9 км, высота залежи 81-98 м. Гипсометрическое положение ВНК, по данным опробования скважин и данным ГИС, определяется на отметках: по юго-западному склону - 2440 м, по северо-западному и юго-восточному - 2440-2423 м (скважина 270, 248), по восточному - 2423 м (скважина 65). Плоскость ВНК имеет общий региональный наклон с северо-востока на юго-запад. Вторая залежь, приуроченная к Западно-Весеннему локальному поднятию, относится к типу пластово-сводовых водоплавающих, имеет размеры 5,5 x 3,5 км, высоту 10 м.

Опробование пласта проведено в 27 скважинах, пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444-2547 м (а. о. - 2346,6 - 2462,2 м). Скважина 259 оказалась в зоне полного выклинивания коллектора пласта Ю10 и опробование его не проводилось /6/.

Промышленные притоки в чистонефтяной зоне получены в 18 скважинах. Дебиты нефти через 8 мм штуцер составили 25-88 м³/сут, газа 0,8-2,6 тыс. м³/сут. В приконтурной скважине 266 был получен приток нефти с пластовой водой дебитами на 4 мм штуцере соответственно 8,7 и 1,7 м³/сут. В скважине 254, вскрывшей зону ВНК в пределах отдельного северо-восточного купола, дебит нефти через 6 мм штуцер составил 28,6 м³/сут, пластовой воды - 7,1 м³/сут.

При опробовании продуктивного пласта в законтурных скважинах получены притоки или чистой пластовой воды, или пластовой воды с пленкой нефти. Дебиты пластовой воды составляли от 5,3 м³/сут на динамическом уровне 163 м (скважина 247) до 2,2 м³/сут переливом (скважина 272).

В северо-западной части Весеннего участка Первомайского месторождения дебиты нефти в поисково-разведочных скважинах имеют аналогичные значения. Максимальные фонтанирующие притоки чистой нефти дебитами 57-68 м³/сут на 8 мм штуцере (48,5-58 т/сут) были получены в скважинах 250, 258, 256 Весеннего участка и в скважине 241 Западно-Весеннего месторождения-спутника, несколько пониженные притоки (28-35 м³/сут на штуцерах 6-8 мм) получены в скважинах 254 и 253, а в скважине 253 дебит нефти составил 6,6 м³/сут на 4 мм штуцере.

Необходимо также отметить, что помимо основного пласта Ю10, в 14 скважинах (35, 52, 54, 56, 57, 58, 167, 241, 276, 314, 316, 330, 772, 2285р) пласт Ю11 интерпретируется по данным ГИС, как нефтесодержащий. Из этих скважин: 8 - нагнетательные, 4 - добывающие, 1 находится в консервации, 1 - пьезометрическая. Пласт Ю11 опробован в скважинах 35, 316, 536, положительные результаты получены в скважине 35, которая работает на пласт Ю11. Запасы пласта являются непромышленными, и нет достаточного количества опробований, поэтому можно предложить при полном обводнении основного объекта в добывающих скважинах (241, 314, 772) произвести опробование пласта Ю11 с целью уточнения его насыщения и в случае положительных результатов присовокупить его к работе /6/.

На восточном склоне месторождения плоскость ВНК подсечена в разрезе скважины 63. По промыслово-геофизическим данным ВНК отбивается на глубине 2530 м (а. о. - 2423,2 м). При опробовании пласта в интервале 2522,0-2528,0 м (а. о. - 2415,2 - 2421,2 м) получено 5,8 м³/сут нефти через 3 мм штуцер, в процессе исследования на забое отмечено наличие пластовой воды, что свидетельствует о неоднородном характере насыщения пласта. Притоки пластовой воды с пленкой нефти получены при опробовании пласта в скважинах 251 и 269, где кровля эффективной части залегает на а. о. - 2422,5 и - 2422,3 м. Притоки пластовой воды получены в законтурных скважинах 272 и 268 с отметок - 2427,3 - 2429,8 м.

Таким образом, для восточного склона ВНК принят на а. о. - 2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти.

На западном склоне месторождения ВНК разрезами приуроченных скважин не подсечен, по результатам опробования уверенно устанавливается раздел нефть-вода в интервале отметок от - 2440 до - 2445 м. Наиболее низко гипсометрически подошва нефтенасыщенного пласта, из которого получены притоки безводной нефти, залегает в скважинах 270 и 248 на отметках-2440,2 и - 2440,4 м. При опробовании скважины 270 в интервале 2535-2545 м (а. о. - 2430,2 - 2440,2 м) получено 37 м³/сут нефти через 8 мм штуцер, в скважине 248 из интервала 2530-2545 м (а. о. - 2425,4 - 2440,4 м) получено 69,5 м³/сут нефти.

Кровля водоносного пласта наиболее высоко залегает в скважинах 265 и 252 на отметках - 2445,3 и - 2447,4 м. При опробовании пласта в скважине 265 в интервале 2544-2550 м (а. о. - 2443,3 - 2449,3 м) получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 0,2 м³/сут при переливе, в скважине 252 из интервала 2548-2556м (а. о. - 2446,2 - 2454,2 м) получено 4,3 м³/сут пластовой воды с пленкой нефти.

В целом для западного склона месторождения ВНК принят на отметке - 2440 м.

В периклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от - 2423 до 2440м. Скважина 247, пробуренная с целью оконтуривания месторождения с севера, вскрыла кровлю пласта Ю10 на отметке 2449,1м, то есть оказалась за принятым контуром нефтеносности. При опробовании интервала 2536-2545 м (а. о. - 2443,1 - 2452,1 м) получено 5,3 м³/сут пластовой воды на динамическом уровне 163 м.

На южной периклинали пробурена скважина 266, вскрывшая пласт в интервале 2543,2 - 2552,8 м (а. о. - 2429,5 - 2439,1 м). По промыслово-геофизическим данным пласт характеризуется как нефте-водонасыщенный. Пласт опробован поинтервально: при опробовании первого интервала 2540-2548 м (а. о. - 2426,3 - 2434,3 м) получено 7,5 м³/сут нефти и 0,1 м³/сут пластовой воды через 3 мм штуцер, после дострела пласта до глубины 2553,8 м (а. о. - 2439,3 м) дебит воды увеличился до 1,7 м³/сут на штуцере 4 мм. Поэтому для выделения эффективной нефтенасыщенной мощности в скважине 266 ВНК принят условно по подошве интервала перфорации первого объекта на отметке - 2434 м /7/.

Наклон плоскости ВНК в пределах залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима. Наблюдение за статическими уровнями в пьезометрических скважинах свидетельствуют о значительном различии в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры.

В скважинах 251, 268, 272, расположенных в восточной части залежи, величины напоров составляют соответственно 2526, 2528, 2528,6м; в западной части залежи имеется одна пьезометрическая скважина - 252, значение напора в ней равно 2509,2м, то есть превышение в напорах, составляющее 17-19 м, обеспечивает установленную разницу в гипсометрии ВНК /6/.

В процессе бурения и опробования скважин на Первомайском месторождении залежей нефти и газа в ниже - и вышезалегающих частях разреза не выявлено.

В разрезе месторождения, помимо продуктивного пласта Ю10, опробованы отложения палеозоя, тюменской свиты (нижняя и средняя юра), куломзинской, тарской, алымской свит (нижний мел) и покурской свиты (нижний и верхний мел).

Отложения палеозоя опробованы в пяти скважинах. Литологически они представлены плотными слабопроницаемыми породами. При опробовании в скважинах 256 и 257 получены незначительные (0,16-0,5 м³/сут) притоки пластовой воды, в скважине 271 при опробовании в колонне также получено 0,6 м³/сут пластовой воды на динамическом уровне 504м. В скважинах 263 и 269 притока пластового флюида при опробовании не получено.

