Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    31,83 Кб
  • Опубликовано:
    2016-11-17
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Курсовая работа на тему «Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения». Работа состоит из введения, двух глав и заключения.

Тишковское месторождение расположено в пределах Речицко-Вишанской ступени Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба между Осташковичским и Речицким месторождениями. В административном отношении месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса).

Впервые приток нефти на Тишковском месторождении получен в 1966г. из задонских отложений в разведочной скважине 2.

В 1972 г. впервые получен приток нефти из отложений воронежского горизонта при опробовании в открытом стволе разведочной скважины 9095.

При испытании в эксплуатационной колонне скважины 17 в 1974 г. открыта залежь ланского горизонта, в 1975 г. - залежь саргаевского горизонта.

В 1997 г. установлена нефтеносность старооскольских отложений при испытании в эксплуатационной колонне поисковой скважины 9051, и верхнепротерозойских отложений при опробовании в открытом стволе разведочной скважины 9053.

Впервые запасы нефти и растворенного газа на Тишковском месторождении оперативно подсчитаны в 1966 г. [1] Комплексной тематической экспедицией Управления геологии. Оперативные подсчеты и пересчеты запасов по залежам Тишковского месторождения проводились также в 1972 г., 1973 г., 1974 г., 1975 г., 1976 г., 1978 г. [2, 3, 4, 5, 6, 7] отделом подсчета запасов Тематической партии Производственного объединения Белоруснефть. Запасы, пересчитанные в 1978 г. утверждены ГКЗ (протокол № 8281 от 23.05.1979 г.) [8]. В дальнейшем оперативные пересчеты отделом подсчета запасов Тематической партии Производственного объединения Белоруснефть проводились в 1979 г. и 1987 г., [9, 10] отделом подсчета запасов Управления геологоразведочных работ - в 1997 г., 1998 г., 1999 г. [11-13].

Уточнение геологического строения Тишковского месторождения и составление нового проектного документа обусловили необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа продуктивных залежей месторождения по состоянию изученности на 01.01.2011 г. с учетом новых геолого-промысловых данных.

1.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТИШКОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тишковское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими крупными промышленными центрами являются города Светлогорск (28 км севернее), Речица (30 км восточнее) и городской поселок Василевичи (12 км юго-западнее) с железнодорожными узловыми станциями и связанными между собой шоссейными дорогами.

Следует отметить, что межсолевые и подсолевые залежи Тишковского месторождения в плане не совпадают и находятся на расстоянии 11,5 км друг от друга.

Непосредственно на территории месторождения находятся деревни Бушевка, Крынка и Лиски, в 4,3 км южнее деревня Бабичи, в 1 км севернее Елизаровичи.

Транспортные магистрали: железная дорога Гомель-Калинковичи проходит непосредственно по территории межсолевых залежей месторождения, железная дорога Жлобин-Калинковичи-Овруч находится в 26 км западнее; важными шоссейными дорогами являются трассы Бобруйск-Калинковичи-Мозырь, проходящая западнее (на расстоянии 37 км) от места работ и Гомель-Калинковичи-Мозырь - в 18 км южнее. В 9-18 км к югу проходит нефтепровод Дружба. Тишковское месторождение является освоенным, поэтому в его пределах проложены все необходимые коммуникации и подъездные пути.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ и РКЗ полезных ископаемых Республики Беларусь являются: на западе и северо-западе - Южно-Осташковичское и Осташковичское (в плане непосредственно примыкают к подсолевым залежам Тишковского); на юго-востоке в 200 м от подсолевых залежей - Южно-Тишковское (расположено межу подсолевыми и межсолевыми залежами Тишковского месторождения); на юго-востоке - Речицкое (в 3 км от межсолевых залежей Тишковского месторождения). К северо-западу в 9 км от межсолевых залежей Тишковского месторождения расположено Западно-Тишковское месторождение, запасы которого не рассматривались РКЗ полезных ископаемых Республики Беларусь.

Открытое в 1966 году Тишковское месторождение начало эксплуатироваться с июня 1969 года (скв.9). Тишковское месторождение открыто трестом "Белнефтегазоразведка" в 1972 г. В промышленную разработку введено в 1976 году.

В настоящее время месторождение разрабатывается согласно проекта разработки, составленного ГО отделом «УкрГИПРОНИИнефть» и утверждённому ПО «Белоруснефть» 21 декабря 1982 года (протокол №11).

На основании анализа геологического материала, полученного в процессе бурения проектных и разведочных скважин, уточнилось геологическое строение месторождения, а по истечению срока действия проектных документов уточнялись проектные показатели разработки на ближайшие пять лет: в 1984 году на 1985-1990 годы, в 1992 году на 1992-1995 годы, в 1995 году на 1996-2000 годы.

Месторождение имеет блоковое строение. Выделено три блока: западный, центральный и восточный. В настоящее время в эксплуатации находятся залежи: центрального блока воронежского, семилукского, ланского горизонтов; восточного блока - залежь семилукского горизонта и Рассветовского блока - залежи верхнепротерозойского, старооскольского, саргаевского, и семилукского горизонтов. Основными объектами разработки являются воронежский и семилукский горизонты центрального и восточного блоков. Из- за обводнения добывающего фонда залежь нефти воронежского горизонта восточного блока в 1999 году не разрабатывалась. Две скважины (99 и 113) эксплуатируют залежь ланского горизонта центрального блока. В 1996г. открыто Рассветовское месторождение нефти.

С 1997г. введена в эксплуатацию скважина 51. В 1998г. составлен проект пробной эксплуатации. По результатам испытаний скважин, гидродинамических исследований, физико-химических свойств нефти установлено, что физико-химические свойства Рассветовского и Тишковского месторождений практически одинаковы. На основании этого Рассветовское месторождение присоединено к Тишковскому и считается Рассветовским блоком Тишковского месторождения.

На Рассветовском блоке выделены залежи нефти в верхнепротерозойских, старооскольских, саргаевских и семилукских отложениях.

Тишковское месторождение расположено на территории Речицкого района Гомельской области Республики Беларусь. Ближайшие промышленные центры г. Речица, г. Светлогорск. Ближайшей транспортной магистралью является дорога Гомель - Калинковичи. В орогидрографическом отношении месторождение находится в восточной части Припятского Полесья, сильно заболоченной и залесённой низменности.

Абсолютные отметки рельефа варьируют от 110 до 140 м. Гидросеть представлена большим количеством мелиоративных каналов и водоёмов, реками Днепр, Березина, Ведрич. Климат района умеренно континентальный, среднегодовая температура воздуха +7 градусов. Среднегодовое количество осадков 550-560 мм, промерзание почвы достигает 80-90 см, преобладающими ветрами являются западные. Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф. В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе. Через узел подготовки нефти в нефтепровод "Дружба", газ перерабатывается на БГПЗ.

Таким образом, на балансе РУП Производственное объединение Белоруснефть по состоянию на 01.01.2011 г. [14] по Тишковскому месторождению числятся запасы: по категории А: начальные геологические- 8274 тыс. т нефти и 1608 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 2967 тыс. т нефти и 584 млн. м3 растворенного газа; по категории С1: начальные геологические - 2988 тыс. т нефти и 537 млн. м3 растворенного газа, начальные извлекаемые - 899 тыс. т нефти и 331 млн. м3 газа).

За весь период эксплуатации на дату пересчета (01.01.2011 г.) по Тишковскому месторождению добыто 2755,678 тыс. т нефти и 548,681 млн. м3 растворенного газа. Данные по залежам представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Количество добытой нефти и газа

ЗалежКоличество добытой нефти и газаворонежская центрального блока413,349 тыс. т нефти и 55,866 млн. м3 газа,воронежская восточного блока236,360 тыс. т нефти и 55,426 млн. м3 газа,семилукская западного блока20,762 тыс. т нефти и 4,403 млн. м3 газа,семилукская центрального блока1061,808 тыс. т нефти и 194,629 млн. м3 газа,семилукская восточного блока867,913 тыс. т нефти и 208,374 млн. м3 газа,саргаевская центрального блока58,431 тыс. т нефти и 9,788 млн. м3 газа,саргаевская восточного блока39,935 тыс. т нефти и 7,520 млн. м3 газа,ланская центрального блока38,504 тыс. т нефти и 6,801 млн. м3 газа,старооскольская восточного блока3,220 тыс. т нефти и 0,590 млн. м3 газа,вильчанская серии вендского комплекса восточного блока15,396 тыс. т нефти и 5,284 млн. м3 газа.

.2 Литология и стратиграфия месторождения

В геологическом строении Тишковского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижнесоленосная, межсолевая, верхнесоленосная и надсолевая.

Породы кристаллического фундамента вскрыты скважинами 5, 7, 13, 21, 23, 24, 35, 40, 96, 100, 9053, 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 и представлены гранито-гнейсами темными, плотными, крепкими, состоящими из полевого шпата розового цвета, кварца серого и других темноцветных минералов, а также гранитами розового цвета, крупнокристаллическими, хлоритизированными, разрушенными, оталькованными. Порода разбита трещинами под углом 80-90о, залеченными хлоритом со следами течения и зеркалами скольжения. Максимальная вскрытая толщина пород 119,9 м (скв. 9053).

Подсолевая терригенная толща сложена образованиями верхнепротерозойской эратемы и девонской системы палеозойской эратемы в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на породах кристаллического фундамента.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями вильчанской серии вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольского и ланского горизонтов.

