Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 647
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
на восточном крыле Вежавожской структуры. Минимальные притоки нефти и воды получены в скв. 735, пробуренной за контуром нефтеносности основного продуктивного пласта III.
Залежи пласта А, изученные на площади месторождения явно недостаточно, могут быть определены как пластовые, литологически ограниченные и, вероятно, тектонически экранированные с юго-запада, т.е. со стороны «Большого Ярегского» сброса. Предполагается, что они представлены серией литологически ограниченных залежей, субмеридионального простирания (подобно залежам в пласте II).
В кровле тиманского горизонта на Ярегском месторождении выделяется песчаный пласт I, сохранившийся от размыва в основном лишь на крыльях Ухтинской складки. Пласт рассматривается как водоносный, но в ряде мест установлена его нефтеносность. Так в скв. 179 (Лыаельская площадь) из пласта за 4 час желонирования получена нефть (0.36 м3/сут), в скв. 200 за 3 час – 0.03 м3/сут.
Добыча нефти из пласта I производилась в 1941-1942 гг. вблизи р. Лыаель (восточнее границы нефтеносности пласта III) на участке размером 700х300 м, где были пробурены 13 ручных скважин. Тартание в 3 скважинах давало 0.33-1.2 т/сут нефти плотностью 0.882 г/см3 с выходом легких фракций (до 200 С) 16 %. В настоящее время эта локальная залежь практического значения не имеет. Кроме того, нефть из I пласта в годы Отечественной войны добывалась на Нижнечутинской площади, расположенной на Водненском поднятии. Здесь с глубины 40-60 м добыто 3400 т легкой нефти.
Пласты II, А и I перспективны не только на отдельных участках Ярегского месторождения. Перспективные на нефть линзовидные
тела песчаников в этих пластах развиты почти по всей Ухтинской складке.
Пласт сложен «пылеватыми» тонкозернистыми глинистыми песчаниками с прослоями глин. Толщина пласта I на Вежавожской площади не превышает 2 м, на Лыаельской - достигает 12 м, в северной части месторождения пласт размыт.
В настоящей работе стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится в соответствии с материалами подсчета запасов нефти рассматриваемой
площади, выполненного в 1987 году. С 1988 года в Тимано-Печорской провинции действует новая унифицированная стратиграфическая схема, состав девонской системы в которой коренным образом отличается от прежней. Привязка освещенного разреза девонских отложений Ярегского месторождения и Вежавожской площади к новой унифицированной стратиграфической схеме приводится на рисунке 1.4.
По новой схеме афонинский горизонт живетского яруса среднего отдела заменен на эйфельский яруса в составе 5 горизонтов (снизу вверх): койвенский, бийский, кедровский, омринский, колвинский. Старооскольский горизонт живетского яруса в новую схему включен в ранге надгоризонта.
В доманиковой части верхнего отдела по новой схеме выделяется 4 горизонта (снизу вверх): яранский, джъерский, тиманский и саргаевский. При этом, бывший пашийский горизонт входит в состав верхнеджъерского подгоризонта, а кыновский – в тиманский горизонт. В отличие от старой схемы I пласт включён в саргаевский горизонт, который отнесён уже не к нижнефранскому, а к среднефранскому подъярусу.
По результатам корреляции разрезов получается, что нижняя пачка на Ухтинской складке соответствует нерасчленённым
бийскому и кедровскому горизонтам. При этом, отсутствие карбонатов в кедровском горизонте (нижней пачке III пласта) Ухтинской складки и наличие их на соседней Верхнеижемской антиклинали Ухта-Ижемского вала указывает на то, что в фазу максимальной среднедевонской трансгрессии в кедровское время глубина бассейна на северной половине Ухта-Ижемского вала была значительно меньшей, чем на южной. Но, значительно более увеличенная толщина верхнедевонской части разреза Ухтинской складки по сравнению с Верхнеижемской и, в частности, почти полное отсутствие туфобазальтовой толщи на последней, указывает на начавшуюся на стыке среднего и позднего девона тектоническую перестройку, в результате которой территория Ухтинской складки подверглась в позднедевонскую эпоху опережающему опусканию.
Надсланцевые аргиллиты условно отнесены к койвенскому горизонту.
Омринский и колвинский горизонты эйфельского яруса на Ухтинской складке отсутствуют (перерыв в осадконакоплении).