Аналогичные породы слагают образования фундамента и зону контакта палеозойского и мезозойского комплексов повсеместно в пределах Каймысовского свода. Отложения трещиноватой коры выветривания, которые могут служить коллекторами для углеводородов, пробуренными скважинами не встречены, поэтому палеозойские отложения не представляют интереса в отношении нефтегазоносности.

В отложениях тюменской свиты опробованы пласты Ю2, Ю3, Ю6, получены притоки пластовой воды дебитами до 11,8 м³/сут при динамическом уровне 1512м.

По результатам опробования, исследования керна и промыслово-геофизическим данным песчаные пласты покурской (ПК1-3), алымской (А1), киялинской (Б1-6), Тарской (Б7-9) и куломзинской (Б12, Б16-20) свит характеризуется как водоносные.

Структурная карта по отражающему горизонту IIа, геологические разрезы по линиям I-I и II-II, схема корреляции по продуктивному пласту приведены на рисунках 2.3,2.4, 2.5, 2.6.

2.3.1 Свойства пластового флюида

Нефть Первомайского месторождения в пластовых условиях характеризуется низкой плотностью и вязкостью, высокой степенью пережатия (давление насыщения ниже плостового почти вдвое). Плотность пластовой нефти изменяется от 0,679 до 0,810г/см³, в среднем 0,764 г/см³, плотность сепарированной нефти изменяется от 0,796 до 0,867 г/см³, среднее значение - 0,844 г/см³. По результатам дифференциального разгазирования среднее значение плотности составляет 0,839 г/см³. Для залежи наблюдается общая тенденция увеличения этого параметра по мере возрастания глубины залегания пласта.

Вязкость пластовой нефти в среднем составляет 1,15 мПас, сепарированной нефти в среднем 5,47 мПас. Возможно, это связано с низкой величиной газонасыщенности (49,6 м³/т).

Объемный коэффициент, учитывающий степень уменьшения объема пластовой нефти на поверхности, колеблется в пределах 1,08 - 1,33, среднее значение его равно 1,186 при контактном и 1,159 при дифференциальном разгазировании (таблицы 2.1 - 2.5) /8/.

Состав растворенного в нефти газа приводится по результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях. Газ относится к жирным и содержит 65,56 % метана, до 28 % тяжелых углеводородов, небольшое количество углекислого газа (1,12 %), азота и редких компонентов 2,6 %. Абсолютная плотность газа составляет в среднем 1,088 г/см³, относительная 0,903 г/см³. Газосодержание сравнительно невысокое и составляет при контактном способе разгазирования - 54,5 м³/т, при дифференциальном - 49,6 м³/т. Отмечается закономерное уменьшение величины газосодержания с глубиной и к поверхности ВНК.

В поверхностных условиях нефть характеризуется как легкая, плотность ее составляет в среднем 0,844 г/см³. Нефть маловязкая, сернистая (содержание серы 0,69 %), парафинистая с содержанием парафинов 2,64 %, имеет низкую температуру кипения плюс 67,5°С и высокий выход легких фракций, выкипающих до 300°С.

Нефть Первомайского месторождения относится к нафтеново-метановому типу. По групповому составу нефть в целом содержит: ароматических углеводородов - 18,61 %, нафтеновых - 28,56 %, метановых - 38,75 % (табл.2.5) /8/.

Среднее содержание в нефти асфальтенов составляет 2,2 %, смол сернокислых - 17,8 %, силикагелевых - 7,59 %. Наряду с высоким качеством нефти по ее химическому составу, она обладает также высокими товарными качествами. Нефть Первомайского месторождения согласно ГОСТа 11954-66 может быть рекомендована для получения вязких дорожных битумов.

Таблица 2.1 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Первомайского месторождения (пласт Ю10)

Компоненты

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть


выделивш. газ

нефть

выделивш. газ

нефть


Углекислый газ

0,98

0,01

1,12

0,01

0,3

Азот + редкие

2,28

0

2,6

0

0,69

Метан

56,41

0,23

65,56

0,04

17,29

Этан

6,72

0,2

7,44

0,3

2,13

Пропан

15,45

1,82

13,16

3,38

5,96

Изобутан

3,93

1,31

2,52

1,96

2,11

Норм. бутан

8,21

3,98

4,74

5,45

5,26

Изопентан

2,25

2,91

1,07

3,29

2,71

Норм. пентан

2,18

3,75

1,0

4,08

3,27

Гексан






Гептан

1,59

85,79

0,79

81,49

60,23

Остаток (С8 + высш.)

-

-




Молекулярная масса

30,62

180

26,18

173,41

134,65

Плотность






-газа, кг/м³

-

1,088

-

-

-газа (относитель- ная по воздуху)

1,056

-

0,903

-

-

-нефти, кг/м³

-

844

-

839

764


Таблица 2.2 - Средние значения параметров нефти, определенные по поверхностным пробам поисково-разведочных и эксплуатационных скважин

Пласт

Ю10

Количество проб

89

Плотность, г/см³

0,844

Содержание, %

Серы

0,69


парафина

2,64


асфальтенов

2,2


смол

сернокислых

17,8



силикагелевых

7,59

Вязкость при 20°С, мПа·с

6,04

Фракционный состав, %

Н. к.

67,5


100°С

11,9


150°С

22,83


200°С

40,4


250°С

46,2


300°С

57,6


Таблица 2.3 - Средние значения параметров нефти, определенные по глубинным пробам поисково-оценочных скважин

Пласт

Ю10

Количество проб

67

Плотность нефти, г/см³

пластовой

0,764


сепарированной

однократное разгазирование

0,844



дифференциальное разгазирование

0,839

Вязкость, мПа·с

пластовой нефти

1,15


сепарированной нефти

5,47

Газосодержание, м³/т

однократное разгазирование

54,5


дифференциальное разгазирование

49,6

Объемный коэффициент

однократное разгазирование

1,186


дифференциальное разгазирование

1,159

Усадка, %

14,84

Давление насыщения, МПа

6,3

Плотность газа, г/см³

однократное разгазирование

1,273


дифференциальное разгазирование

1,088


2.3.2 Запасы нефти и растворенного газа

Запасы нефти и растворенного газа на месторождении подсчитывались и утверждались дважды: в 1976 и 1992 г. г. В настоящий период на балансе ВГФ числятся начальные балансовые запасы нефти по Первомайскому месторождению в следующих количествах (рис.2.7) по категориям: В+С1 - 129,796 млн. т, С2 - 1,129 млн. т, извлекаемые - 53,689 млн. т по категории В+С1 и по категории С2 - 0,148 млн. т (протокол ЦКЗ № 26 от 09.06.1992 г.) /6/.

В период с 1992г. по 1994г., был получен дополнительный геолого-промысловый материал, позволяющий уточнить геологическое строение месторождения в северо-западной его части и в районе скважины 254. По результатам работ целесообразнее считается рассматривать две самостоятельные залежи. Основная залежь приурочена к Весеннему и Первомайскому локальным поднятиям, вторая - к Западно-Весеннему локальному поднятию.

Таблица 2.4 - Результаты анализов глубинных проб нефти

№ скв

Пласт

Глубина отбора проб, м

Интервал опробования, м

Пластовая температура, °С

Давление насыщения, ат

Пластовое давление, ат

Объем ный коэф. пластовой нефти

Пласт. газовый фактор, м³/т

Плотность нефти, г/см³

Динамическая вяз кость, спз

Коэф. сжимаемости

Коэф. раствори-ости, м³/м³·ат










в пласто вых условиях

на поверхност. (в станд. усл.)