Породы вильчанской серии вскрыты в разрезах скважин 5, 7, 13, 21, 23, 24, 40, 51, 62, 100, 9053, 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 и отсутствуют в скважинах 35, 96. Представлены, в основном, песчаниками слюдистыми, полевошпатово-кварцевыми, серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, разнозернистыми, с глинистым, глинисто-карбонатным, участками глинисто-слюдистым цементом. Присутствуют редкие чешуйки мусковита. По напластованию отмечается примесь гравийного материала. Фиксируются пятнистые стяжения пирита. Породы средней крепости, угол наслоения 3-5о. Текстура беспорядочная. По микротрещинам и микропорам примазки окисленной нефти, на свежем сколе резкий запах нефти. Толщина отложений от 8,1 м (скв. 100) до 115,9 м (скв. 51).

Отложения старооскольского горизонта залегают несогласно на отложениях наровского горизонта и вскрыты скважинами 1, 3, 5, 7, 13, 17, 19, 23, 28, 29, 31, 53, 54, 55, 57, 60, 65, 68, 69, 88, 92_1, 92, 99, 100, 113, 114, 125, 126, 128, 9051, 9053, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9135. В скважинах 21, 40 и 51 верхняя часть данных отложений срезана нарушениями, а в скважинах 24, 35, 62, 96 старооскольские отложения полностью отсутствуют. Литологически отложения сложены песчаниками серыми, буровато-серыми, кварцевыми, средней крепости и крепкими, с многочисленными пропластками аргиллитов и алевролитов серых, зеленовато-серых глинистых, полевошпатово-кварцевых, плотных, разнослоистых с многочисленными зеркалами скольжения; глинами буровато-серыми, зелено-серыми слюдистыми.

Породы ланского горизонта вскрыты в разрезах скважин 1, 3, 4, 5, 7, 8, 13, 16, 17, 19, 23, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 47, 50, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 60, 61, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 87, 90, 91, 92_1, 92, 93, 97, 99, 100, 110, 113, 114, 122, 123, 125, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136. В скважинах 88, 9053 отложения частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 62, 96, несогласно залегают на породах старооскольского горизонта. Представлены отложения, в основном, песчаниками кварцевыми, плотными, крепкими, на сульфатном и глинисто-слюдистом цементе, мелко-среднезернистые, присутствуют многочисленные бурые пятна неравномерного ожелезнения. По поверхности обломков - зеркала скольжения. На плоскостях скалывания пленки и примазки нефти, пятна битума, точечные выделения газа. В разрезе также присутствуют глины аргиллитоподобные, пестроцветные, очень крепкие с прослоями доломитов темно-серых, глинистых переходящих в доломитовые мергели и алевролитов кварцевых, слюдистых, глинистых коричневато-серых с зеркалами скольжения, с разноориентированными трещинами, с многочисленными углефицированными растительными остатками.

Толщина ланских отложений изменяется от 30,0 м (скв. 7) до 41,6 м (скв.100).

Отложения саргаевского горизонта вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 53, 65, 92_1, 92, 125 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 62, 88, 96, 9053. Литологически продуктивные отложения представлены доломитами серыми, темно-серыми, буровато-серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными, участками известковистыми, неравномерно пористыми, слабокавернозными, нефтенасыщенными.

Продуктивные семилукские отложения согласно залегают на саргаевских породах, имеют повсеместное распространение, вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 45, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 64, 66, 67, 68, 69, 90, 91, 93, 97, 99, 100, 106, 110, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136, в скважинах 23, 60, 63, 87, 92_1, 92 частично срезаны нарушениями и отсутствуют в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 53, 62, 65, 88, 96, 125, 9053. Отложения семилукского горизонта сложены преимущественно доломитами с незначительными прослоями известняка серого, доломитизированного, глинистого, трещиноватого, мелкокристаллического, крепкого, плотного, с включениями мергелей.

Доломиты светло-серые, серые, темно-серые, мелкокристаллические, крепкие, плотные, массивные, местами слюдистые, ангидритизированные, слабоглинистые, биогермные, c ячеистой текстурой, порово-кавернозные, участками неравномерно перекристаллизованнные и пиритизированные, с многочисленными обломками и остатками перекристализованной фауны. Отмечаются многочисленные разноориентированные трещины, протяженностью до 4 см, заполненные глинисто-битуминозным веществом с включениями остатков макрофауны и солью каменной. По порам и микрокавернам наблюдаются выпоты и примазки окисленной светло-коричневой нефти, иногда каверны полностью заполнены нефтью. По всему разрезу отмечаются зеркала скольжения и стилолитовые швы, выполненные темно-серым глинисто-карбонатным веществом. Встречаются мшанки, остатки створок раковин брахиопод и остракод, редкие обломки члеников криноидей и игл морских ежей. Толщина семилукских отложений варьирует от 18,0 м (скв. 59) до 28,5 м (скв. 3).

Породы воронежского горизонта залегают на размытой поверхности речицких отложений и включают в себя стреличевские и птичские слои.

Нижние стреличевские слои вскрыты в разрезах скважин 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 22, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 45, 46, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 57s2, 58, 58s2, 59, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 88, 90, 91, 93, 97, 98, 99, 100, 106, 110, 111, 112, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136. Полностью отсутствуют отложения в скважинах 21, 24, 35, 40, 51, 53, 60, 62, 65, 96, 125, 9053, частично срезаны нарушениями в верхней части разреза в скважинах 23, 92_1, 92. Породы представлены преимущественно доломитами и известняками с незначительными пропластками зеленовато-серых мергелей и глин с линзовидными прослоями серых ангидритов.

Доломиты серые, буровато-серые, коричневато-серые, кристаллические, плотные, очень крепкие, массивные, от пелитоморфных до среднезернистых, алевритистые, ангидритизированные, прослоями слабоглинистые, участками известковистые, неясно слоистые, неравномерно порово-кавернозные, трещиноватые, нефтенасыщенные, иногда со слабым запахом бензина. Доломиты включают гнезда ангидрита светло-серого (размером 0,5-1,0 см) и гипса со стяжениями пирита. Местами наблюдаются пропластки и примазки черного глинистого материала. Каверны размером до 3х5 см, очень редко до 7 см местами щелевидной формы, изолированные и переходящие одна в другую, сливаясь в каверновую полость, выполненные гипсом и ангидритом, реже белым доломитом и частично пустые, местами нефтенасыщенные. Поры размером до 1,0 мм инкрустированы ангидритом и гипсом, часть пор открытая или выполнена светло-коричневой нефтью. Трещины разноориентированные, шириной от долей мм до 1 см, открытые, частично выполнены ангидритом, глинисто-органическим веществом. Участками многочисленные трещины придают породе брекчиевидный облик. Также наблюдаются многочисленные стилолитовые швы, поверхность которых покрыта черным глинистым материалом. Местами отмечаются небольшие участки с остатками фауны (брахиоподы, кораллы, криноидеи), перекристаллизованные гипсом и ангидритом. Доломиты характеризуются высокими емкостными свойствами и являются продуктивными. По стенкам каверн, трещин и стилолитовым швам наблюдаются примазки и выпоты окисленной нефти.

Известняки серые, темно-серые с голубоватым и зеленоватым оттенком, пелитоморфно-микрозернистые, неравномерно глинистые, участками переходящие в мергели, неравномерно доломитизированные, ангидритизированные, плотные, крепкие, массивные, брекчиевидные (за счет включения обломков неправильной формы 1-2 см известняка серого, светло-серого, менее глинистого). Очень редки включения в виде гнезд (размером 1-2 см) ангидрита светло-серого

Птичские слои вскрыты скважинами 1, 3, 4, 5, 7, 8, 11, 13, 16, 17, 19, 22, 26, 27, 28, 29, 31, 41, 42, 44, 46, 47, 50, 52, 54, 55, 56, 57, 57s2, 58s2, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 87, 88, 90, 91, 93, 98, 99, 100, 106, 110, 111, 112, 113, 114, 120, 122, 123, 124, 126, 127, 128, 9009, 9051, 9054, 9095, 9129, 9130, 9131, 9132, 9134, 9135. Полностью отсутствуют отложения в скважинах 21, 23, 24, 40, 53, 60, 62, 65, 92, 92_1, 96, 125, 9053, частично срезаны нарушениями в верхней части разреза в скважинах 45, 59, 9133, 9136, в нижней части - 35, 51, 58, 97. Литологически отложения птичских слоев представлены доломитами и известняками с пропластками мергелей серых, плотных, крепких, ангидритизированных, с прослоями чистого ангидрита дымчато-серого, плотного, крепкого и алевролитов, реже глин.

Доломиты серые до темно-серых и черных, микро-мелкозернистые, прослоями неравномерно глинистые, известковистые, ангидритизированные, местами слабо сульфатизированные и пиритизированные, плотные, крепкие с гнездами и прожилками ангидрита, реже кальцита. Встречаются включения в виде гнезд и линз доломита белого крупнокристаллического. Участками доломиты тонко-микрослоистые местами комковато-брекчиевидные (за счет трещиноватости и неравномерной перекристаллизации), с тонкими прослоями до 3 мм темно-серых глинистых разностей.

Известняки серые, буровато-темно-серые до черных, микро-мелкокристаллические, плотные, крепкие, местами доломитизированные, в разной степени глинистые, ангидритизированные, до образования прослоев ангидритов известковых, массивных, плотных, крепких. Местами известняки перемятые, кавернозные, зернистые, монолитные, трещиноватые с редкими выпотами нефти темно-коричневого цвета. Отмечаются незначительные прослои строматолитово-ленточных известняков, слойки чистых строматолитов шириной до 10 мм. Встречаются известняки полидетритово-водорослевые, неяснослоистые, участками комковато-желваковидные за счет перекристаллизации органогенных остатков, с многочисленными косо-волнистыми прослоями до 3 мм черных мергелей. Трещины протяженностью 1,5-2 мм разноориентированные, выполненные глинистым материалом темного цвета и кальцитом. Наблюдаются редкие зеркала скольжения по сильно глинистым разностям и стилолитовые швы. По всему разрезу отмечаются остатки лингул, брахиопод, кораллов и обуглившиеся органические остатки. Толщина птичских слоев изменяется от 29,0 м (скв. 100) до 47,0 м (скв. 3). Суммарная толщина отложений воронежского горизонта составляет от 63,5 м (скв. 9009) до 80,0 м (скв. 3).

