Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 643
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
сеть разведки, чем по нижней россыпи. Всего опробовано 169 уклонов, вскрывших Верхнюю и по 50 уклонам по Средней россыпи (в некоторых уклонах для более полного вскрытия разреза верхней части пласта бурились мелкие скважины или шпуры). Кроме того, в первые годы разведки эти россыпи были опробованы также по керну ранее пройденных коротких скважин, задаваемых для разведки нефтяной залежи, главным образом в центральной части месторождения. Из них, 21 скважина вскрыла Верхнюю, а 14 скважин Среднюю россыпь. Таким образом, по Верхней россыпи опробовано всего 488 сечений, а по средней россыпи-130 сечений.
Опробование уклонов влекло отступление от систем разведки линиями, поскольку они расположены по квадратной (приблизительно 300 х 300) и ромбической (около 400 м) сетке и редко укладываются в створы линий скважин,
задававшихся на Нижнюю россыпь. Неравномерно расположены и опробованные нефтяные скважины. Поэтому Верхняя и Средняя россыпи оказались разведанными отступлениями от профильной системы. Однако последняя все же сохраняется для значительной части россыпи главным образом в центре и, конечно, за границами нефтешахт, где разведка велась только скважинами с поверхности.
Таким образом, по степени разведанности нижней россыпи руд площадь ее делится на четыре основные зоны:
границе со средней зоной и за контуром балансовых руд). Здесь на одну скважину приходится более 250 га. Средняя плотность разведки 55 скважинами всей площади запасов категории С2 (7463 га) около 133 на 1 выработку.
В 1975-1978 годах проводилось поисковое бурение на бокситы. Три поисковые скважины (2042, 2048, 2049) попали в пределы контура нефтеносности III пласта Вежавожской площади, чем способствовали дальнейшему изучению перспектив площади.
С учетом полученных данных геологоразведочные работы на нефть на Вежавожской площади были начаты в 1983 году.
Структурно-поисковое бурение осуществлялось с целью изучения структурного плана средне-верхнедевонских и кровли рифейских отложений, уточнения деталей строения площади, вскрытия продуктивного пласта III с отбором керна для определения нефте- водонасыщенности и коллекторских свойств, отбора глубинных проб нефти, замеров пластовых температур и давлений.
За 1983-1987 годы пробурены 34 структурно-поисковые (701-714, 716-718, 720-
726, 728-731, 733-735, 739, 740, 742) и 1 гидрогеологическая (707а) скважины. Суммарный объем структурного бурения составил 8075.4 м (в том числе 449 м по скважинам 726, 729, пробуренным на юго-восточном окончании Лыаельской площади), средняя глубина пробуренных скважин – 237.5 м. Глубина гидрогеологической скважины – 109.8 м. В пределах контура нефтеносности пласта III находятся 20 скважин, кроме того, нефтенасыщенные отложения по вышележащим перспективным пластам II и А вскрыты в 10 скважинах.
Проходка с отбором керна составила 1423.9 м, суммарный вынос керна – 892.2 м (62.7 %), в том числе по пласту III – 248 м, по пласту II – 31.2 м, по пласту А – 29.7 м. Освещенность керном нефтенасыщенных интервалов по III пласту – 43.5 %, по II
пласту – 32.7 %, по пласту А – 18.5 %, в среднем по всем пластам – 38 %.
Пласт III был опробован в эксплуатационной колонне в семи скважинах (706, 710, 711, 714, 726, 734, 735), из них в двух (706, 735) – водоносная часть; пласт II – в
двух (701, 710) и пласт А – в шести (706, 710, 711, 714, 723, 735). Кроме того, на продуктивность были испытаны рифейские отложения в скважине 704,
туфобазальтовая толща пашийского горизонта в скважинах 710, 714 и доманиковые отложения в скважине 707а. Безводные притоки нефти ни в одной из опробованных скважин не получены. Незначительные притоки нефти были получены: из пласта III
– скважинах 710 (0.03 т/сут), 711 (0.1 т/сут), 734 (0.12 т/сут) и 726 (0.48 т/сут); из
пласта А – в скважинах 706 (0.41 т/сут), 711 (0.32 т/сут), 723 (0.38 т/сут), 735 (0.04 т/сут). При опробовании пласта II в скважине 710 притока не получено, а в скважине 701 получена вода дебитом 7.1 м3/сут. Из рифейских отложений в скважине 704 получен приток воды дебитом 31 м3/сут. Из туфобазальтовой толщи в скважине 714 притока не получено, а в скважине 710 – вода с пленкой нефти дебитом 0.07 м3/сут. Результаты опробования скважин Вежавожской площади приведены в таблице 1.1.