1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

248

Ю10

2532

2530-2541

89

60

263

 

48

0,786

0,861

 

 

0,69

249

Ю10

2450

2484-2490

90

68

254

1,104

47,79

0,81

0,843

1,5

 

 

250

Ю10

1800

2467-2475

80

46

253,2

1,176

57,18

0,78

0,856

1,04

25,2

1,06

256

Ю10

2000

2442-2454

86,5

70

250

1,308

58,66

0,694

0,843

0,64

13,54

0,706

257

Ю10

2604

2498-2512

75

68

256,5

1,182

47,36

0,759

0,852

 

16,4

0,684

264

Ю10

1500

2484-2499

93

70

255,1

1, 208

47,13

0,679

0,836

0,61

15

0,769

268

Ю10

2475

2509-2520

90

57,5

257

1,16

45,33

0,79

0,867

 

15,1

0,683

260

Ю10

2443

2442-2453

89

74

251,8

1,305

73,65

0,703

0,838

0,8

19,45

0,834

271

Ю10

2000

2409-2478

93

58

255,6

1,14

59,49

0,797

0,847

 

16,18

0,787

273

Ю10

1900

2483-2495

87

67

257,5

1, 194

60,25

0,707

0,815

0,84

10,99

0,764

Среднее значение по всем пробам

87,25

63,41

255,3

1,29

54,62

0,753

0,845

0,89

17,44

0,757


Таблица 2.5 Результаты анализов поверхностных проб нефти

№ скв.

Пласт

Интер-вал опробования, м

Удельный вес, г/см3

Вязкость при 20оС, кинематическая, сст

На ало кипения, оС

Содержание светлых фракций (в % объемных) при температуре°С:

Содержание, % объемные

Температура плавления парафина, оС

Групповой углеводородный состав, % вес.










Ароматические

Нафтеновые

Метановые







100

 150

200

250

300

асфаль-тенов

смол сили-каге-левых

пара-фина

серы


на дистиллат

на нефть

на дистиллат

на нефть

на дистиллат

на нефть

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

15

16

17

18

19

20

21

22

23

248

Ю10

2530-2541

0,857

8,27

73

-

21,5

32

43

55

1,5

10

2,4

1,29

55

-

-

-

-

-

-

249

Ю10

2484-2490

0,841

5,6

65

-

34

45

53

0,77

6

3,44

0,64

50

-

-

-

-

-

-

250

Ю10

2467-2475

0,858

7,93

83

-

20

34

44,5

57,5

2,25

8,06

3,5

0,77

50

-

-

-

-

-

-

254

Ю10

2511-2515

0,853

7,28

63

-

24

36

46

57

1,55

9,69

4,2

1

50

-

-

-

-

-

-

256

Ю10

2442-2454

0,855

6,89

92

-

18,6

30

42

55,5

2,05

5,3

4,6

0,85

44

-

-

-

-

-

-

257

Ю10

2498-2512

0,853

6,42

82

-

18

32

45

59

3,9

3,3

2,5

1,12

52

-

-

-

-

-

-

258

Ю10

2509-2520

0,84

6,21

71

-

23

34

44

57

2,8

8,5

2,6

1,04

52

-

-

-

-

-

-

260

Ю10

2442-2453

0,834

4,86

48

-

23

33,8

43,8

57

1,01

9,74

2,6

0,69

54,5

-

-

-

-

-

-

261

Ю10

2463-2479

0,836

4,81

51

18,07

23,07

33,4

37,8

47,3

2,24

7,45

1,02

0,7

46

22,2

18,69

32,67

27,51

45,13

38

262

Ю10

2463-2478

0,846

7,34

82

-

19

33

43,5

57

1,01

5,8

0,38

0,6

47

22,15

18,54

35,37

29,61

42,48

35,56

264

Ю10

2484-2499

0,839

8,69

89

-

17,5

31

44

60,5

1,58

6,95

2,96

0,93

53

 -

-

-

-

-

-

271

Ю10

2409-2478

0,837

4,91

72

-

23

35

46

58

1,3

2,4

3,15

0,73

49

-

-

-

-

-

-

273

Ю10

2483-2495

0,845

5,21

65

-

22

32,9

43

54

2,1

2

2

0,79

53

-

-

-

-

-

-

Ср. значения

0,845

6,53

73,7

17,85

20,97

31

43,7

56,5

1,78

6,75

2,76

0,84

50,1

22,17

18,61

34

28,56

43,8

38,75


Рис. 2.2 Запасы нефти по категориям

В связи с этим были пересмотрены запасы нефти и растворенного газа по I-IV блокам разработки и району скважины 254. Прирост запасов составил (категории В+С1) - 2891 тыс. т, он включает в себя также неактивные запасы в количестве 897 тыс. т, находящиеся в зоне нефтенасыщенных толщин менее 3,1 м. Таким образом, непосредственному освоению подлежат 1994 тыс. т или 1,5 % от утвержденных в 1992 году балансовых запасов нефти месторождения по категории В+С1.

По Западно-Весенней площади запасы нефти определены в следующих количествах: по категории С1 - 845 тыс. т, по категории С2 - 3156 тыс. т, при подсчетных параметрах: открытая пористость - 0,18, нефтенасыщенность - 0,62, плотность - 0,845 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,83.

Согласно уточненным геологическим построениям выполнен пересчет нефтенасыщенных объемов и балансовых запасов нефти и растворенного газа с использованием подсчетных параметров Первомайского месторождения. При этом получены следующие результаты: запасы категории С1 составляют 963 тыс. т, категории С2 - 989 тыс. т. Также подсчитан ожидаемый объем неактивных запасов, находящихся в зоне нефтенасыщенных толщин менее 2 м. Последние составляют 106 тыс. т или 5 %, таким образом, активные запасы категорий С12 Западно-Весенней площади оцениваются равными 1846 тыс. т /6/.

Подсчетный план и структурная карта по кровле продуктивного пласта Ю10 приведены на рисунке 2.8.

2.4 Гидрогеология


Первомайское месторождение нефти по гидрогеологическому районированию располагается в Обском суббассейне Западно-Сибирского артезианского бассейна. В разрезе бассейна выделяется два гидрогеологических этажа - верхний и нижний, разделенных мощной толщей преимущественно глинистого состава.

В пределах нижнего гидрогеологического этажа на месторождении на основе геолого-гидрогеологических и геофизических материалов выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных глинистыми водоупорами /8/.

Доюрский водоносный комплекс является самым нижним комплексом и приурочен к верхней части доюрских отложений. На месторождении эти отложения вскрыты поисковыми и разведочными скважинами. Литологически эти отложения представлены сильно карбонатизированными, филлитизированными алевролитами, реже песчаниками и эффузивными породами. Нижняя граница этого водоносного комплекса в пределах месторождения не установлена. С вышележащим водоносным комплексом тюменской свиты имеется гидродинамическая связь, что обуславливает несущественное различие между ними. Для этих отложений характерна низкая водообильность.

Минерализация вод доюрских образований Каймысовского свода достигает 41 г/л. По составу воды хлоридно-натриевые. Содержание йода 5,3 мг/л, брома 79,8 мг/л.

Нижнесреднеюрский водоносный комплекс охватывает песчано-глинистые отложения тюменской свиты, толщина которых на месторождении резко изменяются от 38 до 150м. Песчаные водоносные пласты не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми разностями или выклиниваются. Песчаники обладают низкими коллекторскими свойствами и поэтому характеризуются низкой водообильностью. Тип вод по химическому составу хлоридно-натриевый с минерализацией до 39 г/л, состав растворенного газа метаново-азотный.