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях. Нефтеносными являются отложения задонского, елецкого и петриковского горизонтов.

Домановичский горизонт представлен переслаиванием глин аргиллитоподобных, слабоизвестковистых, известняков с разной степенью глинистости, мергелей темно-серых и ангидритов. По наслоению редкая обуглившаяся флора. Толщина изменяется от 8,4 м (скв. 54) до 26,2 м (скв. 35).

Породы задонского горизонта залегают несогласно на поверхности верхнефранских отложений и вскрыты в районе скважин 1, 2, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 16, 18, 22, 25, 26, 27, 35, 41, 42, 44, 46, 50, 51, 54, 61, 63, 64, 66, 67, 68, 87, 93, 94, 105, 112, 121, 127, 9095. В разрезе остальных скважин отложения задонского горизонта отсутствуют. Литологически отложения представлены переслаиванием известняков и доломитов с прослойками мергеля, прожилками и линзами ангидрита, реже глин.

Известняки от светлых до темно-серых, плотные, крепкие, пелитоморфно-микрозернистые, доломитизированные, ангидритизированные, реже глинистые, местами пиритизированные, поровые, трещиноватые. Трещины размером до 1 мм различного направления большей частью выполнены глинистым материалом, кальцитом, иногда ангидритом. По трещинам и микропорам наблюдаются незначительные признаки нефти в виде выпотов и примазок. Участками известняки с тонкими прослойками различной мощности и формы карбонатно-глинистого материала. Многочисленные бугорчатые стилолитовые швы выполнены черной доломитовой глиной.

Доломиты серые, темно-серые, скрытозернистые, слабоглинистые, плотные, крепкие, слегка перемятые, пиритизированные, местами трещиноватые. Трещины заполнены кальцитом и пиритом, участками с прослоями мергеля доломитистого, серого. Местами в керне по микропорам и микротрещинам выступает нефть светло-коричневого цвета. Встречаются обуглившиеся растительные остатки и перекристаллизованные остатки остракод. Угол падения пород в среднем 10-15о.

Отложения елецкого горизонта, залегающие с несогласием на задонских породах, вскрыты вышеперечисленными скважинами, за исключением 44 и 112, в которых они отсутствуют, и сложены известняками с подчиненными прослоями доломитов, мергелей, реже глин.

Известняки светло-серые, темно-серые с коричневатым оттенком, перемятые, глинистые, доломитизированные, ангидритизированные, крепкие, плотные, неравномерно перекристаллизованные, пелитоморфно-микрозернистые, местами слоистые, с тонкими прожилками битума, с незначительными прослойками и брекчиевидными включениями ангидрита и аргиллита темно-серого. Угол падения пород в среднем 5-10о. Встречается большое количество перекристаллизованных остатков остракод, реже брахиопод. Местами встречаются обуглившиеся растительные остатки. Микротрещины и трещины до 2 мм по наслоению выполнены белым кальцитом. По микротрещинам и микропорам выступает нефть светло-коричневого цвета. Участками известняки с бугорчатыми стилолитовыми швами, выполненными черной доломитовой глиной [15].

Доломиты серые и буровато-серые, разнозернистые, известковистые, перекристализованные, с глинистой примесью, массивные, пиритизированные, с прожилками вторичного доломита, с многочисленными прослоями мергелей доломитистых, черных, плитчатых и известняков темно-серых, микрозернистых. Разноориентированные трещины (до 1 мм) выполнены глинисто-карбонатным веществом с включениями гипса и ангидрита, реже открытые. Местами доломиты с многочисленными не четко выраженными швами зубчатого типа, выполненными черной доломитовой глиной. По наслоению отмечаются остатки обуглившейся флоры, следы битумов, примазки темно-коричневой вязкой нефти.

Мергели темно-серые до черных, доломитистые, плотные, крепкие, глинистые, местами ангидритизированные, пиритизированные, слоистые, с прослоями светло-серого карбонатного материала, трещиноватые. Трещины разнонаправленные, заполнены глинистым материалом. Встречаются обуглившиеся растительные остатки.

Толщина елецких отложений варьирует от 26,4 м (скв. 121) до 102,7 м (скв. 51).

Петриковский горизонт вскрыт в разрезе вышеперечисленных скважин и несогласно залегает на нижележащих породах елецкого горизонта. Разрез петриковского горизонта сложен преимущественно известняками в верхней части с многочисленными прослоями мергелей доломитистых и известковистых, в нижней части доломитов глинистых.

Известняки серые, землисто-серые, до темно-серых, скрыто-мелкокристаллические, плотные, крепкие, мелкозернистые и пелитоморфные, в различной степени глинистые, доломитизированные (до доломитов известковых) и сульфатизированные (по трещинам), с редкими кавернами и порами, выполненными каменной солью и ангидритом. Трещины имеют различную направленность и заполнены кальцитом с примазками нефти. В отдельных прослоях отмечается брекчированность известняков, а также включения уплощенных водорослевых желваков, в которых встречаются примазки окисленной нефти. Местами строматолитовые. Пластины строматолитов шириной от 1 мм до 1 см представлены чистым светло-серым и белым известняком, с неравномерно бугристой поверхностью напластования, мелкозернистым. Часто наблюдается ниточная слоистость. В наиболее глинистых разностях отмечается плитчатость, совпадающая со слоистостью. Отмечены единичные прослои битумизированного известняка и известняка, пропитанного нефтью коричневого цвета. По всему разрезу встречаются включения обуглившихся растительных остатков, со следами пиритизации, а также отмечаются редкие перекристаллизованные радиолярии, замещенные кальцитом (скв. 25). Угол напластования пород в среднем 4-10о.

Мергели серые, темно-серые до черных, доломитовые, плотные, слоистые и косослоистые, местами сильно глинистые, тонкокристаллические, с отпечатками флоры. Имеются прослои доломита темно-серого, плотного, крепкого, трещиноватого с небольшими пропластками до 1-2 см, пропитанными нефтью. Участками встречаются включения кристаллов соли каменной молочно-белой, мелкозернистой.

Доломиты водорослевые, темно-серые, серые с коричневым оттенком (за счет включения битума), слабоглинистые, скрыто и мелкокристаллические, крепкие, пористые. Текстура слабоплойчатая до параллельно слоистой. Слоистость обусловлена частым чередованием тонких светло-серых с коричневатым оттенком и темно-серых разностей. Угол наслоения в среднем 8-15о. Встречаются тонкие прослои темно-серого известняка. Порода трещиноватая с трещинками, заполненными солью с примазками бурой нефти. Местами отмечены карбонатизированные и окремненные остатки радиолярий (скв. 2).

Толщина петриковских отложений изменяется от 11,5 м (скв. 50) до 43,5 м (скв. 105).

Выше по разрезу залегает верхнесоленосная толща, состоящая из двух подтолщ: галитовой и глинисто-галитовой.

.3 Тектоника месторождения

Тишковское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий, выделяемой по поверхности кристаллического фундамента, подсолевым, межсолевым и верхнесолевым отложениям и простирающейся в субширотном направлении в северной части Припятского прогиба. Тишковская продуктивная структура расположена в центральной части Речицко-Вишанской зоны, где к западу от нее находятся Осташковичское месторождение, южнее - Южно-Осташковичское, севернее - Западно-Тишковское, и восточнее - Южно-Тишковское и Речицкое месторождения.

В связи с высокой сложностью сейсмогеологических условий (имеет 3 группу сложности [16], т.е. относится к очень сложным), представление о строении Тишковского месторождения в процессе поисково-разведочных работ многократно изменялось и уточнялось.

По состоянию на 01.01.2011 г. уточнена модель геологического строения продуктивных отложений, которая положена в основу пересчета запасов нефти залежей Тишковского месторождения.

Поверхность кристаллического фундамента, сформированная в архейско-раннепротерозойское время (доплатформенный этап развития), в пределах продуктивной части подсолевой Тишковской структуры вскрыта на центральном блоке скважиной 100 (вскрытая толщина 24 м), на восточном блоке в северной части скважиной 5 (вскрытая толщина 53 м), в южной части на Рассветовском участке скважинами 9054, 9130, 9131, 9132, 9135 (вскрытая толщина 20-49 м). Скважины 7, 13, 21, 23, 24, 35, 40, 96, также вскрывшие кристаллический фундамент, находятся за пределами продуктивной части структуры, в разломных зонах. Очевидно, что сведений о строении кристаллического фундамента немного и распространение их неравномерно. Наиболее полно охарактеризован Рассветовский участок, что связано с наличием залежи нефти в верхнепротерозойских отложениях. Но с учетом сведений по соседним месторождениям, находящимся в аналогичных структурно-тектонических условиях (Осташковичское, Речицкое и др.), а также по данным З.А. Горелика, Р.А. Айзберга, Г.И. Морозова, М.А. Рынского и др. кристаллический фундамент рассматриваемой территории представляет сложную блоково-ступенчатую структуру субширотного простирания, где ступени разбиты серией региональных нарушений поперечного, субмеридионального направления.

В соответствии с характером дислоцированности слагающих пород, герцинский комплекс подразделяется на три структурных этажа: эйфельско-среднефранский (нижний), верхнефранско-каменноугольный (средний) и верхнепермско-триасовый (верхний) [17].