Примерно через год после первичного опробования скважины 726 в 1983 году, в процессе исследования ее в течение января 1985 год, величина притока жидкости при осушении скважин ниже дыр перфорации составила 1.995 т/сут., в том числе нефти – более 1 т.
Получение неудовлетворительных результатов при опробовании скважин объясняется высокой вязкостью нефти в пластовых условиях (до 15 тыс. мПа*с при 8
По состоянию на 01.01.1987 г. законсервированы после бурения и спуска эксплуатационной колонны (в ожидании опробования) пять скважин (707, 708, 718, 728, 729). Из них одна скважина (707) находится за контуром нефтеносности пласта III, но в пределах перспективного участка по верхним пластам. Скважина 735 также за контуром нефтеносности пласта III, после испытания водоносной части пласта III она оставлена как наблюдательная. Остальные скважины ликвидированы.
ИССЛЕДОВАНИЯ
В основании продуктивного разреза в целом на всём месторождении, залегает вендрифейский складчатый комплекс фундамента.
В пределах месторождения породы фундамента вскрываются многочисленными разведочными колонковыми скважинами и шахтошурфами (18 штук) на глубину 3 – 10 м, из них семь скважин пройдены в фундамент на 20 – 60 м и три, пробуренные в 1944 – 1946 г.г. на радиоактивную воду, до 198 м. кроме того, на опытных участках отработки титановых руд на нефтешахте 3 в течении 1962 – 1974 г.г. в них (до 6 м ниже кровли) пройдены горизонтальные горные выработки общей длиной более 1100 м (уклоны 102 и капитальный).
Венд – рифейские образования сложены различными тонкослоистыми (полосчатыми, ленточными) сланцами, а также массивными кварцитами и метаморфизованными кварцитовидными песчаниками. Сланцы преимущественно зеленовато-серые серицит- хлорит - кварцевые и темно-серые (до черного), в различной степени графитизированые. Кварциты и кварцитовидные песчаники обычно слюдистые, имеют серицит- хлоритовый и регенерационный кварцевый це-
мент.
Сланцы, главным образом графитизированные разности, содержат как мелкие, так и достаточно крупные (0,5-2,5 мм) зёрна лейкоксена (до 1%) и ильменита при содержании TiO2 в пределах 0,7-1,45%. Кварциты и кварцито–песчаники заметно беднее титаном, но также, как и сланцы, содержат мелкие зёрна рутила, анатаза, циркона и турмалина.
На данном разрезе представлен двумя ярусами - эйфельским и живетским.
Опробование уклонов влекло отступление от систем разведки линиями, поскольку они расположены по квадратной (приблизительно 300 х 300) и ромбической (около 400 м) сетке и редко укладываются в створы линий скважин,
задававшихся на Нижнюю россыпь. Неравномерно расположены и опробованные нефтяные скважины. Поэтому Верхняя и Средняя россыпи оказались разведанными отступлениями от профильной системы. Однако последняя все же сохраняется для значительной части россыпи главным образом в центре и, конечно, за границами нефтешахт, где разведка велась только скважинами с поверхности.
Таким образом, по степени разведанности нижней россыпи руд площадь ее делится на четыре основные зоны:
-
Западная зона протяженностью 6,5 км и шириной от 750 до 1750 м (общая площадь около 740 га), где сосредоточены все запасы высших категорий, разведана наиболее плотно: по сеткам от 150 x 100 и 300 x 100 до 600 (700) x 100 и 300 x 200 м. Здесь пробурено 25 сравнительно коротких линий и несколько кустов скважин, с общим количеством последних 254 шт. (включая 18 скважин за контуром балансовых запасов), что составляет 67 % от всего числа разведочных сечений по россыпи. -
Северная половина средней зоны залежи, примыкающая с востока к описанной, при той же протяженности 6,5 км достигает в ширину 2,5 км, а на севере участками сужается до 0,5 км. На этой площади около 1100 га, где сосредоточена большая часть запасов категории С1, пробурено 88 скважин (включая контурные и пройденные по двум методическим профилям и гидрогеологическим кустам). Средняя общая плотность сети составляет здесь около 12,5 га на 1скважину. Для сравнения укажем, что в контуре всех промышленных запасов площадью 1840га плотность разведки 312 скважин достигает 5,9 га на одно сечение, при соотношении площадей, разведанным по категориям А, В и С1 равном 13,27 и 60 %. -
Южная половина средней зоны длиной до 10 км и шириной от 3,6 до 1,2 км (на крайнем юге), где, как и на восточном фланге россыпь разведана по категориям С2, освещена 33 скважинами (включая скважины, пробуренные на южном методическом профиле, по контуру зоны и за границей балансовых руд на юго- западе). Средняя площадь разведки здесь около 60га на 1 скважину. -
Наконец, самая обширная зона восточного фланга россыпи общей протяженностью до 20км и средней шириной около 4,0 км (при максимальном сужению ее на юге и на севере) разведана 32 скважинами (включая скважины по
границе со средней зоной и за контуром балансовых руд). Здесь на одну скважину приходится более 250 га. Средняя плотность разведки 55 скважинами всей площади запасов категории С2 (7463 га) около 133 на 1 выработку.