В отношении старооскольского горизонта данные корреляции показали, что соответствующие отложения в объёме пласта Iв – основная толща полностью отсутствует (перерыв в осадконакоплении) на всей территории Ухта-Ижемского вала. Поэтому, средняя пачка III пласта на Ухтинской складке могла быть отнесена только к джъерскому горизонта (пласты В-3, В-4 толщи IВ2), поскольку граница выклинивания отложений яранского горизонта (пласты В-1, В-2 нижней части толщи IВ2) проходит далеко на северо-востоке от Ухта-Ижемского вала. Средняя пачка III
пласта Ухтинской складки вынужденно-условно отнесена к яранскому горизонту, а бывший пашийский горизонт – к тиманскому.
Таким образом, в состав тиманского горизонта на Ухтинской складке в настоящее время включены бывшие пашийский и кыновский горизонты, за исключением пласта I. Средняя пачка III пласта отнесена к яранскому горизонту, а верхняя является базальной частью тиманского горизонта.
Залежь нефти в песчаниках пласта III
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически, местами, литологически и тектонически, экранированная с юго-запада.
Подсчет запасов нефти в продуктивном пласте III проведен в установленном разведкой контуре нефтеносности. В связи с тем, что вся нефтенасыщенная часть пласта III является одним объектом разработки, запасы подсчитаны в целом по пласту по нефтяной и водонефтяной зонам.
По геологической изученности залежи и технологической особенности тепловых способов добычи балансовые и забалансовые запасы нефти в продуктивном пласте III отнесены к категории С1.
Площадь нефтеносности продуктивного пласта III на севере Вежавожской площади ограничена границей подсчета запасов нефти на Лыаельской площади, утвержденной ГКЗ СССР (Протокол №10044 от 03.10.1986 г.).
Западный контур определяется линией выклинивания или замещения пород- коллекторов глинистыми отложениями близ древней береговой линии.
На востоке контур нефтеносности проведен по изогипсе минус 60 м кровли проницаемых песчаников, поскольку именно на этом уровне в большинстве скважин установлен ВНК.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах бурения 1983-1987 гг. выделялись по данным ГИС с учетом результатов анализов кернового материала, а в
скважинах предыдущих лет бурения (7н, 2042, 2048, 2049) только по керну, т.к. геофизические исследования в них не проводились. Средневзвешенная эффективная толщина в контуре подсчета балансовых запасов – 10,36 м, забалансовых – 1,5 м.
Кондиционная нефтенасыщенная толщина пласта определена на основе технико-экономического анализа, базирующегося на экономически минимально допустимых извлекаемых запасах нефти на одну скважину. При подсчете запасов нефти в пласте III контур балансовых запасов проведен по изопахите суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины, равной 3 м.
Коэффициент пористости определялся по керну, среднеарифметическое значение открытой пористости для нефтенасыщенной части пласта составляет 23.8
%, средневзвешенное по толщине – 23.6 %, в подсчет запасов принята величина – 0.24.
Коэффициент нефтенасыщенности определен по зависимости эффективной пористости от открытой. Нефтенасыщенность песчаников пласта характеризуется по керну и геофизике в среднем одной и той же величиной – 85 %.
Плотность разгазированной нефти в стандартных условиях колеблется от 0.938 до 0.952 г/см3, для подсчета запасов принята средняя величина 0.945 г/см3. Пересчетный коэффициент принят равным 0.98.
Коэффициент извлечения нефти для балансовых запасов принят равным 0.35, для забалансовых – 0.1.
Начальные запасы нефти категории С1 составили (геологические/извлекаемые): балансовые – 50301 / 17605 тыс.т, забалансовые – 1757 / 176 тыс.т.
Таблица 1 – Подсчетные параметры и запасы нефти, числящиеся на Государственном балансе по Вежавожской площади Ярегского месторождения
Залежи пласта А, изученные на площади месторождения явно недостаточно, могут быть определены как пластовые, литологически ограниченные и, вероятно, тектонически экранированные с юго-запада, т.е. со стороны «Большого Ярегского» сброса. Предполагается, что они представлены серией литологически ограниченных залежей, субмеридионального простирания (подобно залежам в пласте II).
В кровле тиманского горизонта на Ярегском месторождении выделяется песчаный пласт I, сохранившийся от размыва в основном лишь на крыльях Ухтинской складки. Пласт рассматривается как водоносный, но в ряде мест установлена его нефтеносность. Так в скв. 179 (Лыаельская площадь) из пласта за 4 час желонирования получена нефть (0.36 м3/сут), в скв. 200 за 3 час – 0.03 м3/сут.