Перечисленные структурные этажи отражают основные этапы развития Припятского прогиба: нижний, соответствующий платформенному этапу; средний - авлакогеновому этапу, и верхний - позднеплатформенному этапу.

Современный вариант строения подсолевых терригенных и карбонатных отложений отражен на структурных картах поверхности вильчанской серии вендского комплекса, старооскольских, ланских, саргаевских, семилукских и воронежских отложений и геологических разрезах. Структурная карта по кровле базового для подсолевых отложений семилукского горизонта утверждена ПДЭК (постоянно действующей экспертной комиссией) РУП Производственное объединение Белоруснефть 14 января 2011 г. По данным бурения и разведки подсолевой комплекс Тишковичского поднятия представляет собой тектоническую зону, в которой моноклинальные блоки пород фундамента и нижнего структурного этажа, находясь в системе регионального Речицкого тектонического нарушения, ступенчато погружаются в южном направлении.

Поперечными разрывными нарушениями Тишковская структура разбита на три последовательно погружающихся блока: западный, центральный и восточный.

Вскрытие разломов установлено скважинами по выпадению различных частей разреза от кустовницких слоев евлановского горизонта до наровского горизонта включительно. Тектонические нарушения, выявленные в пределах подсолевого комплекса, пронумерованы на структурной карте кровли семилукского горизонта (рис. 1.2).

Западный блок с севера отсекается от Осташковичского нефтяного месторождения разломом 1 амплитудой 180 м, установленным скважиной 46-Осташковичской. Продуктивная часть западного блока находится в его южной части и от основного западного блока отделена сколом, проходящим по линии разлома 1, амплитудой 20 м.

С запада блок ограничен разломом 2, имеющим амплитуду 180 м, установленным скважиной 241-Осташковичской. С юга западный блок отделяется от Южно-Осташковичского месторождения разломом 3 амплитудой 30-50 м, подсеченным скважиной 62-Осташковичской. С востока блок отделен от центрального блока разломом 4, имеющим на участке сочленения описываемых блоков амплитуду около 290 м.

Продуктивная часть западного блока по кровле базового семилукского горизонта имеет следующие размеры: 1,58х0,28 км, высота 50 м, угол падения пород около 80.

Центральный блок имеет вид многоугольника неправильной формы, со всех сторон ограниченного разломами различной амплитуды.

Западной границей блока является разлом, на структурной карте семилукского горизонта обозначенный номером 5. Это тектоническое нарушение выявлено скважиной 59, в разрезе которой отсутствуют отложения кустовницких слоев евлановского горизонта (около 40 м) и 2,9 м птичских слоев воронежского горизонта. Амплитуда разлома 5 между центральным блоком Тишковского месторождения и блоком Южно-Осташковичского месторождения в районе скважины 59 составляет 230 м, а по отношению к Южно-Осташковичскому блоку, расположенному южнее, амплитуда значительно увеличивается и составляет от 490 м на участке промежуточных блочков в районе скважины 53, до 570-600 м в сводовой части блока.

От западного блока, как было сказано выше, центральный блок отсекается нарушением 4, амплитудой 290 м, установленным скважиной 51, где в разрезе отсутствуют отложения от стреличевских слоев воронежского горизонта до ланских и почти полностью (за исключением 7,4 м в нижней части) старооскольских.

С севера продуктивная часть центрального блока ограничена разломом 8, имеющим амплитуду 40 м. Трассирование разлома 8 произведено на основании сейсмических исследований и подтверждено структурными построениями при сравнении пластопересечений евлановских (кустовницкие слои) и воронежских отложений скважинами 22 и 26.

С юга-юго-востока блок ограничен разломом 6, который в сводовой и присводовой, части отделяет блок от ступеней Южно-Тишковского месторождения, и имеет здесь амплитуду 400-460 м. Трассирование разлома, выявленного при интерпретации сейсмических исследований, подтверждено данными бурения скважины 40, в разрезе которой вследствие пересечения разлома отсутствуют полностью отложения всех подсолевых отложений от евлановских (кустовницкие слои) до ланских и верхняя часть старооскольских (90 м).

В восточном направлении амплитуда разлома 6 уменьшается до 120-130 м, т.к. данное тектоническое нарушение уже разделяет центральный и восточный блоки Тишковского месторождения. Это подтверждается данными бурения скважины 60, где в разрезе отсутствуют отложения птичских и стреличевских слоев воронежского горизонта, частично речицкого, верхней части (около 10 м) семилукского горизонта.

С северо-востока блок оконтуривает разлом 7 амплитудой около 45 м, проведенный на основании сейсмических данных и структурных построений.

Кроме того, строение центрального блока осложнено наличием ряда разломов, имеющих второстепенное значение, и системой трещин различной величины и направленности, образовавшихся вследствие разгрузки тектонического напряжения при смещении тектонических блоков.

Оперяющий разлом 9, амплитуда которого невелика, и составляет от 5 м в центральной части блока, увеличиваясь до 15 м к периферийным частям, выявлен по результатам бурения скважины 58, где в средней части птичских слоев воронежского горизонта выпадает 14 м.

Разломы 10 и 11 выявлены при структурных построениях по результатам бурения скважин 53-28, 53-17, 53-113, поскольку в скважине 53 отсутствуют подсолевые отложения от самых верхних до верхней части саргаевского горизонта. Таким образом, разломы 10 и 11, имеющие амплитуду 60-80 м, отсекают от основной части блока две небольшие последовательно погружающиеся ступени треугольной формы.

Размеры блока, ограниченного разломами5, 6, 7, 8 составляют 3,63х2,22 км, высота структуры 370 м. Угол падения пород в сводовой части составляет 100, от центральной части к периферической постепенно выполаживается до 60.

Восточный блок отделяется от центрального разрывным нарушением 6, установленным скважиной 60, амплитудой 120-130 м.

С запада восточный блок ограничен тектоническими нарушениями 12 и 13. Разлом 12, выявленный в результате сейсмических исследований и по данным бурения скважин Южно-Тишковского месторождения, имеет амплитуду 270-300 м.

Местоположение разлома 13, отделяющего продуктивный восточный блок от узкой протяженной промежуточной ступени, подтверждено результатами бурения скважин 92, 92_1, 21. Амплитуда в районе скважин 92 и 21 составляет около 240 м, в южном направлении увеличивается до 290 м, достигая в сводовой части блока 300 м.

Южной границей восточного блока служит тектоническое нарушение 14, выявленное по результатам сейсмических работ и подтвержденное бурением скважин 9053, 9133, 9136, 24 Рассветовского участка. В разрезах скважин 9133 и 9136 вследствие пересечения разлома отсутствуют отложения верхней части птичских слоев воронежского горизонта (соответственно 25 м и 10 м), В скважине 9053 выпадают отложения всех подсолевых горизонтов от евлановского (кустовницкие слои) до саргаевского, и 25 м ланского горизонта; в скважине 24 аналогичным образом отсутствуют все подсолевые отложения за исключением нижней части нерасчлененных витебско-пярнуско-наровских и верхнепротерозойских.

В пределах южного опущенного крыла подсолевые карбонатные отложения не вскрыты, поэтому амплитуда нарушения, судя по соседнему Южно-Тишковскому месторождению, составляет 1100 м и более.

На востоке блок ограничен нарушениями, обозначенными на структурной карте семилукского горизонта номерами 15 и 16, имеющими направление - с северо-запада на юго-восток. Данные разломы отделяют продуктивный восточный блок от ряда последовательно понижающихся промежуточных ступеней треугольной формы.

Положение разлома 15 подтверждается скважиной 65, в разрезе которой полностью выпадают подсолевые отложения от самых верхних, кустовницких слоев евлановского горизонта до семилукских, и большая часть (24 м) саргаевских отложений. Амплитуда нарушения составляет 230-270 м.

Картирование разлома 16 уточнено скважиной 88, в разрезе которой отсутствуют отложения семилукского, саргаевского и частично ланского горизонтов. Амплитуда нарушения в южной части составляет 370 м, а в окрестностях скважины 88 - около 80 м.

С северо-востока восточный блок ограничен разломом 27 , находящимся на одной линии с разломом 7, ограничивающим центральный блок. Но поскольку восточный блок по сравнению с центральным является более погруженным, амплитуда разлома 27 соответственно больше (170-210 м). Тектоническое строение восточного блока также является гораздо более сложным, чем центрального.

Блок имеет целую систему вторичных разнонаправленных разломов и трещин, способствующих единству гидродинамических и физико-химических свойств подсолевых залежей нефти восточного блока.

Разломы второго порядка обозначены номерами с 17 по 26. Номером 17 обозначена серия из четырех параллельных разломов, общей амплитудой 30 м, благодаря чему погружение происходит постепенно, и сохраняется гидродинамическая связь области, в которой находится скважина 4, с основной территорией блока. Происхождение разломной зоны 17 - результат разгрузки упругого напряжения в породах в северном направлении от регионального тектонического нарушения большой амплитуды.

Разломами 18, общей амплитудой 50 м и более, от восточного блока отсекаются блочки треугольной формы, вскрытые скважинами 92 и 92_1.

Анализ бурения скважин показывает, что данные сколы не относятся к продуктивной части восточного блока.

Разломы 19, 20, 21, 22, проходящие практически параллельно оконтуривающим восточный блок нарушениям 6 и 15, имеют ту же природу, что и нарушения 17, все, за исключением 22, имеют амплитуду порядка 10 м.