Верхнеюрский водоносный комплекс связан с горизонтом Ю1, сложенный двумя песчаными пластами - Ю10 и Ю13-4, разделенными выдержанным прослоем аргиллита 7-14м, что делает их самостоятельными гидродинамическими системами. От нижнего комплекса верхнеюрский отделен регионально выдержанной толщей аргиллитов нижневасюганской подсвиты. Пласты Ю10 и Ю13-4 сложены преимущественно песчаниками мелко-среднезернистыми, от слабосцементированных до крепких. Пласт Ю10 является на месторождении продуктивным, залежь нефти этого пласта разрабатывается. Оба пласта в пределах месторождения выдержаны и содержат пластовую воду. Режим нефтяной залежи продуктивного пласта характеризуется как упруго-водонапорный с краевой водой, поэтому скважины, вскрывшие залежь, работают на фонтанирующем режиме.

Тип вод по составу хлоридно-натриевый. Содержание йода 4,8-10,3 мг/л, брома - 56,6-304 мг/л, бора - 66,1-207,5 мг/л, аммония - 60-195 мг/л. Из редких элементов отмечается высокое содержание стронция - 540 мг/л.

Характерные особенности химического состава вод верхнеюрского возраста следующие:

минерализация вод колеблется от 18,5 до 48,1 г/л, а высокие величины ее (30,7-40,1 г/л) отмечаются в восточной части месторождения;

содержание гидрокарбонат-иона изменяется в значительных пределах от 134 до 927,2 мг/л, при этом повышение его отмечается также в восточной части;

содержание бора составляет 14-27 мг/л, распределяясь по площади равномерно;

содержание иона аммония колеблется в больших пределах: от 20 до 84,4 г/л;

в восточной части месторождения отмечаются высокие концентрации железа, достигающие 151 мг/л;

из микроэлементов (стронций, литий, рубидий, цезий и др.) замечено повышенное содержание стронция - до 780 мг/л, существенно превышающее промышленную кондицию.

Валанжинский водоносный комплекс включает песчаные пласты куломзинской свиты от Б8 до Б16-20 (ачимовская пачка). Водоупорной кровлей комплекса служит регионально выдержанная пачка аргиллитов верхней части куломзинской свиты. Водообильность песчаных пластов низкая.

По химическому составу воды хлоридно-кальциево-натриевые с минерализацией до 30 г/л (чаще 19-21 г/л) и метановым составом растворенного газа. Содержание йода - 9,2-19,7 мг/л, иона аммония - 21-24 мг/л, брома - 45,7-60,8 мг/л.

Готерив-барремский водоносный комплекс включает отложения тарской, киялинской и алымской свит, в составе которых выделяются песчаные водоносные пласты группы А и Б. Водоупорной кровлей служит регионально выдержанная толща аргиллитов и аргиллитоподобных глин кошайской пачки.

По химическому составу воды хлоридно-кальциево-натриевые с минерализацией 20-22 г/л, метановым составом растворенного газа. Для вод комплекса характерно увеличение концентрации магния до 140 мг/л, кальция - до 1,6 г/л, повышенное содержание йода и брома.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс объединяет песчано-глинистые отложения покурской свиты. Он характеризуется хорошей водообильностью песчаных пластов, которые имеют значительную мощность. Данный водоносный комплекс используется для забора воды с целью поддержания пластового давления на месторождении.

Водоупорной кровлей являются глинистые отложения верхнего мела. Хорошая изолированность отложений покурской свиты обуславливает своеобразие гидродинамических и гидрохимических условий данного комплекса. Воды по составу хлоридно-натриевые с минерализацией 17,9 г/л. Содержание хлоридов достигает 840 мг/л. Воды бессульфатные, нитриты и нитраты не обнаружены. Содержание общего железа достигает 1,9 мг/л, иона аммония - 44 мг/л. Микрокомпоненты содержатся в следующих количествах: йод - 9,2 мг/л, бром - 54,3 мг/л, бор - 18,5 мг/л. По содержанию йода и брома, величине температуры подземные воды комплекса относятся к термальным лечебным водам.

Верхний гидрогеологический этаж включает отложения олигоцен-четвертичного возраста и существенно отличается от нижнего этажа. Этот комплекс содержит пресные воды. В нижней части комплекса залегают водоносные горизонты чеганской свиты. Глубина залегания кровли составляет 101-343м. Минерализация вод достигает 400 мг/л, по составу они гидрокарбонатно-хлоридные, среди катионов преобладает кальций, реже магний.

Водоносный горизонт алымской свиты вскрыт скважинами на глубинах 54-224 м, толщина его составляет 25-37 м. Водоносные породы - пески от мелко - до крупнозернистых, иногда с гравием. Водоупорной подошвой являются глины чеганской свиты. Надежной водоупорной кровли нет, поэтому от гидравлически связан с вышележащим водоносным горизонтом новомихайловской свиты, а на отдельных участках через "окна” - даже с водами четвертичных отложений. Воды горизонта напорные, пьезометрическая поверхность иногда поднимается на 3м и выше поверхности земли. Эти воды гидрокарбонатные натриево-кальциевые. Воды бессульфатные, содержание хлоридов 67 мг/л, гидрокарбонатов 344 мг/л, нитратов 5,5 мг/л. Содержание общего железа колеблется от 3,6 до 9,8 мг/л, что превышает санитарные нормы в 10-30 раз, а иона аммония - 6 мг/л (ПДК - 2,5 мг/л).

Водоносный горизонт новомихайловской свиты гидравлически связан как с нижележащим горизонтом алымской свиты, так и с вышележащим горизонтом четвертичных отложений. Толщины водоносных пород составляют в среднем 60-80 м, глубина залегания кровли колеблется в пределах 65-100 м. Литологический состав пород - песок разной зернистости, реже - глины.

Воды по химическому составу гидрокарбонатные кальциево-магниевые и магниево-кальциевые с минерализацией до 0,3 г/л. Содержание железа не превышает 3,1 мг/л.

Водоносные горизонты четвертичных отложений характеризуются большой неоднородностью литологического состава пород, значительной изменчивостью химического состава и гидродинамических характеристик. Преимущественно эти воды аллювиальных пойм и надпойменных террас. Тип вод по анионному составу гидрокарбонатно-хлоридный, по катионному - кальциево-магниевый и магниево-кальциевый. Содержание железа высокое и достигает 40 мг/л.

Верхний гидрогеологический этаж характеризуется наличием пресных вод. Для водоснабжения производственных и хозяйственно-бытовых объектов наиболее приемлемы водоносные горизонты новомихайловской и алымской свит На рисунке 2.9 приведена схематическая карта минерализации пластовых вод Первомайского месторождения. Сведения о физических свойствах, напорах пластовых вод и их химический состав приведены в таблицах 2.6 и 2.7 /8/.


Таблица 2.6 Сведения о пластовых давлениях, физических свойствах и напорах пластовых вод Первомайского месторождения

№ скв

Пласт

Пластовая температура,°С

Удельный вес воды, г/см³

Вязкость в пластовых условиях, спз

Пластовое давление, ат

Приве- денное давление, ат

Напор, м




при 20°С

в пласт. усл.