В 1975-1978 годах проводилось поисковое бурение на бокситы. Три поисковые скважины (2042, 2048, 2049) попали в пределы контура нефтеносности III пласта Вежавожской площади, чем способствовали дальнейшему изучению перспектив площади.
С учетом полученных данных геологоразведочные работы на нефть на Вежавожской площади были начаты в 1983 году.
Структурно-поисковое бурение осуществлялось с целью изучения структурного плана средне-верхнедевонских и кровли рифейских отложений, уточнения деталей строения площади, вскрытия продуктивного пласта III с отбором керна для определения нефте- водонасыщенности и коллекторских свойств, отбора глубинных проб нефти, замеров пластовых температур и давлений.
За 1983-1987 годы пробурены 34 структурно-поисковые (701-714, 716-718, 720-
726, 728-731, 733-735, 739, 740, 742) и 1 гидрогеологическая (707а) скважины. Суммарный объем структурного бурения составил 8075.4 м (в том числе 449 м по скважинам 726, 729, пробуренным на юго-восточном окончании Лыаельской площади), средняя глубина пробуренных скважин – 237.5 м. Глубина гидрогеологической скважины – 109.8 м. В пределах контура нефтеносности пласта III находятся 20 скважин, кроме того, нефтенасыщенные отложения по вышележащим перспективным пластам II и А вскрыты в 10 скважинах.
Проходка с отбором керна составила 1423.9 м, суммарный вынос керна – 892.2 м (62.7 %), в том числе по пласту III – 248 м, по пласту II – 31.2 м, по пласту А – 29.7 м. Освещенность керном нефтенасыщенных интервалов по III пласту – 43.5 %, по II
пласту – 32.7 %, по пласту А – 18.5 %, в среднем по всем пластам – 38 %.
Пласт III был опробован в эксплуатационной колонне в семи скважинах (706, 710, 711, 714, 726, 734, 735), из них в двух (706, 735) – водоносная часть; пласт II – в
двух (701, 710) и пласт А – в шести (706, 710, 711, 714, 723, 735). Кроме того, на продуктивность были испытаны рифейские отложения в скважине 704,
туфобазальтовая толща пашийского горизонта в скважинах 710, 714 и доманиковые отложения в скважине 707а. Безводные притоки нефти ни в одной из опробованных скважин не получены. Незначительные притоки нефти были получены: из пласта III
– скважинах 710 (0.03 т/сут), 711 (0.1 т/сут), 734 (0.12 т/сут) и 726 (0.48 т/сут); из
пласта А – в скважинах 706 (0.41 т/сут), 711 (0.32 т/сут), 723 (0.38 т/сут), 735 (0.04 т/сут). При опробовании пласта II в скважине 710 притока не получено, а в скважине 701 получена вода дебитом 7.1 м3/сут. Из рифейских отложений в скважине 704 получен приток воды дебитом 31 м3/сут. Из туфобазальтовой толщи в скважине 714 притока не получено, а в скважине 710 – вода с пленкой нефти дебитом 0.07 м3/сут. Результаты опробования скважин Вежавожской площади приведены в таблице 1.1.
Примерно через год после первичного опробования скважины 726 в 1983 году, в процессе исследования ее в течение января 1985 год, величина притока жидкости при осушении скважин ниже дыр перфорации составила 1.995 т/сут., в том числе нефти – более 1 т.