Трассирование нарушения 19 произведено по структурным построениям, при сравнении пластопересечений скважин 52 и 93 с одной стороны, и скважины 44 - с другой стороны. Амплитуда нарушения на участке сопряжения с погруженным блочком, в котором пробурены скважины 92 и 92_1, составляет 50 м, на всем остальном протяжении - 10 м, в самой восточной части, после пересечения с разломом 23 затухает до 5 м.

Нарушение 20 выявлено при бурении скважины 63, в разрезе которой вследствие пересечения разлома отсутствует 1 м толщины в нижней части речицкого горизонта и 10 м в верхней части семилукского горизонта. Амплитуда с запада на восток постепенно затухает, составляя на западе 20 м, в районе скважины 63 - 10 м, и постепенно сходит на нет.

Таким образом, ступенеобразный участок, заключенный между разломами 19 и 20, осложненный сколом, отсекаемым разломом 23, является более погруженным (в среднем на 10 м) по отношению к сопредельным с севера и юга участкам.

Нарушения 21 и 22 проходят параллельно оконтуривающему восточный блок с востока разлому15, в непосредственной близости от него. Амплитуда нарушения 21 составляет 10 м, нарушения 22 - 35-40 м.

Данные нарушения подтверждены результатами структурных построений по данным бурения скважин 123, 19, в которых подсолевые отложения вскрыты в их нормальном залегании, и скважины 65, в которой залегание пород нарушено вследствие пересечения разлома 15.

Кроме упомянутого разлома 23 амплитудой до 10 м, выявлены нарушения 24, 25 и 26, секущие перечисленные субпараллельные разломы 17 - 22 под разным углом.

Амплитуда разлома 24 составляет от 30 м до 40 м (вблизи скважины 90), разлома 25 - до 20 м, разлома 26 - 20-25 м. Трассирование этих нарушений произведено по данным бурения скважин 90, 5 и 97. Кроме того, в разрезе скважины 97 при пересечении нарушения 26 выпало 24 м отложений птичских слоев воронежского горизонта.

Размеры блока, ограниченного разломами 6, 12, 13, 14, 15, 16 и 27 составляют 3,30х2,97 км, высота структуры 440 м. Угол падения пород составляет 6-8,60. Таким образом, столь сложное геологическое строение нижнего структурного этажа Тишковского месторождения обусловлено их принадлежностью к зоне пересечения доверхнепротерозойских (поперечных) и девонских (продольных) серий региональных нарушений.

По данным З.А. Горелика, Р.А. Айзберга, Г.И. Морозова, М.А. Рынского и др. поперечным региональным нарушениям свойственна перемена знаков относительных перемещений тектонических блоков. Это обусловило развитие трещиноватости и способствовало усиленному преобразованию карбонатных коллекторов вторичными процессами в приразломных зонах. Характерные особенности распространения подсолевых отложений, а также содержащихся в них пластов-коллекторов представлены на схемах корреляции разрезов скважин терригенных и карбонатных отложений восточного блока.

Верхнефранско-каменноугольный (средний) структурный этаж сформирован из отложений нижней соленосной толщи, межсолевых карбонатных отложений, верхней галитовой подтолщи. Солевые отложения перекрываются породами глинисто-галитовой подтолщи верхнесоленосной толщи и надсолевыми отложениями каменноугольного возраста.

Для межсолевых отложений Тишковской структуры характерным является пликативно-блоковое строение, обусловленное движением блоков по разломам, а также проявлениями соляного тектогенеза в ливенском горизонте.

Межсолевые и подсолевые залежи Тишковского месторождения в плане не совпадают и находятся на расстоянии 11,5 км друг от друга.

Современный вариант строения межсолевых отложений отражен на структурной карте петриковского горизонта, которая утверждена ПДЭК (постоянно действующей экспертной комиссией) РУП Производственное объединение Белоруснефть 14 января 2011 г.

По поверхности межсолевых пород структура представляет собой северное крыло брахиантиклинальной складки, свод которой и южное крыло глубоко опущены по региональному разлому.

К региональному разлому происходит резкое сокращение мощности как ливенских, так и межсолевых отложений.

Над региональным структурообразующим разломом 28 вдоль всего поднятого блока проходит зона полного отсутствия межсолевых отложений в виде узкой полосы между межсолевыми Тишковскими и Южно-Тишковскими структурными образованиями, происхождение которой невозможно объяснить только сбросовым характером дислокаций. В формировании данного рельефа принимали участие постседиментационные процессы размыва сформировавшихся отложений с последующим облеканием их осадками, широкомасштабный галокинез соленосной толщи, проявившийся в ливенском горизонте в виде выдавливания и течения соли, и прочее. [18]. Ось межсолевой структуры проходит по линии скважин 2, 11, 121. К северу от оси породы погружаются под углом до 4,50, в южном направлении угол падения составляет 30.

По поверхности верхней соленосной толщи структура приурочена к западной периклинали Тишковского валообразного поднятия. Высота солевых поднятий составляет 1000 м. Тишковское и Осташковичское солевые поднятия расположены над центральной частью подсолевых залежей. Ось его проходит по линии скважин 16 - 9095.

Тишковское валообразное солевое поднятие в западной части имеет северо-восточное простирание и далее к востоку изменяет простирание на юго-восток.

Выше залегают терригенно-сульфатно-карбонатные породы, завершающие собой верхнефранско-каменноугольный этаж.

На размытой поверхности верхней соленосной толщи с резким угловым несогласием залегают терригенно-сульфатно-карбонатные породы надсолевого девона и карбона, повторяющие структурный план верхней соленосной толщи и завершающие верхнефранско-каменноугольный этаж.

Верхний структурный этаж характеризуется развитием антиклинальных форм, с хорошей унаследованностью структурных планов. Здесь снова происходит перестройка структурного плана. Они повторяют друг друга, но не соответствуют структурному плану по поверхности верхней соли. Вверх по разрезу происходит уменьшение степени дислоцированности пород, уменьшение амплитуды поднятия и выполаживание углов падения пород.

Палеогеновые и антропогеновые осадки залегают почти горизонтально.

1.4 Нефтегазоносность месторождения

Тишковское нефтяное месторождение расположено в пределах северного приподнятого крыла Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления. Промышленно-нефтеносными на Тишковском месторождении являются отложения петриковского, елецкого, задонского, воронежского (центральный и восточный блоки), семилукского (западный, центральный и восточный блоки), саргаевского (центральный и восточный блоки), ланского (центральный блок), старооскольского (восточный блок) горизонтов, а также вильчанской серии вендского комплекса верхнего протерозоя (восточный блок). Перспективными являются птичские слои воронежского горизонта (восточный блок) и старооскольский горизонт (центральный блок).

Нефтеносность продуктивных отложений установлена по керну (выпоты нефти на свежем изломе, в трещинах и кавернах, нефтяной запах), по промыслово-геофизическим данным, по результатам опробований испытателем пластов в процессе бурения и испытаний в колонне.

.4.1 Нефтеносность петриковской залежи

Отложения петриковского горизонта вскрыты в пределах месторождения 36 скважинами.

Испытания в эксплуатационной колонне проводились в скважинах 5, 9, 11, 22 и 105. В скважине 9 при совместном испытании с лебедянскими отложениями интервала 2547-3568 м (-2381,2 - -2402,0 м) получен приток нефти дебитом 0,075 м3/сут. Приток нефти также получен при совместном испытании с елецко-задонскими отложениями в скважине 11 в интервале 2422-2476 м (-2272,5 - -2326,1 м). Дебиты составили 0,075 м3/сут и 16,32 м3/сут соответственно. При испытании собственно петриковских отложений в скважине 105 в интервале 2380-2407 м (-2239,3 - -2265,9 м) получен приток нефти дебитом 1,74 м3/сут. Нефтяной коллектор по данным ГИС выделен в интервале 2383,0-2401,8 м. В скважинах 5 и 22 притоки не получены.

Опробования в открытом стволе проводились в скважинах 2, 5, 9, 10, 11, 16, 25, 105,121.

В скважине 2 (первооткрывательница залежи) при опробовании совместно с лебедянскими отложениями интервала 2533-2558м приток не получен, в интервалах 2487,0-2558,3 м и 2499,5-2588м получены притоки разгазированного бурового раствора; при опробовании в декабре 1966 г. совместно с елецким и задонским горизонтами в интервале 2548,9-2633,3 м наблюдался приток нефтяной эмульсии дебитом 90 м3/сут (уд. вес 0,881 г/см3).

В остальных скважинах притоки не получены.

Нефтепроявления нефти в керне встречены в скважинах 1, 2, 10, 14, 94, 105 в виде запаха, выпотов, примазок нефти, в некоторых случаях порода пропитана нефтью.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

По площади коллектор распространен спорадически в виде линз. В районе скважины 105 запасы отнесены к категории С1. Залежь не разрабатывалась. Размеры залежи: линза радиусом 450 м, высотой 18,5 м.

В районе скважин 2 и 9, в которых получены притоки нефти и выделен нефтяной коллектор по данным геофизических материалов, запасы не считались, так как являются экономически нерентабельными. Это связано с наличием маломощных коллекторов (1,8 м и 1,6 м), невыдержанных по площади, низких притоков и отсутствия коммуникаций.

.4.2 Нефтеносность елецко-задонской залежи

В пределах месторождения отложения елецкого и задонского горизонтов вскрыты 100 скважинами.

В открытом стволе опробования проводились в скважинах 1, 2, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 14, 15, 16, 18, 25, 94, 105, 121, 9095.

В скважинах 1, 6, 8, 10, 11, 15, 16, 18, 25, 121 притоки не получены.

В скважине 5 в интервалах 3064-3120 м и 3120-3185 м получены притоки фильтратов бурового раствора, в интервале 3023-3085 м - приток не получен.

