Файл: Верхнеченское нефтегазоконденсатное месторождение. 022. 00. 00. Пз.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 90
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Интенсивность проявления разрывных нарушений (кроме грабена) может быть оценена как средняя и слабая, однако лишь заведомо подчиненную их часть можно отнести к категории нефтегазоконтролирующих.
3.3 Гидрогеология
Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек.
В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная – от 0.1 м3/час до полной потери циркуляции.
Характеристика водоносных горизонтов
В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую.
Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м – от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена.
Водопроявления в средне-верхнемотско-усольском водоносном комплексе связаны с надосинским пластом, осинским, устькутским и преображенским горизонтами.
Осинский горизонт представлен доломитами с прослоями известняков. Водовмещающими породами служат трещиноватые и кавернозные карбонатные породы.
Устькутский горизонт состоит из двух доломитовых пластов-коллекторов, разделенных глинистой сульфатно-карбонатной перемычкой.
Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты. Горизонт представлен доломитами.
Верхнечонский горизонт нижнемотского комплекса представлен песчаниковыми пластами Вч1 и Вч2, которые разделены между собой алевролито-аргиллитовой перемычкой. Тип коллектора поровый.
В коре выветривания фундамента водовмещающими являются выветрелые трещиновато-поровые породы.
В гидродинамической плане район месторождения расположен в зоне регионального пьезоминимума, ограниченного изопьезой приведенных напоров терригенного комплекса +200 м. Краевые области питания терригенного комплекса на район месторождения существенного гидродинамического влияния не оказывают. Усиление водообмена в этом комплексе происходит, в основном, за счет вертикальных (нисходящих и восходящих) внутрипластовых перетоков рассолов по дизъюнктивным нарушениям и «гидравлическим окнам» в водоупорных горизонтах.
Физические свойства и химический состав подземных вод
Химический состав вод осинского горизонта определялся по 8 анализам. Минерализация изменяется в пределах 237…399 г./л. Плотность рассолов 1.15…1.29 г/см3. В воде присутствуют: бром (до 6 г/л), бор – 41 мг/л, йод – 6.8 мг/л, нафтеновые кислоты до 4.38 мг/л и другие микрокомпоненты. Водородный показатель – 6. Тип воды хлоридный натриевый и кальциевый.
Геокриологические условия месторождения
Согласно региональной схеме развития многолетнемерзлых пород (ММП) в восточной части Иркутского амфитеатра Верхнечонское месторождение относится к зоне прерывистого распространения мерзлых пород. Мерзлые породы, преимущественно позднеолигоценового возраста, занимают большую часть площади и характеризуются достаточно большой толщиной (до 300 м), особенно в днищах долин.
Геотермические исследования на Верхнечонском месторождении проводились в период с 1988 по 1991 гг. Замеры температур выполнены в 29 глубоких скважинах. В целях получения дополнительной информации была использована корреляционная зависимость между положением первого от поверхности водоносного горизонта и подошвой зоны ММП. Эта зависимость выражается в том, что подошва ММП располагается несколько выше кровли водоносного горизонта. Аналогичная ситуация отмечена при оценке Средне-Ботуобинского и Тас-Юрахского месторождений.
В целом на месторождении по характеру распространения ММП, их толщинам и температурному режиму можно выделить две зоны.
Первая приурочена к пониженным участкам рельефа. Она представляет собой поверхность, расчлененную широкими, плоскими долинами мелких ручьев с многочисленными марями и болотами. Зона характеризуется сплошным распространением ММП и их повышенными толщинами (от 60 до 200 м).
Среднегодовые температуры горных пород в зоне достигают минус 2.5°С, и обнаруживают четкую взаимосвязь с поверхностными условиями.
Более высокие температуры (до минус 1°С) развиты на хорошо дренированных участках, сложенных коренными породами с маломощным (до 0.5 м) слоем четвертичных отложений и покрытых лиственнично-сосново-осиновым лесом.
Более низкие среднегодовые температуры (от минус 1 °С до минус 2.5°С) формируются на аллювиальных отложениях реки Чоны и на склонах северной экспозиции. Глубина сезонного протаивания изменяется от 0.5…0.8 м в долине до 3…5 м на дренированных участках, сложенных доломитами нижнего кембрия.
Вторая зона объединяет водоразделы реки Чона и ее притоков и характеризуется преобладанием достаточно дренируемых участков, сложенных с поверхности юрскими отложениями, покрытых лиственнично-сосновым лесом. Зона характеризуется прерывистым распространением ММП, толщина которых колеблется от 0 до 60 м.
Нулевые и минимальные толщины приурочены к склонам южной и юго-западной экспозиции.
Среднегодовая температура пород для зоны изменяется от 0.3 до 0.9°С на водоразделах до минус 0.8°С в придолинных частях склонов.
Толщина слоя сезонного протаивания на заболоченных участках не превышает 0.5…1.0 м. В придолинной части склона сезонно-талый слой составляет 2…3 м. Сезонно-мерзлые породы развиты на водораздельных склонах южной и юго-западной экспозиции. Толщина сезонно-мерзлого слоя составляет 3…5 м. Глубина залегания ММП на Верхнечонской площади, в зависимости от мощности сезонно-талого слоя, колеблется от 0.5 до 3 м.