Получение неудовлетворительных результатов при опробовании скважин объясняется высокой вязкостью нефти в пластовых условиях (до 15 тыс. мПа*с при 8
-
С). Так, например, на Лыаельской площади до начала разработки опытно- промышленного участка паротепловыми методами притоков нефти из скважин не наблюдалось совсем, а получали только притоки пластовой воды. Однако, как показывает скважина 726, в значительной мере это могло быть связано с загрязненностью призабойной зоны продуктами бурения и проникновением фильтрата раствора.
По состоянию на 01.01.1987 г. законсервированы после бурения и спуска эксплуатационной колонны (в ожидании опробования) пять скважин (707, 708, 718, 728, 729). Из них одна скважина (707) находится за контуром нефтеносности пласта III, но в пределах перспективного участка по верхним пластам. Скважина 735 также за контуром нефтеносности пласта III, после испытания водоносной части пласта III она оставлена как наблюдательная. Остальные скважины ликвидированы.
-
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЬЕКТА
ИССЛЕДОВАНИЯ
-
Стратиграфия
В основании продуктивного разреза в целом на всём месторождении, залегает вендрифейский складчатый комплекс фундамента.
В пределах месторождения породы фундамента вскрываются многочисленными разведочными колонковыми скважинами и шахтошурфами (18 штук) на глубину 3 – 10 м, из них семь скважин пройдены в фундамент на 20 – 60 м и три, пробуренные в 1944 – 1946 г.г. на радиоактивную воду, до 198 м. кроме того, на опытных участках отработки титановых руд на нефтешахте 3 в течении 1962 – 1974 г.г. в них (до 6 м ниже кровли) пройдены горизонтальные горные выработки общей длиной более 1100 м (уклоны 102 и капитальный).
Венд – рифейские образования сложены различными тонкослоистыми (полосчатыми, ленточными) сланцами, а также массивными кварцитами и метаморфизованными кварцитовидными песчаниками. Сланцы преимущественно зеленовато-серые серицит- хлорит - кварцевые и темно-серые (до черного), в различной степени графитизированые. Кварциты и кварцитовидные песчаники обычно слюдистые, имеют серицит- хлоритовый и регенерационный кварцевый це-
мент.
Сланцы, главным образом графитизированные разности, содержат как мелкие, так и достаточно крупные (0,5-2,5 мм) зёрна лейкоксена (до 1%) и ильменита при содержании TiO2 в пределах 0,7-1,45%. Кварциты и кварцито–песчаники заметно беднее титаном, но также, как и сланцы, содержат мелкие зёрна рутила, анатаза, циркона и турмалина.
На данном разрезе представлен двумя ярусами - эйфельским и живетским.
-
Эйфельскийярус(D2 ef)Эродированная поверхность венд - рифейских метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывается образованиями среднего отдела девонской системы. Представлен он отложениями верхнего подъяруса эйфельского яруса (D2ef2) (ранее по уральской стратиграфической номенклатуре – афонинский горизонт(D2 af)). Базальный пласт песчаников, продуктивный на Ярегском месторождении, сложен тремя литологическими пачками терригенного состава: нижней, средней и верхней (последняя пачка относится уже к верхнему девону).
-
Нижняя пачка пласта III (D2ef2) средней толщиной на Ярегской площади около 30 м, а по шахтному полю 3 около 17 м в свою очередь состоит из двух частей: нижней части (D2ef2 - низ), сложенной разнозернистыми лейкоксен - кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов, - верхней части (D2ef2 - верх), соответствующей так называемым «надрудным алевролитам». «Надрудные алевролиты» средней мощностью 10 – 12 м, весьма характерны по общему облику, составу и имеют довольно сложное внутреннее строение, отличающееся неравномерным, линзовидным переслаиванием в разрезе и частыми фациальными сменами отложений на площади. Слагаются они различными серыми и светло – серыми, плотными тонкослоистыми или узловатыми алевролитами (до 25 % разреза), которые часто замещаются весьма характерными алевритистыми и сильно глинистыми обычно неслоистыми тонкозернистыми песчаниками (29 %) и переслаиваются с более темными тонкослоистыми аргиллитами (25 %). Кроме того, в среднем их по 43 скважинам в виде прослоев подсчитано 15 % песчаников тонкозернистых и 6 % мелкозернистых. Для всех отложений, особенно для алевролитов и аргиллитов, характерно наличие мелких углистых остатков, а в глинистых песчаниках – ходов илоедов и взмучивания.