При опробовании в скважине 9 получен приток пластовой воды с разгазированным буровым раствором, в интервалах 2571-2598 м и 2595-2645 м притоки не получены.

В скважине 14 в интервалах 2581-2636 м и 2645-2704 м получены притоки пластовой воды, в интервале 2516-2568 м - притока нет.

В скважинах 94, 105 и 9095 получены притоки пластовой воды дебитами 155,5 м3/сут, 115 м3/сут и 214 м3/сут соответственно.

Испытания в эксплуатационной колонне проводились совместно с петриковскими отложениями в скважинах 2, 5, 9, 11, 18, 22.

В скважине 2 в интервале 2587-2618 м получен приток минерализованной воды удельного веса 1,22 г/см3 с пленкой нефти дебитом до 9,6 м3/сут. Объект недоосвоен из-за низкого пластового давления.

При испытании в скважине 18 в интервале 2638-2652 м получен приток пластовой воды удельного веса 1,235 г/см3 дебитом 1,02 м3/сут.

В скважине 51 проводилось испытание на приемистость, которая составила 317 м3/сут (при Р=8,0 МПа) и 403 м3/сут (при Р=12,5 МПа).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 1, 5, 8, 9, 10, 14, 16, 18, 25, 35, 94, 105, 121 в виде запаха, выпотов и примазок нефти, следов битума.

Таким образом, можно предположить, что елецко-задонская залежь разделена в пределах скважин 1 и 6 участком непроницаемых пород (отсутствия коллектора), что подтверждено отрицательными испытаниями в данных скважинах. В районе скважины 2 авторы посчитали подсчет запасов нецелесообразным, как и для петриковской залежи.

В районе скважины 11, в которой выделен нефтяной коллектор и получены притоки нефти, подсчитаны запасы категории С1.

По условиям залегания и типу ловушки залежь массивная, сводовая, ограниченная со всех сторон контуром нефтеносности.

Коллекторами нефти в елецких отложениях являются в большей степени известняки, в меньшей - доломиты, в задонских отложениях - известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный. Размеры залежи: 1400х600х50 м.

В эксплуатацию залежь не вводилась, так как ближайшие коммуникации находятся на расстоянии 18-20 км [65].

.4.3 Нефтеносность воронежских залежей

Залежи нефти птичских слоев воронежского горизонта

В пределах месторождения отложения птичских слоев вскрыты 61 скважиной. Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 4, 17, 29, 47, 100, 9009 в виде запаха нефти на свежем сколе, примазок нефти в кавернах и трещинах.

Западный блок.

Нефтеносность птичских слоев в западном блоке не выявлена. В скважине 9009 в мае 1968 г. при опробовании в открытом стволе интервала 3265,7-3295,0 м и при испытании в интервале перфорации 3267-3291 м в апреле 1969 г. притоки не получены. При совместном опробовании со стреличевскими отложениями интервала 3289-3325 м также приток не получен. По данным ГИС пласты-коллекторы в птичских отложениях не выделены.

Центральный блок.

Впервые приток нефти получен в открытом стволе при совместном опробовании со стреличевскими отложениями интервала 3461-3539 м в декабре 1972 г. в скважине 9095. Дебит - 410 м3/сут. По данным ГИС коллекторы в птичских отложениях в этой скважине не выделены. В мае 1974 г. при испытании в эксплуатационной колонне непосредственно птичских отложений в скважине 17 получен приток нефти дебитом 268 м3/сут. В этой же скважине в апреле 2001 г. получен приток нефти с технической водой из интервала 3441-3453 м.

По результатам ГИС пласты-коллекторы выделены в скважинах 17, 29, 47, 55, 57, 98, 99, 113, 124, 128. В районе этих скважин выделен нефтеносный участок, ограниченный с севера, востока и юга зоной отсутствия коллекторов, с запада и юго-востока - тектоническим нарушением.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 55) до 7,9 м (скв. 124), пористость изменяется от 5,6 % (скв. 29) до 11,2 % (скв. 47), нефтенасыщенность - от 82,8 % (скв. 29) до 89,6 % (скв. 47).

Залежь птичских слоев разрабатывается совместно с залежью стреличевских слоев.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная и тектонически экранированная. Размеры залежи: 1750х875х145 м.

Восточный блок.

Впервые приток нефти из птичских отложений был получен в открытом стволе скважины 4 при совместном опробовании со стреличевскими отложениями (март 1974 г.) интервала 3579-3647 м. Дебит составил 39 м3/сут.

Опробования в открытом стволе непосредственно в птичских отложениях проводились только в скважинах 46 и 56. Притоки не получены.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,5 м (скв. 67) до 5,5 м (скв. 4), пористость изменяется от 5,7 % (скв. 112) до 10,6 % (скв. 111), нефтенасыщенность - от 83,2 % (скв. 112) до 89,2 % (скв. 111).

Залежь птичских слоев разрабатывается совместно с залежью стреличевских слоев (скв. 112). Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь восточного блока представлена в виде двух полей, разделенных зоной отсутствия коллекторов. Поле, расположенное на востоке, представляет собой пластовую сводовую залежь, тектонически экранированную оперяющим разломом с северо-запада и литологически ограниченную со всех остальных сторон. Размеры поля: 1825х1280х185 м.

Поле, расположенное на западе в районе скважины 4, представляет собой линзу, ограниченную радиусом дренажа, а на юго-востоке - экранирована сетью оперяющих нарушений. Размер поля: 300х225х20,1 м.

Необходимо заметить, что запасы промышленной категории (С1) сосредоточены только в районе скважин 4 и 112. Остальная часть залежи центрального блока птичских слоев характеризуется запасами непромышленного значения (С2).

В скважинах 1, 3, 7, 13, 88, 106, которые расположены вне рассматриваемых блоков на востоке месторождения, так же был проведен ряд совместных испытаний со стреличевскими слоями. Притоки не получены.

Залежи нефти стреличевских слоев воронежского горизонта

Отложения вскрыты в пределах месторождения 59 скважинами.

Западный блок.

Нефтеносность стреличевских слоев западного блока не выявлена. Испытание проводили в скважине 9009 в интервале 3299-3317 м. Притока не получено. Нефтепроявления в керне встречены в интервале 3301,7-3318,3 м в виде налетов черного битуминозного вещества и запаха бензина. По данным ГИС коллекторы не выделены.

Центральный блок.

Впервые приток нефти был получен в открытом стволе при совместном опробовании с птичскими отложениями в скважине 9095 в декабре 1972 г. (см. выше). Непосредственно из стреличевских слоев впервые приток нефти получен в открытом стволе скважины 59 из интервала 3673-3720 м в ноябре 1978 г. Дебит составил 207 м3/сут.

Опробования в открытом стволе выполнены также в скважинах 16, 28, 50, 57, 9095 совместно с птичскими слоями (см. выше). По данным ГИС пласты-коллекторы выделены в скважинах 28, 50, 9095.

Продуктивные отложения встречены на абсолютных отметках от минус 3218,9 м (скв. 100) до минус 3403,6 м (скв. 42). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,9 м в скважине 126 до 23,4 м в скважине 57. Минимальное значение пористости 5,1 % выделено в скважине 126, максимальное - 8,6 % в скважине 57; соответственно нефтенасыщенности - 82,8 % в скважине 126 и 88,3 % в скважине 59.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограниченная контуром нефтеносности (минус 3417 м).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 26, 27, 100 в виде запаха по свежему сколу, выпотов нефти по кавернам и трещинам. Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 3375х1500х222 м.

Залежь разрабатывается совместно с птичскими слоями. Вступила в разработку скважиной 9095 в апреле 1974 г. со среднесуточным дебитом нефти 207,7 т/сут, и разрабатывалась скважинами 17, 28, 29, 47, 54, 57s2, 58s2, 59, 98, 99, 9095. В настоящее время добыча ведется скважинами 28, 99 на искусственном водонапорном режиме с поддержанием пластового давления. Нагнетание осуществляется в скважину 42 (ноябрь-декабрь 2010 г. в бездействии). На ранней стадии разработки закачка велась в скважину 26.

Восточный блок.

В колонне впервые приток нефти получен при совместном испытании с птичскими отложениями в скважине 4 в интервале 3632-3663 м в ноябре 1979г.

Непосредственно из стреличевских слоев приток безводной нефти был получен в открытом стволе скважины 45 в мае 1979г. Дебит составил 405 м3/сут.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная на западе, юге, востоке и литологически ограниченная в районе скважин 5, 123. На севере границей служит контур нефтеносности (на абс. отметке минус 3474 м).

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 3325х1750х224 м.

Продуктивные отложения залегают на абсолютных отметках от минус 3257,2 м (скв. 9133) до минус 3453,6 м (скв. 97). Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины выделены в скважине 19 (23,0 м), минимальные - в скважине 64 (1,0 м). Пористость изменяется от 5,3 % (скв. 9136) до 11,1 % (скв.69), нефтенасыщенность - от 84,3 % (скв. 9136) до 90,8 % (скв. 69).

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.2; 1.3.

.4.4 Нефтеносность семилукских залежей

В пределах месторождения отложения горизонта вскрыты 68 скважинами.

Западный блок.

В пределах блока пробурена только одна скважина 9009.

При совместном опробовании с воронежским и саргаевским горизонтами в открытом стволе интервала 3318,55-3361,6 м получен приток нефти (дебит не определен). При испытании в эксплуатационной колонне интервала перфорации 3337-3347 м получен промышленный приток нефти (дебит не определен). Пласты-коллекторы выделены по данным ГИС только в семилукских отложениях.