Минимальные температуры ММП в пределах площади варьируют от -0.1 до -2°С. В целом преобладают температуры выше -1 °С. Минимум температур по скважинам, как правило, приурочен к средней части разреза. Погребные пластовые льды на Верхнечонском месторождении не зафиксированы. В глинистых породах ледяные шлифы образуют, в основном, микролинзовидные и микросетчатые криогенные текстуры. Мерзлые пески, супеси и суглинки характеризуются слоистой криотекстурой. Льдистость пород, как правило, невысокая – 10…15%. Включения льда наблюдаются в виде отдельных мелких зерен, прожилок, реже линз.
3.4 Нефтеносность
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Промышленная продуктивность всех этих месторождений приурочена к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия.
В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.
Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных.
Промышленная продуктивность осинского горизонта доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где горизонт газонасыщен. На Ярактинском месторождении отмечались нефтепроявления и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта.
Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6%, при величине проницаемости до 130 мД.
Для осинского горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД (аномально высокое пластовое давление) с коэффициентом аномальности до 1.3 и более.
Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.
Характеристика залежей Верхнечонского месторождения
Верхнечонское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в песчаниках нижнемотской подсвиты (верхнечонский горизонт – пласты Вч2, Вч1, Вч1+Вч2), в карбонатах среднемотской подсвиты (преображенский горизонт) и усольской свиты (осинский горизонт). По залежам этих горизонтов в отчете сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов верхнемотской подсвиты (устькутский горизонт).
Разведанные залежи пластовые неантиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного погружения пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла. Характеризуются сложным строением резервуаров в связи с невыдержанностью коллекторов как за счет изменения литологического состава пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Выделенные малоамплитудные (с высотой 5…7 м) разрывные нарушения контролируют залежи с разным по фазовому состоянию углеводородным насыщением пластов-коллекторов, имеющих разновысотные положения газожидкостных контактов. Литологическое ограничение и элементы тектонического экранирования залежей фиксируются во всех продуктивных горизонтах. Кроме перечисленных факторов, влияющих на размещение залежей в продуктивном верхнечонском горизонте, залегающем в основании осадочного чехла на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом являются также стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта Вч2 и выклинивании глинистой перемычки, отделяющей этот пласт от вышезалегающего пласта Вч1.
Всего на Верхнечонском месторождении выявлено 18 залежей скопления углеводородов, из них десять залежей (залежи 1…10) связаны с песчаниками (Вч
2, Вч1, Вч1+Вч2) верхнечонского горизонта, четыре залежи (залежи 11…14) с доломитами преображенского горизонта и четыре залежи (залежи 15…18) с карбонатами осинского горизонта. Ниже дается краткое описание залежей преображенского и осинского горизонтов.
Для залежей, выявленных в карбонатных отложениях, сохраняются основные закономерности, присущие залежам терригенного комплекса (верхнечонских пластов). Это те же литологически и тектонически экранированные залежи, расположенные на склоне флексуры, осложняющей Пеледуйское поднятие Непско-Ботуобинской антеклизы.
Залежи осинского горизонта
Осинский горизонт – карбонатный пласт толщиной 39.5…60.0 м, залегающий в приподошвенной части усольской свиты. Сложен известняками и доломитами.
На большей части территории Верхнечонского месторождения пласт является коллектором. Тип коллектора поровый. Суммарная эффективная толщина горизонта по данным ГИС меняется от 2.6 до 20.8 м.
Насыщение осинского горизонта в большинстве случаев определяется лишь при испытании в колонне с применением методов интенсификации: ПГД-БК, кислотных ванн, кислотных обработок, и лишь в отдельных скважинах с улучшенной фильтрационной характеристикой горизонта насыщение было определено на стадии опробования в процессе бурения.
Получение промышленных притоков в ряде скважин явилось надежным основанием для выделения одной нефтяной (15) и трех газоконденсатных залежей (16, 17, 18), по которым проведен подсчет запасов категории С1 и С2. Залежи литологически и тектонически экранированные. Ниже дается их краткая характеристика.
Залежь 15 – нефтяная, литологическая, выделяется в блоке I+II. С северо-запада залежь примыкает к экранирующему разлому, пересекающему Лено-Могдинский в центральной части месторождения. Такая ограниченная площадь залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной территории блока фактически не изучено. Эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделяется в верхней части горизонта, представлена тремя пластами толщиной 2.0, 6.6 и 1.4 м, разделенными непроницаемыми интервалами толщиной 1.4 и 1.8 м. Суммарная эффективная толщина 10 м. В пределах выделенного контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 7.6…10.0 м, уменьшаясь с севера на юг.
Залежь 16 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку III+IV+V+VI. Залежь имеет треугольную форму, с запада ограничена линией отсутствия коллектора и технической границей разведанности залежи; с севера-северо-востока и юга-юго-запада –