Добыча нефти из пласта I производилась в 1941-1942 гг. вблизи р. Лыаель (восточнее границы нефтеносности пласта III) на участке размером 700х300 м, где были пробурены 13 ручных скважин. Тартание в 3 скважинах давало 0.33-1.2 т/сут нефти плотностью 0.882 г/см3 с выходом легких фракций (до 200 С) 16 %. В настоящее время эта локальная залежь практического значения не имеет. Кроме того, нефть из I пласта в годы Отечественной войны добывалась на Нижнечутинской площади, расположенной на Водненском поднятии. Здесь с глубины 40-60 м добыто 3400 т легкой нефти.
Пласты II, А и I перспективны не только на отдельных участках Ярегского месторождения. Перспективные на нефть линзовидные
тела песчаников в этих пластах развиты почти по всей Ухтинской складке.
Пласт сложен «пылеватыми» тонкозернистыми глинистыми песчаниками с прослоями глин. Толщина пласта I на Вежавожской площади не превышает 2 м, на Лыаельской - достигает 12 м, в северной части месторождения пласт размыт.
В настоящей работе стратиграфическое расчленение девонских отложений приводится в соответствии с материалами подсчета запасов нефти рассматриваемой
площади, выполненного в 1987 году. С 1988 года в Тимано-Печорской провинции действует новая унифицированная стратиграфическая схема, состав девонской системы в которой коренным образом отличается от прежней. Привязка освещенного разреза девонских отложений Ярегского месторождения и Вежавожской площади к новой унифицированной стратиграфической схеме приводится на рисунке 1.4.
По новой схеме афонинский горизонт живетского яруса среднего отдела заменен на эйфельский яруса в составе 5 горизонтов (снизу вверх): койвенский, бийский, кедровский, омринский, колвинский. Старооскольский горизонт живетского яруса в новую схему включен в ранге надгоризонта.
В доманиковой части верхнего отдела по новой схеме выделяется 4 горизонта (снизу вверх): яранский, джъерский, тиманский и саргаевский. При этом, бывший пашийский горизонт входит в состав верхнеджъерского подгоризонта, а кыновский – в тиманский горизонт. В отличие от старой схемы I пласт включён в саргаевский горизонт, который отнесён уже не к нижнефранскому, а к среднефранскому подъярусу.
По результатам корреляции разрезов получается, что нижняя пачка на Ухтинской складке соответствует нерасчленённым
бийскому и кедровскому горизонтам. При этом, отсутствие карбонатов в кедровском горизонте (нижней пачке III пласта) Ухтинской складки и наличие их на соседней Верхнеижемской антиклинали Ухта-Ижемского вала указывает на то, что в фазу максимальной среднедевонской трансгрессии в кедровское время глубина бассейна на северной половине Ухта-Ижемского вала была значительно меньшей, чем на южной. Но, значительно более увеличенная толщина верхнедевонской части разреза Ухтинской складки по сравнению с Верхнеижемской и, в частности, почти полное отсутствие туфобазальтовой толщи на последней, указывает на начавшуюся на стыке среднего и позднего девона тектоническую перестройку, в результате которой территория Ухтинской складки подверглась в позднедевонскую эпоху опережающему опусканию.
Надсланцевые аргиллиты условно отнесены к койвенскому горизонту.
Омринский и колвинский горизонты эйфельского яруса на Ухтинской складке отсутствуют (перерыв в осадконакоплении).
В отношении старооскольского горизонта данные корреляции показали, что соответствующие отложения в объёме пласта Iв – основная толща полностью отсутствует (перерыв в осадконакоплении) на всей территории Ухта-Ижемского вала. Поэтому, средняя пачка III пласта на Ухтинской складке могла быть отнесена только к джъерскому горизонта (пласты В-3, В-4 толщи IВ2), поскольку граница выклинивания отложений яранского горизонта (пласты В-1, В-2 нижней части толщи IВ2) проходит далеко на северо-востоке от Ухта-Ижемского вала. Средняя пачка III
пласта Ухтинской складки вынужденно-условно отнесена к яранскому горизонту, а бывший пашийский горизонт – к тиманскому.
Таким образом, в состав тиманского горизонта на Ухтинской складке в настоящее время включены бывшие пашийский и кыновский горизонты, за исключением пласта I. Средняя пачка III пласта отнесена к яранскому горизонту, а верхняя является базальной частью тиманского горизонта.
Залежь нефти в песчаниках пласта III
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически, местами, литологически и тектонически, экранированная с юго-запада.