Нефтепроявления в керне отмечались в интервале 3344,8-3347,8 м в доломитах: каверны заполнены нефтью.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, тектонически экранированная. Размеры залежи: 1570х 325х9 м.

Продуктивные отложения вскрыты скважиной на абсолютной отметке минус 3191,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 7,6 м, пористость - 9,0 %, нефтенасыщенность - 89,0 %.

Залежь вступила в разработку 30.06.1969 г. со среднесуточным дебитом безводной нефти 30 т/сут. Добыча нефти прекратилась в ноябре 1988 г. В связи с тем, что скважиной 9009 отобраны практически все извлекаемые запасы нефти - 20,762 тыс. т (94,4 % от НИЗ), разработка залежи в ближайшее время не предусматривается.

Центральный блок

Впервые приток нефти получен в декабре 1972 г. открытом стволе скважины 9095 при опробовании семилукских отложений в интервале 3575-3598 м. Дебит составил 94,5 м3/сут.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 17, 27, 100 в виде примазок окисленной нефти в кавернах, запаха по свежему сколу.

По условиям залегания и типу ловушки залежь нефти семилукского горизонта центрального блока пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограничена контуром нефтеносности (на абсолютной отметке 3466 м). Размеры залежи: 3450х1800х202 м.

Коллекторами нефти являются доломиты. По результатам исследования керна доля каверн-трещин в общей емкости коллектора в среднем составляет 73,2 %. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Продуктивные отложения выделены на абсолютных отметках от минус 3264 м в скважине 100 до минус 3458 м в скважине 42. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 8,2 м (скв. 42) до 18,2 м (скв. 113). Максимальная пористость 14,0 % выделена в скважине 113, минимальная 7,9 % - в скважине 17; нефтенасыщенность - 92,5 % (скв. 47, 113) и 87,9 % (скв. 50).

Восточный блок.

Испытания на приемистость проведены в скважинах 4, 56, 66, 90, 93, 97, которая составила минимум 108 м3/сут при Р=10,0 МПа (скв. 66) и максимум - 1320 м3/сут при Р=0 МПа (скв. 97).

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 4, 9051, 9054, 9129, 9130 в виде запаха нефти по свежему сколу, выпотов по порам, трещинам и кавернам, примазок окисленной нефти.

Коллекторами нефти являются доломиты. По результатам исследования керна доля каверн-трещин в общей емкости коллектора в среднем составляет 62,5 %. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, с севера ограничена контуром нефтеносности (условный ВНК находится на абсолютной отметке минус 3529 м). Кроме того, залежь нефти семилукского горизонта восточного блока осложнена несколькими секущими нарушениями, не влияющими на ее разработку и гидродинамическую целостность. Размеры залежи: 3300х1925х222 м.

Продуктивные отложения вскрыты на абсолютных отметках от минус 3307 м (скв. 9133) до минус 3527,7 м (скв. 5). Эффективные нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 1,2 м в скважине 5 до 16,6 м в скважине 19. Пористость пластов-коллекторов изменяется от 6,6 % (скв. 4) до 11,8 % (скв. 91); нефтенасыщенность - от 86,6 % (скв. 4) до 91,0 % (скв. 67, 91).

Залежь вступила в эксплуатацию скважиной 4 в октябре 1974 г. начальным дебитом нефти 0,07 м3/сут. Разработка осуществлялась 25 добывающими скважинами (скв. 4, 19, 45, 52, 64, 67, 68, 69, 90, 91, 114, 120, 122, 123, 127, 9051, 9054, 9129, 9130, 9131, 9132, 9133, 9134, 9135, 9136). В настоящее время разработка ведется скважинами 123, 9054, 9129, 9130, 9133, 9134, 9136 на искусственном водонапорном режиме с поддержанием пластового давления путем закачки воды в скважины 56, 90, 93. Так же закачка ранее осуществлялась и в скважины 4, 66, 97.

Вне изучаемых блоков были проведены опробования в открытом стволе в скважинах 1, 3, 7, 11, 13, 31, 106. При совместном опробовании с саргаевским горизонтом в скважине 7 - пластовая вода, в скважине 11 - нефтяная эмульсия, в скважине 31 притока не получено.

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.4; 1.5; 1.6.

.4.5 Нефтеносность саргаевских залежей

Отложения в пределах месторождения вскрыты 78 скважинами.

Западный блок.

В пределах западного блока в саргаевских отложениях нефтеносность не выявлена. При испытании в колонне интервала 3365-3370 м в скважине 9009 приток не получен. В открытом стволе при совместном опробовании с семилукским горизонтом получен приток нефти, однако в саргаевских отложениях исследуемого интервала коллектор по данным ГИС не выделен. Нефтепроявление отмечено в интервале 3364,6-3372,6 м в виде запаха нефти на сколах.

Центральный блок.

Впервые приток нефти получен в феврале 1975 г. в скважине 17 при испытании саргаевских отложений в интервале перфорации 3550-3579 м. Дебит безводной нефти составил 110 м3/сут на 8 мм штуцере.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 16, 100 в виде выпотов и примазок нефти.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранирована с северо-запада, запада, юга, востока и литологически ограниченная на севере (в районе скважин 55, 47 и 27 выделена зона отсутствия коллекторов, граница которой проведена на середине расстояния между скважинами, в которых по данным ГИС выделен коллектор, и скважинами, в которых коллектор отсутствует). На северо-западе и крайнем северо-востоке залежь ограничена контуром нефтеносности.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 2310х1600х216 м.

Восточный блок.

Впервые приток нефти получен в мае 1976 г. в скважине 19 при испытании в колонне интервала 3636-3665м. Дебит нефти составил 82 м3/сут.

По условиям залегания и типу ловушки залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и востока, литологически ограниченная в районе скважин 64, 90 и 5, где саргаевские отложения сложены плотными породами, и с севера ограничена условным ВНК.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9051, 9054, 9130 в виде выпотов, примазок и запаха нефти.

Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Размеры залежи: 2900х1810х179 м.

Залежь вступила в разработку скважиной 19 в мае 1976 г. с начальным дебитом нефти 154 т/сут. Разработка велась добывающими скважинами 19, 63, 9051, 9054 на естественном режиме без поддержания пластового давления и прекратилась в апреле 2002г.

Физико-химические свойства данной залежи представлены в таблицах 1.7; 1.8.

.4.6 Нефтеносность ланской залежи центрального блока

Отложения вскрыты в пределах месторождения 71 скважиной.

Нефтеносность отложений ланского горизонта доказана только в центральном блоке.

Опробования, которые проведены в восточном блоке совместно с другими горизонтами в скважинах 4, 5, 64, 65, 69, 92, 9051, 9053, 9054, 9130, притока не дали, в скважине 87 получен приток пластовой воды, в скважине 63 - фильтрат бурового раствора. В скважине 19 проведено испытание в эксплуатационной колонне непосредственно в ланских отложениях. Однако приток также не получен.

Впервые приток нефти из ланских отложений получен в скважине 17 в декабре 1974 г. при испытании в колонне интервала перфорации 3600-3608 м. Дебит безводной нефти составил 30 м3/сут.

Нефтепроявление в керне отмечено в скважине 17 в виде сильного запаха нефти на свежем сколе.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора - поровый.

Залежь нефти ланского горизонта центрального блока пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада, юга и юго-востока, с востока литологически ограниченная зоной отсутствия коллектора, с севера - условной границей подсчета (на абсолютной отметке минус 3509 м). Размеры залежи 1125х1350х158 м.

1.4.7 Нефтеносность старооскольских залежей

В 1996-1997 гг. в пределах промежуточного Рассветовского блока, отделенного от восточного блока Тишковского месторождения малоамплитудным сбросом (10 м) скважиной 9051 (ранее скважина 51-Южно-Тишковская) открыта старооскольская залежь нефти восточного блока. В эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 4,2 м3/сут.

В пределах месторождения старооскольские отложения вскрыты 41 скважиной. Всего проведено 36 испытаний: 30 в открытом стволе и 6 в эксплуатационной колонне.

Центральный блок.

Опробования в открытом стволе проведены в 7 скважинах, из них непосредственно в старооскольских отложениях - в одной скважине. В скважине 100 при опробовании в интервале 3649,5-3689 м приток не получен.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 57, 100 виде запаха нефти на свежем сколе.

Тип коллектора - поровый. Коллекторами нефти являются песчаники. Размеры залежи: 1630х960х142,1 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная нарушениями с северо-запада, запада, юга и юго-востока, литологически ограниченная с северо-востока.

Следует отметить, что в данном подсчете впервые выделена залежь старооскольского горизонта непромышленной категории С2.

Восточный блок.

Опробования в открытом стволе непосредственно старооскольских отложений проведены в скважинах 88, 9051, 9053, 9054 - притоки не получены. В скважине 9135 при опробовании совместно с наровским горизонтом интервала 3717-3761 м получен приток флюида дебитом 12 м3/сут (по ГИС выделены нефтенасыщенные пласты). При совместных опробованиях с саргаевскими, ланскими и наровскими отложениями в скважинах 5, 65, 69, 92, 9051, 9053, 9054, 9130 притоков не получено.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9051, 9053, 9054 в виде запаха нефти, примазок окисленной нефти, битума.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора-поровый.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с северо-запада, запада и юга. Контуром нефтеносности на северо-востоке и юго-востоке является условная граница подсчета. Размеры залежи:1540х810х95,5.

.4.8 Нефтеносность залежи вильчанской серии вендского комплекса

В пределах месторождения отложения вскрыты 17 скважинами.

Впервые приток нефти получен в октябре 1997 г. при совместном опробовании с витебско-пярнусскими и архей-нижнепротерозойскими отложениями в скважине 9053 (бывшая 53-Южно-Тишковская). В интервале 3785-3843 м получен приток разгазированного бурового раствора с нефтью дебитом 142,6 м3/сут.

