Войти на сайт

или
Регистрация

Навигация


3.4 Нефтегазоносность

 

Дубровское месторождение открыто РУП "ПО "Белоруснефть" в 1979 году. В пробной эксплуатации находится с 1980 г., в промышленной разработке – с июля 1985 г [10].

На данный момент разработка Дубровского месторождения ведется согласно "Дополнения к проекту разработки Дубровского месторождения", составленного в 2001 году.

Объектами разработки являются залежи нефти елецко-задонского, семилукского и лебедянского горизонтов. На данный момент в разработке находятся две залежи нефти: елецко-задонская и семилукская.

Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами задонско-елецкого и семилукского горизонтов. Также получены притоки нефти из внутрисолевого прослоя лебедянского горизонта и саргаевских отложений.

Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта скважинами 2 – 4, 6 – 8, 15, 17, 20 – 27, 31, 33 – 35, 38, 39.

Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга, запада и востока. На севере залежь ограничена положением водонефтяного контакта. Размеры залежи: 2,85 x 2,5 км, высота 130 метров.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, варьируют в пределах от 4,4 метров (скв.4) до 76,4 метров (скв.26).

Коллекторами нефти задонско-елецкой залежи являются преимущественно известняки кавернозные, трещиноватые, в меньшей степени доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный. Согласно подсчету запасов для елецкой залежи абсолютная отметка ВНК является – 2873 метра.

Семилукская залежь нефти вскрыта скважинами 1, 5 – 7, 9, 16, 28, 29, 36, 37.

Залежь нефти пластовая, тектонически экранированная с юга и с востока, с севера – ограничена контуром нефтеносности.

Размеры залежи: ширина 1,05 км, длина 2,3 км, высота 115 м [10].

Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, составили: в скв. 1 – 12,4 м , 5 – 14,0 м, 28 – 8,6 м, 29 – 8,6 м, 36 – 12,8 м, 37 – 13,8 м.

Коллекторами нефти являются кавернозные, пористые, трещиноватые доломиты. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный.

Согласно подсчету запасов, для семилукской залежи утверждена следующая отметка воднонефтяного контакта(ВНК) – 3735 метров.

Отложения саргаевского горизонта в границах месторождения вскрыты скв.1, 5 – 7, 9, 28 – 30, 36, 37.

В процессе бурения саргаевские отложения были испытаны в скв. 1, 7, 28, 29, 30 – притоков не получено.

В скв. 5 при совместном испытании в колонне семилукских и саргаевских отложений из интервала 3857-3864 метра (3684—3691 метра) получен приток нефти дебитом 5,9 м3/сут.

Нефтенасыщенная толщина по ГИС в скв. 5 составляет 8,4 метра.

Залежь нефти пластовая, тектонически экранированная с юга и востока. На севере-зоной литологического замещения, условно установленной на середине расстояния между приточной скв.5 и бесприточными скв. 28, 29, 37. Размеры залежи: длина 750 метров, ширина 500 метров, высота 50 метров.

Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, трещиноватые.

Внутрисолевые отложения испытаны в открытом стволе в скв. 1, 3, 12, 21, 24, 25, 27, 31, 38. Приток получен только в скв. 27 из нижнего пласта – глинистый раствор с нефтью дебитом 140,7 м3/сут.

При бурении скв. 32 произошло интенсивное нефтепроявление из внутрисолевого прослоя (нефть отбиралась в коллектор).

Внутрисолевая залежь состоит из двух пластов – нижнего и верхнего, сложенных известняками ангидритизированными с трещинами и кавернами. Залежь приурочена к нескольким участкам распространения коллекторов, имеющих изометрическую форму. По нижнему пласту выделено одно поле, по верхнему – три. Границы полей проведены на серединах расстояний между скважинами, вскрывшими и невскрывшими коллекторы [10].