Подсчет запасов нефти в продуктивном пласте III проведен в установленном разведкой контуре нефтеносности. В связи с тем, что вся нефтенасыщенная часть пласта III является одним объектом разработки, запасы подсчитаны в целом по пласту по нефтяной и водонефтяной зонам.
По геологической изученности залежи и технологической особенности тепловых способов добычи балансовые и забалансовые запасы нефти в продуктивном пласте III отнесены к категории С1.
Площадь нефтеносности продуктивного пласта III на севере Вежавожской площади ограничена границей подсчета запасов нефти на Лыаельской площади, утвержденной ГКЗ СССР (Протокол №10044 от 03.10.1986 г.).
Западный контур определяется линией выклинивания или замещения пород- коллекторов глинистыми отложениями близ древней береговой линии.
На востоке контур нефтеносности проведен по изогипсе минус 60 м кровли проницаемых песчаников, поскольку именно на этом уровне в большинстве скважин установлен ВНК.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах бурения 1983-1987 гг. выделялись по данным ГИС с учетом результатов анализов кернового материала, а в
скважинах предыдущих лет бурения (7н, 2042, 2048, 2049) только по керну, т.к. геофизические исследования в них не проводились. Средневзвешенная эффективная толщина в контуре подсчета балансовых запасов – 10,36 м, забалансовых – 1,5 м.
Кондиционная нефтенасыщенная толщина пласта определена на основе технико-экономического анализа, базирующегося на экономически минимально допустимых извлекаемых запасах нефти на одну скважину. При подсчете запасов нефти в пласте III контур балансовых запасов проведен по изопахите суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины, равной 3 м.
Коэффициент пористости определялся по керну, среднеарифметическое значение открытой пористости для нефтенасыщенной части пласта составляет 23.8
%, средневзвешенное по толщине – 23.6 %, в подсчет запасов принята величина – 0.24.
Коэффициент нефтенасыщенности определен по зависимости эффективной пористости от открытой. Нефтенасыщенность песчаников пласта характеризуется по керну и геофизике в среднем одной и той же величиной – 85 %.
Плотность разгазированной нефти в стандартных условиях колеблется от 0.938 до 0.952 г/см3, для подсчета запасов принята средняя величина 0.945 г/см3. Пересчетный коэффициент принят равным 0.98.
Коэффициент извлечения нефти для балансовых запасов принят равным 0.35, для забалансовых – 0.1.
Начальные запасы нефти категории С1 составили (геологические/извлекаемые): балансовые – 50301 / 17605 тыс.т, забалансовые – 1757 / 176 тыс.т.
Таблица 1 – Подсчетные параметры и запасы нефти, числящиеся на Государственном балансе по Вежавожской площади Ярегского месторождения
| Пласт | Kaтeгории | Зоны | Плoщaдь нефтеносности, тыc.м2 | Средневзвешенная нефтенасыщенная толшина,м | Объем нефтенасыщенных пород, тыс м3 | Коэффициенты | Плотность нефти, кг/м3 | Начальные геологические запасы нефти, тыс.т | Кoэффициент извлечения нефти, д.ед. | Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т | |||
| Открытой пористости | нефтенасы- щенности | пересчетный | |||||||||||
| | | ||||||||||||
| III (D2st-D3ps) | С1 | кондиц. | 25703 | 10.36 | 266248 | 0.24 | 0.85 | 0.98 | 0.945 | 50301 | 0.35 | 17605 | |
| | С1 | не кондиц. | 6201 | 1.50 | 9301 | 0.24 | 0.85 | 0.98 | 0.945 | 1757 | 0.10 | 176 | |
| II (D3 ps) | С2 | в пределах кондиц. | 10782 | 1.14 | 12324 | 0.24 | 0.78 | 0.98 | 0.913 | 2064 | 0.35 | 722 | |
| С2 | за пределами кондиц. | 13769 | 1.37 | 18835 | 0.24 | 0.78 | 0.98 | 0.913 | 3155 | 0.10 | 316 | ||
| А (D3 f) | С2 | в пределах кондиц. | 24612 | 2.15 | 53020 | 0.24 | 0.75 | 0.98 | 0.913 | 8539 | 0.35 | 2989 | |
| С2 | за пределами кондиц. | 16356 | 1.57 | 25658 | 0.24 | 0.75 | 0.98 | 0.913 | 4132 | 0.10 | 413 | ||
| ВСЕГО | С1 | | | | | | | | | 52058 | | 17781 | |
| С2 | | | | | | | | | 17890 | | 4440 | ||