Нефтепроявления в керне отмечены в скважинах 9054, 9130 в виде примазок окисленной нефти по микропорам и микротрещинам, запаха нефти на свежем сколе.

Таким образом, нефтеносность вильчанской серии вендского комплекса доказана только на восточном блоке.

Коллекторами нефти являются песчаники. Тип коллектора - поровый.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная запада и юга, с севера ограничена условным ВНК, а с востока - литологической границей. Размеры залежи: 1500х410х43 м.

Физико-химические свойства ланской залежи и залежи вильчанской серии вендского комплекса представлены в таблице 1.9.

2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

.1 Обоснование метода подсчета

Выбор метода подсчета определяется степенью изученности геологического строения месторождения, условиями залегания и емкостными характеристиками продуктивных пластов, физико-химическими свойствами пластовых нефтей, результатами эксплуатации и режимом работы залежей.

Накопленный фактический материал по результатам бурения, изучению керна, физико-химических свойств нефти, промыслово-геофизическим исследованиям и эксплуатации скважин позволяют использовать объемный метод подсчета геологических запасов нефти для всех залежей Тишковского месторождения. Исключение составляют залежи саргаевского горизонта, геологические запасы которых подсчитаны по методу материального баланса, в связи со спецификой фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, характеризующихся повышенной трещиноватостью и наличием сульфатов, что исключает возможность использования методов промысловой геофизики для достоверного определения подсчетных параметров объемного метода.

Начальные геологические запасы по объемному методу определяются в целом для залежи по формуле:

г = F * h * Kоп * Kн * g * q, (1)

где: Qг - начальные геологические запасы нефти, тыс. т;- площадь нефтеносности, тыс. м2;- эффективная нефтенасыщенная толщина, м;оп - коэффициент открытой емкости, доли ед.;н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

g - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3;

q - пересчетный коэффициент на усадку нефти, доли ед.

Начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

и = Qг * h, (2)

где: h - коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. [20].

Геологические запасы нефти залежей саргаевского горизонта центрального и восточного блоков подсчитаны методом материального баланса по формуле С.Д. Пирсона [31] исходя из фактической удельной добычи нефти qуд. на 1 МПа:

н.г. = qуд. / β*, (3)

где: qуд. - удельная добыча нефти, тыс. т;н.г. - начальные геологические запасы нефти, тыс. т;

β* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа-1.


.2 Объекты подсчета

По состоянию на 01.01.2011г. на Тишковском месторождении подлежат подсчету запасы углеводородов залежей нефти петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса.

В целом по состоянию на 01.01.2011 г. на Тишковском месторождении пробурено 104 скважины. Скважины, пробуренные после пересчетов вносили дополнительную геолого-промысловую информацию, позволившую уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов. В настоящее время разбуривание и разработка залежей ведется в соответствии с Уточнением проекта разработки Тишковского месторождения, составленного в 2005 г. отделом проектирования и анализа разработки БелНИПИнефть [19].

На основании современного представления о геологическом строении, планируется составление нового проектного документа, в котором будут предусмотрены мероприятия по оптимизации дальнейшей разработки залежей Тишковского месторождения и выработке их остаточных запасов.

Таким образом, в связи с появлением новой геолого-промысловой информации, основанной на данных бурения скважин, уточнением проектных документов и планированием мероприятий по интенсификации добычи нефти для дальнейшей разработки залежей, возникла необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по состоянию изученности на 01.01.2011 г.

.3 Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей Тишковского месторождения выполнен объемным методом с определением начальных и остаточных геологических и извлекаемых запасов отдельно по вышеуказанным залежам (табл. 2.1), за исключением залежей саргаевского горизонта центрального и восточного блоков, геологические запасы которых подсчитаны методом мат. баланса.

Следует отметить, что в соответствии с Инструкцией о порядке комплексного изучения месторождений… [21] растворенный в нефти газ относится к попутным полезным компонентам второй группы месторождений Республики Беларусь.

месторождение нефтеносность залежь

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с темой курсовой работы рассмотрены межсолевые и подсолевые залежи (петриковского, елецкого, задонского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского, старооскольского горизонтов и вильчанской серии вендского комплекса).

В работе дана краткая характеристика литологии и стратиграфии месторождения, тектоническая характеристика продуктивных горизонтов и нефтегазоносность, а также по каждой залежи рассмотрены физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях, а также состав газа, выделившегося при однократном разгазировании глубинных проб нефти.

Выполнена оценка состояния разработки залежей, анализ технического состояния скважин.

В целом по состоянию на 01.01.2011 г. на Тишковском месторождении пробурено 104 скважины. Скважины, пробуренные после пересчетов внесли дополнительную геолого-промысловую информацию, позволившую уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов. В настоящее время разбуривание и разработка залежей ведется в соответствии с Уточнением проекта разработки Тишковского месторождения, составленного в 2005 г. отделом проектирования и анализа разработки БелНИПИнефть.

Уточнение геологического строения Тишковского месторождения и составление нового проектного документа обусловили необходимость пересчета геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа продуктивных залежей месторождения по состоянию изученности на 01.01.2011 г. с учетом новых геолого-промысловых данных.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1967 г. по Разведочному тресту буровых работ объединения Белоруснефть - Инв. № 68. - Гомель, 1968.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1972 год по объединению Белоруснефть: Отчет (в двух книгах и одной папке) / Производственное объединение Беларуснефть; Отв. исполнит. Е.А. Тананушко. - Гомель, 1972.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1973 год по объединению Белоруснефть: Отчет (в двух книгах и одной папке) / Производственное объединение Беларуснефть; Отв. исполнит. Е.А. Тананушко. - Гомель, 1974.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тишковского месторождения по состоянию на 01.10.1974 г: Отчет о НИР (в двух книгах и одной папке) / Тематическая партия Производственное объединение Белоруснефть; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 545. - Гомель, 1974.

Баланс запасов полезных ископаемых на 1 января 1976 года. / Всесоюзный геологический фонд Министерства геологии СССР; Составители А.Г. Тарасова, Н.Н. Моисеева. - Москва, 1976.

Подсчет запасов нефти и газа Тишковского месторождения. Этап I: Сбор, анализ, систематизация исходных данных и подсчет запасов нефти и газа (по состоянию на 1 октября 1976 года): Отчет (в одной книге и одной папке) / Тематическая партия Производственное объединение Белоруснефть; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 717. - Гомель, 1976.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тишковского месторождения (по состоянию на 1 сентября 1978 года): Отчет (в 3-х книгах и 2-х папках) / Тематическая партия Производственное объединение Белоруснефть; Авторы отчета Г.А. Колдашенко, С.С. Златопольский. - Инв. № 891. - Гомель, 1978.

Протокол № 8281 заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР от 23 мая 1979 г. Тишковское месторождение нефти и газа. - Инв. № 996. - М., 1979.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1979 год по объединению Белоруснефть: Отчет (в двух книгах и одной папке) / Производственное объединение Беларуснефть; Отв. исполнит. Г.А. Колдашенко. - Гомель, 1980.

Отчетный баланс запасов нефти и растворенного газа за 1987 год по объединению Белоруснефть: Отчет (в двух книгах и одной папке) / Производственное объединение Беларуснефть; Отв. исполнит. Г.А. Колдашенко. - Гомель, 1988.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1997 год по РУП Производственное объединение Белоруснефть: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП Производственное объединение Белоруснефть; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 1998.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1998 год по РУП Производственное объединение Белоруснефть: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП Производственное объединение Белоруснефть; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 1999.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 1999 год по РУП Производственное объединение Белоруснефть: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП Производственное объединение Белоруснефть; Отв. исполнит. З.М. Мегидиник. - Гомель, 2000.

Отчетный баланс запасов нефти, конденсата, газа и гелия за 2010 год по РУП Производственное объединение Белоруснефть: Отчет (в трех книгах и одной папке) / РУП Производственное объединение Белоруснефть; Отв. исполнит. А.С. Мохорев. - Гомель, 2011.

Анализ разработки месторождений нефти и выработка рекомендаций по ее совершенствованию. Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО Белоруснефть и авторский надзор за их выполнением. Программа добычи нефти по Тишковскому месторождению: Отчет о НИР (книга 22) / БелНИПИнефть; Руководитель договора Н.К. Карташ; Отв. исполнит. Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова. - Договор 99.43.00. Инв. № 1517. - Гомель, 2000.

Инструкция о классификации запасов, перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов, эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод.

Основы геологии Беларуси / Под общ. ред. А.С. Махнача, Р.Г. Гарецкого, А.В. Матвеева, Я.И. Аношко. - Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004. - 392 с.

Конищев В.С. Сравнительная тектоника областей галокинеза древних платформ / Под ред. Р.Г. Гарецкого. - Мн.: Наука и техника, 1984. - 190 с.

Мониторинг разработки месторожденийи залежей нефти игаза РУППроизводственное объединение Белоруснефть. Анализ разработки месторождений залежей нефти и газа Беларуси. Уточнение проекта разработки Тишковского месторождения: Отчет о НИР (книга 22) / БелНИПИнефть; Руководитель договора Н.К. Карташ; Отв. исполнит. Л.Ф. Щербович, Н.Л. Лобова. - Договор 42,2005. Инв. № 3089. - Гомель, 2005.

Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов Москва, 2002.-456 с.

Инструкция о порядке комплексного изучения месторождений и подсчета запасов попутных полезных ископаемых и компонентов. Утверждена постановлением Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь от 11.05.2007 г. № 51.

Похожие работы на - Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

 

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