271

Pz

95

-

-

-

260,0

-

2483

255

Ю3

91

-

-

-

263,5

-

2574

249

Ю2

90

-

-

-

262,0

-

2546,8

256

Ю10

91

0,975

0,39

252,0

-

2510,2

259

Ю13-4

93

1,026

0,989

0,62

255,0

-

2510,6

269

Ю13-4

90

1,028

0,995

0,67

260,0

-

2557,2

247

Ю13-4

91

1,024

0,992

0,64

262,0

261,2

2542,0

251

Ю10

89

1,023

0,993

0,65

259,0

261,0

2526,0

252

Ю10

87

1,023

-

-

261,0

260,0

2509,2

268

Ю10

90

1,020

1,000

0,41

259,4

260,2

2528,0

272

Ю10

90

1,020

0,994

0,63

257,6

261,9

2528,6


Таблица 2.7 Химический состав вод Первомайского месторождения

№ скважины

271

249

247

256

255

271

261

258

256

260

Пласт

Pz

Ю13-4

Ю10

Б12

Б9

Б8

Б7

Б5

А1

ПК1-3

Содер-жание ионов, мг/л

Са

689,4

761,5

1042,1

1867,7

1747,4

1883,7

1703,4

1883,8

737,5

114,2


Mg

21,8

121,6

243,2

14,6

нет

9,7

85,1

608,0

58,4

37,7


Na

9684,2

13059

13496

5103,0

5588,6

5929,2

4940,7

4560,0

3104,0

5760,3


Cl

15885

21274

23047

11453

11594

12374

10780

12055

6240

9077,8


4

61,1

нет

нет

21,6

нет

4,1

нет

3,7

44,0

0,41


HCО3

50,6

976,3

549,17

378,3

89,6

82,7

158,6

122,0

134,2

201,4


J

5,3

6,47

7,45

9,2

12,3

13,2

8,9

13,5

5,7

13,18


Br

79,8

120,0

228,0

60,8

72,6

75,0

49,3

24,8

24,2

64,8


HBО3

28,9

132,0

207,5

43,0

61,8

64,9

13,6

40,9

24,0

37,5


4

63

60

70

30

30

18

21

23

30

63

Минерали-зация, г/л

26,6

35,7

36,1

18,95

18,98

20,25

17,58

19,17

10,25

15,09

Na/Сl

-

0,94

0,90

0,70

0,70

0,70

0,70

0,60

0,80

0,98

Удельный вес, г/см

1,019

1,023

1,026

1,011

1,014

1,017

1,013

1,012

1,009

1,011

Тип воды

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк

хк













3. Геологическое строение, анализ состава и коллекторских свойств продуктивного пласта Ю10 Первомайского месторождения

3.1 Характеристика объекта исследования


Детальное строение продуктивного пласта Ю10 изучено на основании материалов геофизических исследований с учетом лабораторных определений по керну и результатов испытания объектов в колонне.

Геологическое строение продуктивного пласта представлено на рисунке 3.1 Пласт представляет собой песчаное тело, ограниченное сверху и снизу неколлектором. Внутри пласта имеются тонкие линзы уплотняющих тел, которые уменьшают эффективную толщину пласта.

Для оценки неоднородности пласта построена схема распространения наиболее характерных типов пласта, представленная на рисунке 3.2 На схеме выделены четыре зоны. Первая зона - северная часть (скважина 259) района, где продуктивный пласт выклинивается. Вторая зона - это переходная зона, характеризуется монолитным песчаным пластом небольшой толщины. В третьей зоне - центральной пласт Ю10 представлен двумя мощными песчаными пропластками, разделенными глинистым прослоем. И четвертая зона - южная, где продуктивный пласт разделен на три и более пропластков уплотняющими прослоями, представленными, как правило, известковистыми крепко сцементированными песчаниками. (Рис.3.2, 3.3) /5 /.

Проведение эксплуатационного бурения в северо-западной части месторождения позволило выявить некоторые особенности геологического строения данного участка. Скважинами 802, 803, 810, 812, 88, 89, 90, 104, 116, 105, 118, 119, 134, 135, 145 вскрыто песчаное тело рукавообразной формы, приуроченное к структурному понижению. При детальной корреляции пласта Ю10 и данного песчаного тела заметно, что последнее сформировалось в более ранний период осадкообразования, когда на Первомайской площади накапливались глины, разделяющие пласты Ю11 и Ю10, и только затем происходило накопление пласта Ю10. В пределах разбуренного участка данное песчаное тело имеет размеры: ширина - 1,0 - 1,5 км, длина - 3,5 км. Учитывая блоковую форму кривой ПС данного песчаного тела, незначительную его ширину по сравнению с выявленной протяженностью, резкую границу с вмещающими породами и глинистый состав последних, можно сделать вывод о принадлежности данного песчаного тела к фациям приливно-отливных течений. Для них характерна малая извилистость и большая протяженность. Таким образом, возможно его обнаружение за пределами площади распространения пласта Ю10 восточнее скв.259. Перфорация и испытание данного объекта проводилось совместно с пластом Ю10 /6/.

В пределах территории Первомайского месторождения общая толщина пласта составляет, в основном, 8-15 м, при этом она сравнительно стабильна на Первомайском и южной части Весеннего поднятий и резко изменчива в северной части Весеннего поднятия, где ее значения изменяются от 0 (скважина 259) до 22 м (скважина 88). Эффективная толщина пласта меняется от 0,6м (скважина 35) до 15,6 м (скважина 2289). Основная часть значений толщины колеблется в пределах 5-12 м, эффективная составляет в сводовых частях структур 6-7 м, увеличиваясь на крыльях до 11-14 м. Резкие колебания эффективной мощности отмечаются в северо-западной части Весеннего поднятия (0,6-11 м).

Таким образом, наибольшие эффективные толщины пласта отмечаются в центральной и юго-восточной частях месторождения. В северо-западном направлении происходит уменьшение эффективных толщин за счет литологического замещения песчаных пластов глинистыми разностями до полного их выклинивания в скважине 259. Также уменьшение эффективных нефтенасыщенных толщин характерно для сводовой и присводовой частей структуры.

Характеристика толщин пласта представлена в таблице 3.2 и на рисунке 3.3.

По результатам изучения разрезов 776 скважин средний коэффициент расчлененности пласта определен равным 2,8. Коэффициент песчанистости в среднем равен 0,8, по площади изменяется незакономерно и нередко достигает значений 0,9-1,0 (табл.3.3) /6/.

Таблица 3.1 Классификация терригенных коллекторов по А.А. Ханину

Класс коллектора

Название породы

Эффективная пористость, %

Проницаемость по газу, мД

Характеристика коллектора по проницаемости и емкости

I

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

>16,5 >20 >23,5 >29

>1000 то же то же то же

Очень высокая

II

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый

15-16,5 18-20

500-1000 то же

Высокая

III

Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

21,5-23,5 26,5-29 11-15 14-18 16,8-21,5 20,5-26,5

то же то же 100-500 то же то же то же

то же то же Средняя то же то же то же

IV

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

5,8-11 8-14 10-16,8 12-20,5

10-100 то же то же то же

Пониженная

V

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

0,5-5,8 2-8 3,3-10 3,6-12

1-10 то же то же то же

Низкая

VI

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

<0.5 <2 <3,3 <3,6

<1 то же то же то же

Весьма низкая, обычно не имеет практичес-кого значения



Таблица 3.2 Характеристика толщин пласта Ю10

Толщина

Наименование

Зона пласта

По пласту в целом



нефтяная

водо-нефтяная


Общая

Средняя, м

9,8

11,3

9,9


Коэффициент вариации, доли ед.

0.12

-

0,394


Интервал изменения, м

1,2-16,8

5,4-17,6

1,2-17,6

Нефте- насыщенная

Средняя, м

7,7

5,0

7,5


Коэффициент вариации, доли ед.

0.14

-

0,408


Интервал изменения, м

0,6-15,6

1,2-11,2

0,6-15,6

Эффективная

Средняя, м

7,7

9,2

7,9


Коэффициент вариации, доли ед.

0,11

-

0,406


Интервал изменения, м

0.6-15,6

3,6-13,6

0,6-15,6


Таблица 3.3 Статистические показатели характеристик неоднородности пласта Ю10

Пласт

Количество скважин

Коэффициент песчанистости, доли ед.

Коэффициент расчлененности, доли ед.