Размеры залежей составляют:

Верхний пласт: 1 поле – 1,4 х 0,70 х 0,010 км;

2 поле – 0,4 х 0,25 х 0,007 км;

3 поле – 0,5 х 0,25 х 0,007 км;

Нижний пласт: 0,75 х 0,30 х 0,017 км.

Тип коллектора – каверново-порово-трещинный.

По данным ГИС нефтенасыщенные толщины составили: нижний пласт – в скв. 27 – 30,2 метра; 28 – 3,4 метра; верхний пласт – в скв. 3 – 4,0 метра; 6 – 9,4 метра; 26 – 6,6 метра; 27 – 25,6 метра; 28 – 8,8 метра; 34 – 3,0 метра; 8 – 10,4 метра; 21 – 3,0 метра; 7 – 6,4 метра; 33 – 7,2 метра.

По геофизическим данным среднее значение пористости равно 7%, нефтенасыщенности – 76%.

3.5 Геологическая характеристика района исследований

Дубровская структура расположена между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятского прогиба.

В геологическом строении Дубровского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхняя соленосная; надсолевая.

Породы кристаллического фундамента вскрыты скв.1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито – гнейсами. Вскрытая толщина 2 метра.

Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом верхнего отдела девонскй систнмы палеозойской эратемы. Литологически отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений в скв.1 – 371 метр [9].

Подсолевая карбонатная толща включает в себя саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и нижнюю часть евлановского (кустовницкие слои) горизонта и представлены доломитами, известняками, маргелями с прослоями ангидритов, глин. Нефтенасыщенными являются породы саргаевского и семилукского горизонтов.

Осадки саргаевского горизонта согласно залегают на поверхности ланских отложений, вскрыт скв.1,5,6,7,9,13,16,28,29,30,36,37. Толщина горизонта изменяется от 36 метров скв. 16 до 46 метров скв. 36 .

Отложения семилукского горизонта залегают согласно на саргаевских породах, вскрыты скв.1,5,6,7,9,13,16,28,29,30,36,37. Толщина пород варьирует от 18,5 метров скв.36 до 27 метров скв. 7.

Нижнесоленосная толща представлена евланским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, маргелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина нижнесолевой толщи варьирует от 342 метров скв. 36 до 552 метров скв.13.

Межсолевая толща включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов фаменского яруса верхнего отдела девонской системы. Разрез сложен преимущественно карбонатными породами: доломитами, известняками и маргелями. Толщина межсолевой толщи 182-579 метров [9].

С отложениями елецкого и задонского горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских и вскрыты почти во всех скважинах. Вскрытая толщина изменяется от 45 метров скв.9 до 265 метров скв.4.

Отложения задонского горизонта несогласно залегают на домановичских отложениях и вскрыты в скв.1-2,4-10,12,13,16,18,24,28-30,36,37. Литологически разрез задонского горизонта представлен известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина отложений варьирует от 111 метров скв.1 до 187 метров скв.13.

Верхняя соленосная галитовая подтолща в составе лебедянского и найдовских слоев оресского горизонта несогласно перекрывает межсолевые отложения и представлена каменной солью с прослоями маргелей, доломитов, известняков, ангидритов [9].

Нефтеносность связана с внутресолевым прослоем (репер-пласт "Широкий") известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, перемятых с трещинами произвольного ориентирования.

Общая толщина верхней соленосной галитовой подтолщи от 607 метров скв.30 до 808 метров скв.12.

Верхнесоленосная глинисто – галитовая подтолща представлена оресским, стрешинским и нижнеполесским горизонтами. Сложена каменной солью, которая переслаивается с маргелями, глинами, реже доломитами, ангидритами. Толщина отложений изменяется от 784 метров скв.24 до 1257 метров скв.18.

Надсолевая толща, включающая верхнюю часть полесского горизонта фамеиского яруса верхнедевонской системы, каменноугольную и пермскую системы палеозойской группы, мезозойскую группу (триасовая, юрская, меловая системы) и кайнозойскую группу (палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы), сложена глинами, маргелями с прослоями известняков, доломитов, алевролитов, песков и песчаников [10].