Среднее значение

Изменение

Среднее значение

Изменение

Ю10

776

0,8

0,46-1,0

2,8


3.2 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю10


Для получения литологических характеристик продуктивного пласта Ю10 Первомайского месторождения использовался материал, полученный в процессе поисково-разведочных работ и эксплуатационного разбуривания залежи.

Песчаный пласт Ю10 стратиграфически связан с верхними отложениями васюганской свиты верхней юры, перекрытыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты, которая является региональной покрышкой для залежей углеводородов и залегает на глубинах 2444-2547 м (абс. отм. - 2346-2462 м); литологически однороден в пределах всего месторождения, за исключением района скважины 259 в крайней северо-западной части Весеннего поднятия, где он выклинивается и полностью замещен глинистыми породами.

Продуктивный пласт сложен преимущественно песчаниками серыми, средне-мелкозернистыми, иногда крупнозернистыми, часто однородными, неслоистыми, слабосцементированными, с прослоями более крепких, алевритисто-глинистых, с повышенной карбонатностью. В верхней части пласта содержатся вкрапления и линзочки мелкозернистого пирита, включения глауконита и органического вещества. В нижней части пласта отмечается постепенное увеличение содержания глинистого материала в виде прожилок мелкозернистого алевролита и крепкосцементированного аргиллита.

Гранулометрический, петрографический составы и физические свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) пород-коллекторов изучены достаточно подробно. Всего по пласту сделано 744 определения пористости, из них 448 из нефтенасыщенной части; 533 определения проницаемости, из них 341 из нефтенасыщенной части; 572 определения связанной воды, из них 352 определения из нефтенасыщенной части /7/.

Степень равномерности изучения пласта Ю10 по площади и по разрезу хорошая. В среднем на одну скважину и на 1 метр нефтенасыщенной мощности приходится соответственно 26,3 и 3,7 определений.

Песчаники пласта Ю10 серые, иногда с буроватым оттенком и бурые, мелко-среднезернистые, алевритистые. Сортировка обломочного материала хорошая, реже средняя.

Алевролиты разнозернистые, светло-серые, серые, иногда с буроватым оттенком, содержит растительный детрит.

Аргиллиты серые и темно-серые, алевритовые, слоистые за счет разницы в гранулометрическом составе.

3.2.1 Гранулометрический состав

Гранулометрический состав пород пласта Ю10 отмечается хорошей отсортированностью слагающего породы материала. Наибольшее развитие в составе песчаников получила мелкопесчаная фракция (0,1-0,25мм). Содержание ее колеблется в пределах 30-88 %. Подчиненное распространение свойственно среднепесчаной фракции (0,25-0,5мм) 30-38 %, лишь в некоторых скважинах она доминирует 39-61 % (скважины 252, 266). В ряде скважин соотношения этих фракций близки (скважины 65, 269). Примесь крупноалевритовой фракции (0,1-0,05мм) составляет 7-11 %, реже - до 22 %. Содержание мелкоалевритовой фракции (0,05-0,01 мм) обычно незначительно /7/.

В целом по структуре зоне максимального развития аргиллитов (>40 %), характерной для сводовой части, соответствует зона пониженного содержания средне-мелкозернистой песчаной фракции. И наоборот, зоне пониженного содержания аргиллитов (крыльевая присводовая часть) соответствует зона повышенного содержания песчаной фракции. Таким образом, в период накопления пласта Ю10 Первомайская структура представляла собой пассивную подводную отмель, сводовая часть которой размывалась. В результате размыва более грубый песчаный материал накапливался в присводовой и крыльевой частях поднятия.

Содержание цемента (фракция 0,01мм) составляет 5-8 %, повышенные количества связаны с появлением карбонатных цементов. Наибольшая карбонатность отмечена в скважинах 256, 272. Площадного распространения карбонатность не имеет, что свидетельствует также о незначительном снижении коллекторских свойств песчаников за счет их вторичной закарбоначенности.

3.2.2 Петрографический состав

Петрографический состав пород пласта изучался иммерсионным методом. Песчаники пласта Ю10 полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварц-полевошпатовые, содержание кварца 35-63 % и полевых шпатов 20-53 %, обломков пород от 5-15 % до 17-18 %, реже 20-30 %. Увеличение содержания их отмечено в скважине 256. Слюды присутствуют в незначительных количествах /7/.

Кварц наблюдается в изометричных, неправильных зернах с четкими и растворенными контурами, с каемками регенерации.

Полевые шпаты - неправильные, изометричные, короткопризматические и таблитчатые, часто с растворенными контурами. Представлены они плагиоклазами и калиевыми разностями, свежими и измененными. Степень изменения от слабой до интенсивной. Выражается она в пелитизации, серицизации, каолинизации и карбонатизации. Довольно часто наблюдается микропертировые прорастания. Отмечается обрастание зерен альбитовыми каемками.

Обломки пород представлены кремнистыми (микрокварциты и кремни), метаморфическими (кремнисто-слюдистыми, глинисто-серицитовыми, серицитовыми) реже эффузивными разностями.

Слюды зеленые, бесцветные, деформированные, гидратизированные, иногда по ним развиваются вторичные минералы (сидерит пелитоморфный, пирит, кальцит, лейкоксен).

Из акцессорных минералов отмечены титанистые минералы, гранат, турмалин, циркон, апатит.

Аутогенные минералы в пласте Ю10 довольно разнообразны и широко распространены. Наиболее постоянно среди них присутствуют пирит и сидерит. В меньшей степени лейкоксен, анатаз, доломит, в единичных зернах лимонит и барит.

Пирит в глобулах, или в кристаллах кубической формы, в скоплениях, в землистых и тонкокристаллических образованиях неправильной формы. Он также замещает растительные остатки, иногда образует цемент.

Сидерит пелитоморфный, бурый распространен в виде сгусткоподобных образований неправильной формы, сыпи, а также развит по слюде, нередко замещая ее нацело, выполняет поры, образует пленки вокруг зерен.

В песчаниках верхней части пласта (барабинских) отмечены фосфорсодержащие минералы и глауконит в округлых зернах с трещинками синерезиса и микроагрегативной поляризацией, а иногда в виде бледно-зеленой бесформенной агрегативной массы.

Цемент песчаников и алевролитов гидрослюдисто-каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже - карбонатный и каолинит-карбонатный. Каолинит имеет совершенную степень раскристализации, что благоприятно влияет на проницаемость пород, улучшая их коллекторские свойства. Тип цементации поровый, пленочный, реже базальный. Непроницаемые породы представлены аргиллитами темно-серыми, черными, плотными, с включениями органики, местами порода окремнена и перемята, иногда в аргиллитах отмечаются тонкие (1-2 мм) прослойки светло-серого алевролита, участками песчанистого, с включениями гнезд пирита /7/.

3.3 Коллекторские свойства продуктивного пласта Ю10


Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены по результатам исследования керна 42 скважин. Для обоснования средних значений пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по керновым данным использовались соответственно 1053, 840 и 647 определений.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю10 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость песчаников изменяется от 9,7 до 30,3 %, основная масса значений колеблется в интервале 16-19 %. Наиболее распространенные значения проницаемости составляют 0,014-0,048 мкм². Величина остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 10,3-69,7 %.

Средние значения коэффициентов равны: пористости - 18 %, проницаемости - 0,031 мкм², нефтенасыщенности - 0,73. В таблице 3.5 приведены значения коэффициентов, определенных по геофизическим и гидродинамическим методам /6/.

В изменении коллекторских свойств пласта по площади наблюдается та же закономерность, что и в изменении мощности пласта: ухудшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники сводовых частей структур. По классификации А.А. Ханина (табл.3.1) коллекторы относятся к II-IV классам, из которых доминирующими являются коллекторы III-го класса /11/.

Для изучения распределения пористости и проницаемости пласта Ю10 строились кривые распределения, приведенные на рисунках 3.4 и 3.5 На кривых распределения максимумы соответствуют значениям пористости 18,9 % и проницаемости 0,032 мкм² /7/.

Таблица 3.5 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Метод определения

Наименование

Проницае- мость, мкм²

Порис- тость, доли ед.

Нефтенасы-щенность, доли ед.

Лабораторные исследования

Количество скважин, шт. Количество определений Среднее значение Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения

42 840 0,031 0.1 0,005-0,176

42 1053 0,18 0,02 0,14-0,26

42 647 0,73 0,24 0,29-0,92

Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт. Количество определений Среднее значение Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения

776 2080 0,046 0.028 0,003-0,083

776 2080 0,184 0,01 0,16-0, 19

677 1373 0,67 0,09 0,21-0,91

Гидро- динамические исследования

Количество скважин, шт. Количество определений Среднее значение Коэф. вариации, доли ед. Интервал изменения

227 253 0,017 0,018 0.001-0,098

-

-


Рис. 3.4 Кривая распределения пористости продуктивного пласта Ю10

 

Рис. 3.5 Кривая распределения проницаемости продуктивного пласта Ю10

4. Охрана окружающей среды


Охрана недр и окружающей среды в современных условиях - это обеспечение научно обоснованного, рационального использования земной коры и содержащихся в ней полезных ископаемых, наибольшей технически возможной и экономически целесообразной полноты извлечения их из недр, комплексного использования месторождений и добытого минерального сырья на всех стадиях его переработки. Это рациональное использование ресурсов и утилизация отходов производства, исключающие неоправданные потери минерального сырья, а также отрицательное воздействие на окружающую среду/4/.

4.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнений


В процессе эксплуатации месторождений актуальное значение имеет охрана атмосферного воздуха от загрязнений, вредные выбросы веществ в атмосферу загрязняют окружающую среду, изменяя в частности физические, химические, и биологические характеристики воздушного бассейна, На Первомайском месторождении выделяется 67 источников загрязнения атмосферы, из которых 4 являются организованными (три факела и котельная) и 63 неорганизованными (54 кустовые площадки; 3 УПСВ, на которых находятся сепараторы и насосы; нефтесборные сети).

Добыча нефти на Первомайском месторождении ведется АО " Томскнефть" ВНК. Система сбора и подготовки нефти на Первомайском месторождении герметизирована, поэтому в рабочем режиме технологического оборудования загрязнение атмосферы незначительно. При добыче нефти от кустовых площадок выделяются углеводороды, которые складываются из выбросов через неплотности фланцевых соединений запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) скважин и замерных устройств (ЗУ). Потери газа характерны для трубопроводов покоторым перемещается газ или газонасыщенная нефть. На обьектах Первомайского месторождения действуют 3типа нефтепроводов: выкидные линии от устья скважин до замерных устройств; нефтесборные сети собирающие нефть от кустовых площадок до УПСВ; напорные нефтепроводы для перекачки нефти от УПСВ до ЦППН. Большой ущерб природным комплексам наносится в результате имеющих место аварийных ситуаций. Практика эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что наиболее потенциально опасными в экологическом отношении являются трубопроводные обьекты (нефтесборные сети, нефтепроводы, газопроводы). Основными причинами аварий являются: некачественное строительство, изменение проектных решений в процессе строительства, механические повреждения, внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования. Для уменьшения вредного воздействия на природную среду на предприятии должен быть разработан план действий при аварийной ситуации. Ликвидация аварии должна осуществляться аварийной службой/13/.

На территории месторождения основными загрязняющими атмосферу веществами являются диоксид азота, окиси углерода, углеводороды, образующиеся в результате сгорания газа на факельных установках, нефти в котельной, углеводороды нефти и попутного газа, обусловленные потерями за счет испарения в системах сбора, хранения и транспорта нефти, а также углеводороды, выделяющиеся в результате залповых выбросов.

Залповые выбросы из технологических аппаратов происходят при проверке работоспособности предохранительных клапанов, а также при аварийных ситуациях. Залповые выбросы от технологических аппаратов по существующей технологии направляются на факел сжигания газа (Рис.4.1).

Снижение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы обеспечивается безаварийной работой технологического оборудования в режиме нормальной эксплуатации промысла.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха, проектными решениями предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:

полная герметизация системы сбора и транспорта нефти и газа;

стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

защита оборудования от коррозии;

частичная, а в перспективе полная утилизация попутного газа;

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

сброс нефти и газа с предохранительных клапанов в аварийные емкости или на факел;

испытание оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

применение современного блочно-комплексного оборудования заводского изготовления.

4.2 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов


В процессе производственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий следует учитывать влияние различных вредных факторов на водные ресурсы.

Основные мероприятия, способствующие охране водоемов сводятся к следующему:

запрещается сброс сточных вод в водные объекты, необходимо после доочистки использовать их в системе ППД для оборотного водоснабжения;

установление и поддержание водоохранных зон;

максимально возможное вынесение объектов из экологически уязвимых зон;

герметизированная система сбора и транспорта продукции скважин, своевременный профилактический осмотр, ремонт оборудования, трубопроводов, арматуры;

использование труб из синтетических материалов, соответствующих климатическим условиям района;

% контроль качества сварных стыков физическим методом, испытание трубопроводов на прочность и плотность;

переходы трубопроводов через водные преграды должны осуществляться подземно;

отсыпка кустовых площадок с учетом поверхностной системы стока;

бетонирование оснований технологических площадок с бортиком по периметру под оборудование, где возможны утечки нефтепродуктов;

сбор разлившихся нефтепродуктов в аварийную емкость с последующей передачей на ДНС.

Выполнение этих мероприятий как на стадии строительства, так и эксплуатации месторождения, позволит снизить отрицательное воздействие на водные объекты и в целом на окружающую среду.

4.3 Охрана почв


Загрязнение почв нефтью и нефтепродуктами приводит к значительному экологическому и экономическому ущербу: уменьшается продуктивность лесных ресурсов, изымаются из хозяйственного нефтепользования большие площади, ухудшается санитарное состояние окружающей среды. На территории месторождения разливы нефти встречены на кустах скважин, шламовых амбарах, при порывах трубопроводов, при авариях на ДНС и УПСВ и в товарных парках. В результате технологических утечек и аварий на трубопроводах картина загрязнений на месторождении постоянно меняется.

Для предупреждения попадания в почву, в поверхностные и подземные воды отходов бурения (ОБ) и освоения скважин, хозяйственно-бытовых стоков, загрязненных ливневых стоков, организуется система накопления и хранения отходов бурения - на территории буровой сооружается земляной гидроизолированный амбар. Одним из методов утилизации ОБ является его повторное использование, что экономически выгодно при кустовом методе бурения. После окончания бурения скважин и демонтажа оборудования необходимо проводить мероприятия, направленные на ликвидацию последствий загрязнения окружающей среды при бурении. К ним относится ликвидация амбаров и рекультивация земель, отведенных во временное пользование на период бурения.

4.4 Мероприятия по охране недр


Основная задача мероприятий по охране недр в нефтегазодобывающей отрасли-обеспечение эффективной разработки нефтяных и газовых месторождений в целях достижения максимального извлечения запасов нефти и газа при минимальных затратах. Вопросы охраны недр при эксплуатации и разработке нефтяных и газовых месторождений регламентируются Основами законодательства о недрах и Правилами разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

Для выполнения требований по охране недр необходимо соблюдать следующие следующие основные условия:

. Выбор технологии бурения.

. Выбор конструкции скважины.

. Выбор способа вскрытия пласта.

. Выбор интервала перфорации.

. Выбор способа освоения скважины.