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 метров скв.4 до 1418 метров скв. 24.

По поверхности подсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой моноклинальный блок клинообразной формы, ограниченный с юго-запода и юго-востока нарушениями сбросового типа.

По сейсмическим данным амплитуда регионального юго-заподного нарушения составляет 150-200 метров. Скв.30 вскрыла подсолевые отложения промежуточного блока сбросовой системы. Амплитуда сброса составляет 65 метров.

Поднятие характеризуется моноклинальным залеганием пород с общим падением в северо-восточном направлении, угол падения составляет в среднем 5*.

По поверхности межсолевых отложений Дубровская площадь представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго- запада и юго-востока разломами, прослеживающимися из подсодевых отложений,со значительно меньшей амплитудой (30-70 метров). Размеры брахиантиклинали в пределах изогипсы-2800 метров составляют 2700Х2300 метров.

Поверхность внутрисолевого пласта "Широкий" представляет собой небольшое локальное поднятие, южный склон которого осложнен рядом синклиналей и антиклиналей небольшой амплитуды, порядка 40-80 метров. Залежи нефти приурочены в основном к мульде между синклиналями и антиклиналями и является литологически ограниченной.

Кроме утвержденного варианта, имеется вариант геологического строения, изложенный в работе "Детальная корреляция и строение межсолевых отложений Дубровского месторождения" (автор: П.М.Захаров и др,1997) .

По мнению авторов работы "Детальная корреляция и строение межсолевых отложений Дубровского месторождения" поверхность елецкого резервуара в целом согласна с поверхностью горизонта, но характерезуется более резко выраженными деталями. Так, юго-восточный склон биогермного массива крутой с отчетливой границей отсутствия коллекторов. Северо-западный склон - вытянутый и раздвоенный, свод биогерма и поверхность елецких отложений в плане совпадают. Северо-восточный склон, также как юго-восточный, крутой, и в его пределах довольно резко исчезает биогерм и, соответственно, отсутствуют коллекторы. Таким образом, характер развития и строения межсолевых отложений Дубровского поднятия представляет собой практически классический тип органогенной постройки.

Согласно варианту, принятому в этой же работе, Дубровская подсолевая структура имеет блоковое строение. Так, по поверхности семилукского горизонта структура представлена системой блоков, разделенных небольшой амплитуды сбросами северо-западного падения [10].



Информация о работе «Обработка результатов по данным геофизических исследований скважин»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 99023
Количество таблиц: 0
Количество изображений: 0

Похожие работы

Скачать
11239
0
1

енностями геологического разреза, условиями бурения и характером ожидаемой геологической информации. Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединенную между собой каналом связи— геофизическим кабелем, а также спуско-подьемный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. ...

Скачать
47695
1
5

... К ним относятся: измерение механической скорости бурения, веса на крюке, расхода промывочной жидкости и давления на стояке, газовый и люминесцентный и др. каротаж. Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения могут служить в большинстве скважин надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования объектов, отбора керна и ...

Скачать
122005
6
4

... нового типа аппаратуры - автономного прибора акустического каротажа АК-Г, было принято решение о его испытании и широком применении при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах Федоровского месторождения Западной Сибири. Автономный скважинный прибор акустического каротажа АК-Г предназначен для измерений параметров распространения продольной и поперечной волн в скважинах, включая ...

Скачать
59332
1
13

... времени и средств. Представляется, что система контроля и оценки качества результатов ГИС должна содержать этапы, соответствующие системе организации и проведения геофизических исследований. Условно выделено десять этапов системы контроля и оценки качества результатов ГИС (рис. 5.1). Для каждого этапа определены его целевая функция, программа исследований, техническое обеспечение и содержание ...

0 комментариев


Наверх