. Выбор методов добычи.

4.5 Общая экологическая характеристика месторождения


Проведенная комплексная оценка воздействия на окружающую среду позволяет прийти к следующим выводам:

. Освоение Первомайского нефтяного месторождения проводится в течение 20 лет. Имеются транспортные связи между месторождениями Васюганской группы: Онтонигайское, Лонтынь-Яхское, Катыльгинское, Западно-катыльгинское. Транспортировка нефти осуществляется по межпромысловому нефтепроводу: УПСВ 1,2,3 Первомайского нефтяного месторождения - ЦППН Пионерного.

Территория месторождения электрифицирована. Способ строительства и эксплуатации Первомайского месторождения - вахтовый.

. Экологическими ограничениями территории обустройства месторождения являются водоохранные зоны рек и озер, орехопромысловые зоны лесов. Площадь водоохранных зон водоемов территории горного отвода составляет 6863 га, площадь орехопромысловых зон - 1463 га. В пределах водоохранных зон площадных объектов обустройства месторождения не имеется, линейные сооружения пересекают водоохранные зоны водотоков в местах наименьшего скопления рыбы.

. Объекты обустройства Первомайского месторождения располагаются в пределах лесных, лесоболотных и болотных экосистем.

. При ведении строительных работ будет нарушена среда обитания животных в радиусе 3-5 км. Эти территории утратят охотничье-промысловое значение за счет шума строительной техники и увеличения фактора беспокойства и доступности территории. Самый сильный фактор воздействия на животный мир - это фактор неконтролируемой охоты (браконьерство).

. Почвенный покров объектов обустройства Первомайского нефтяного месторождения нарушен на площади 927 га. Кроме того, от разливов нефти замазучено 49 га земель, подлежащих очистке и рекультивации. После ликвидации промысла земли должны быть переданы землепользователю - Гослесфонду Каргасокского района - в состоянии для лесовосстановительных работ.

. Имеющиеся на месторождении шламовые амбары постепенно рекультивируются.

. В нормальном режиме работы при эксплуатации промысла количество выбросов вредных веществ в атмосферу ввиду значительной удаленности источников выброса друг от друга, а также в связи с благоприятными условиями рельефа, происходит рассеивание вредных веществ. В ближайшей перспективе будет решена проблема утилизации газа Васюганской группы месторождений путем внешнего транспорта газа. Произошел перевод котельной вахтового поселка Пионерный на газовое топливо, что также существенно улучшит экологическую обстановку на промысле.

. Воздействие на поверхностные и подземные воды незначительное. Хозяйственно-бытовые стоки предприятия отправляются на очистные сооружения Катыльгинского месторождения. Система ППД на Первомайском месторождении с использованием высокоминерализованных сеноманских вод замкнутая.

. В аварийных ситуациях при разливах нефти, буровых растворов и высокоминерализованных вод на рельеф может произойти загрязнение почв и поверхностных вод, что повлечет за собой гибель растительности на участке загрязнения, деградацию почв, гибель рыбы в водоемах. Технические решения направлены на безаварийную работу оборудования в течение всего периода эксплуатации объекта. За отступление от технических решений при строительно-монтажных работах несут дисциплинарную, административную и уголовную ответственность лица, руководящие строительством. Контроль за проведением строительно-монтажных работ осуществляет инициатор хозяйственной деятельности.

Заключение


В результате выполнения дипломной работы было рассмотрено геологическое строение пласта Ю10 Первомайского нефтяного месторождения, а также проанализирован его литологический состав и коллекторские свойства, на основании чего можно сделать следующие выводы:

Основным нефтепродуктивным пластом на месторождении является песчаный пласт Ю10 надугольной толщи васюганской свиты верхней юры.

Пласт представляет собой песчаное тело, ограниченное сверху и снизу неколлектором. Внутри пласта имеются тонкие линзы уплотняющих тел, которые уменьшают эффективную толщину пласта

Продуктивный пласт литологически однороден в пределах всего месторождения, за исключением района скважины 259 в крайней северо-западной части Весеннего поднятия, где он выклинивается и полностью замещен глинистыми породами; сложен преимущественно песчаниками серыми, средне-мелкозернистыми, иногда крупнозернистыми, часто однородными, неслоистыми, слабосцементированными, с прослоями более крепких, алевритисто-глинистых, с повышенной карбонатностью.

Гранулометрический состав пород пласта Ю10 отмечается хорошей отсортированностью слагающего породы материала. Наибольшее развитие в составе песчаников получила мелкопесчаная фракция (0,1-0,25мм). Содержание ее колеблется в пределах 30-88 %.

По петрографическому составу песчаники продуктивного пласта полевошпатово-кварцевые, полимиктовые, реже кварц-полевошпатовые. Из акцессорных минералов отмечены титанистые минералы, гранат, турмалин, циркон, апатит.

Аутогенные минералы в пласте Ю10 довольно разнообразны и широко распространены. Наиболее постоянно среди них присутствуют пирит и сидерит. В меньшей степени лейкоксен, анатаз, доломит, в единичных зернах лимонит и барит.

Цемент песчаников и алевролитов гидрослюдисто-каолинитовый с примесью хлорита, кварца, каолинита, реже - карбонатный и каолинит-карбонатный; его содержание составляет 5-8 %.

Основная часть значений толщины продуктивного пласта Ю10 колеблется в пределах 5-12 м, эффективная составляет в сводовых частях структур 6-7 м, увеличиваясь на крыльях до 11-14 м. Зонам увеличения эффективных толщин пласта соответствуют зоны повышенного содержания средне-мелкозернистой песчаной фракции.

В изменении коллекторских свойств пласта по площади наблюдается та же закономерность, что и в изменении мощности пласта: ухудшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники сводовых частей структур.

Коллекторы относятся к II-IV классам, из которых доминирующими являются коллекторы III-го класса.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю10 наблюдается в широком диапазоне. Открытая пористость песчаников изменяется от 9,7 до 30,3 %, основная масса значений колеблется в интервале 16-19 %. Наиболее распространенные значения проницаемости составляют 0,014-0,048 мкм². Величина остаточной водонасыщенности колеблется в пределах 10,3-69,7 %.

·        Средние значения коэффициентов равны: пористости - 18 %, проницаемости - 0,031 мкм², нефтенасыщенности - 0,73.

В целом по залежи Первомайского месторождения плоскость ВНК имеет региональный наклон с востока на запад. Это обусловлено сложностью строения месторождения: западное крыло структуры имеет пологое строение, а восточное - относительно крутое; а также особенностями гидродинамического режима - выделяется значительное различие в величинах напоров краевых вод на восточном и западном погружениях структуры.

Список использованных источников


1. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа.М. Недра, 1976г.

. Жданов М.А., Гординский Е.В., Ованесов М.Г. Основы промысловой геологии газа и нефти.М., Недра, 1975г

. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Сурков В.С. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - Москва, 1975г.

. ИвановаМ. М, Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М., Недра, 1985г.

. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения Томской области. Отчет ТомскНИПИнефть; В.Я. Шишкин, Томск, 1991г.

. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения. Отчет ТомскНИПИнефть, Томск, 1995 г.

. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Первомайского месторождения. Отчет Томского ТГУ, Томск, 1976 г.

. Проект доразведки Первомайского месторождения. Отчет ОАО ”Томскнефтегазгеология"; А.С. Миндигалеев, Томск, 1995г.

. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология и литолого-фациальный анализ.М., Недра, 1981 г.

. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Под ред. проф.А. А. Бакирова.

. Ханин А.А. Породы - коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.М., Недра, 1973г.

. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ под ред. И.П. Чоловского. - М: Недра, 1989г.

. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. Стрежевой, 2002г.

Похожие работы на - Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!